hn estudio potencial de biogas version tecnica

Los residuos líquidos o efluentes y los desechos sólidos que generan

las actividades agropecuarias, semindustriales o industriales tienen una alta

carga de contaminantes. Una alternativa para disminuir la emisión de Gases

de Efecto Invernadero (GEI), que producen el calentamiento global, podría

encontrarse en la captura y uso de biogás, un combustible renovable capaz

de sustituir combustibles fósiles o biomasa (leña). Con la implementación de

tecnologías de biodigestión se pueden aprovechar y manejar adecuadamente

los desechos sólidos y líquidos en distintos sectores productivos,

transformándolos en una fuente de energía.

El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), en el marco

de su programa de cooperación con la Secretaría de Recursos Naturales

y Ambiente (SERNA) y con el apoyo de SNV, realizó el “Estudio sobre el potencial

de desarrollo de iniciativas de biogás a nivel productivo en Honduras”,

cuyo objetivo fue analizar el potencial de distintos sectores productivos

para desarrollar proyectos de biogás; entre otros, café, caña de azúcar,

palma africana, procesadoras de carnes y embutidos, ganado bovino,

porcino y avícola, y así determinar su potencial en la reducción de GEI

y su participación en el mercado de carbono.

Esperamos que esta publicación contribuya a los propósitos de informar,

sensibilizar y concientizar a las empresas de los sectores analizados,

a fin de que aprovechen su potencial como desarrolladores de proyectos

de biogás y de carbono.

Estudio sobre el potencial de desarrollo

de iniciativas de biogás

en Hondurasa nivel productivo

Al serviciode las personasy las naciones


Esta publicación y las herramientas relacionadas

han sido posibles con el apoyo financiero y técnico

del PNUD y del Gobierno de España.

Autores:Evelyn Hernández, Asesora SNVSvetlana Samayoa, Asesora SNVErwin Álvarez, Asesor SNVCarlos Talavera, Consultor SNV

Coordinación Técnica:Evelyn Hernández, SNVDamiano Borgogno, PNUDNoelia Jover, PNUDJuan Ferrando, PNUD Mateo Salomón, PNUD

Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo en Honduras, PNUD, octubre de 2011.

Los conceptos y comentarios aquí contenidos reflejan los puntos de vista de sus autores, y no necesariamente los del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo ni del resto de agencias que conforman el Sistema de Naciones Unidas.

Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, almacenada o transmitida en manera alguna ni por ningún medio, ya sea eléctrico, químico, mecánico, óptico, de grabación o fotocopia, sin permiso previo del editor.

Primera edición: enero de 2012

Edición y diseño: Comunica

5Estudio sobre el potencial de desarrollo de iniciativas de biogás a nivel productivo en Honduras

Contenido

Siglas y acrónimos 9

Resumen ejecutivo 11

Introducción 19

Objetivos y metodología para realizar el estudio 21

Metodología general de la investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

Métodos para medir y cuantificar desechos . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Método de estimación del potencial de biogás . . . . . . . . . . . . . . . 27

Marco conceptual y referencial 33

Impactos ambientales que podrían generar los desechos . . . . . . . . . 34

Sistemas de biodigestión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

Parámetros de dimensionamiento de sistemas de digestión . . . . . . . . 41

Sectores productivos objeto de estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Análisis del potencial de producción de biogás en cada sector productivo 49

Beneficios húmedos de café . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Extractoras de aceite crudo de palma africana . . . . . . . . . . . . . . . 54

Ingenios azucareros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

Procesadoras y empacadoras de carne bovina y porcina . . . . . . . . .60

Ganado bovino para ordeño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Procesadoras de leche y lácteos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

Granjas porquerizas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

Granjas avícolas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Empacadoras de carne de pollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

Potencial nacional de producción de biogás . . . . . . . . . . . . . . . . 87

1.

2.

3.

6 Estudio sobre el potencial de desarrollo de iniciativas de biogás a nivel productivo en Honduras

Factibilidad técnica y alternativas de aprovechamiento del biogás 91

A. Beneficios húmedos de café . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

B. Extractoras de aceite crudo de palma africana . . . . . . . . . . . . . 93

C. Ingenios azucareros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

D. Procesadoras y empacadoras de carne bovina y porcina . . . . . . . . 95

E. Ganado bovino para ordeño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

F. Procesadoras de leche y lácteos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

G. Granjas porquerizas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98

H. Granjas avícolas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99

I. Procesadoras de carne de pollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

Tecnologías de producción de biogás usadas en Honduras y costos aproximados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

Alternativas de aprovechamiento del biogás . . . . . . . . . . . . . . . 112

Potencial de participación en el mercado de carbono 115

El mercado de carbono . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115

Proyectos de biogás en el mercado de carbono . . . . . . . . . . . . . 116

Ciclo de proyectos en el mercado de carbono . . . . . . . . . . . . . . 118

Sobre los costos del ciclo de proyectos . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

Beneficios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121

Ciclo financiero de los proyectos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121

Requisitos de los proyectos en los mercados de carbono . . . . . . . . 123

Demostrar la adicionalidad del proyecto y establecer la línea de base . . 126

Tamaño de los proyectos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128

Programa de actividades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128

Acciones nacionales apropiadas de mitigación . . . . . . . . . . . . . . 132

Potencial de reducción de emisiones en cada sector . . . . . . . . . . . 133

Mapeo de fuentes potenciales de financiamiento para iniciativas de biogás y el mercado de carbono 137

Financiamiento de proyectos de energía renovable (biogás) . . . . . . . 137

Financiamiento de Carbono . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146

Fuentes de financiamiento disponibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147

4.

5.

6.

Identificación de potenciales proponentes o desarrolladores de proyectos de biogás y mercado de carbono 151

Azucarera Tres Valles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

Cooperativa Cafetalera de Unión San José Vallecillo (COCAUSAVAL) . . 153

Empresa Asociativa ARUCO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154

Cooperativa Cafetalera Ecológica La Labor Ocotepeque Ltda. (COCAFELOL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154

CADECA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155

CER-AGRO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156

PROMDECA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157

LEYDE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

Empresa Cooperativa SALAMÁ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

Conclusiones 161

Referencias documentales y bibliográficas 165

Personas entrevistadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168

Anexos 169

Anexo 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170

Anexo 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171

Anexo 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173

Anexo 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174

Anexo 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176

Anexo 6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182

7.


AEA Alianza de Energía y Ambiente con Centroamérica

AHIBA Asociación Hondureña de Instituciones Bancarias

AHPPER Asociación Hondureña de Pequeños Productores de Energía

AND Autoridad Nacional Designada

ANAPOH Asociación Nacional de Productores de Pollos de Honduras

ANAVIH Asociación Nacional de Avicultores de Honduras

APAH Asociación de productores de Azúcar de Honduras

AOD Asistencia Oficial al Desarrollo

BCIE Banco Centroamericano de Integración Económica

BID Banco Interamericano de Desarrollo

°C Grado centígrado

CCX Chicago Climate Exchange

CCBS Climate, Community and Biodiversity Standard

CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe

CER Certificación de Emisiones Reducidas

cm centímetros

CMCC Convención Marco sobre Cambio Climático

CH4 Metano

CICH Colegio de Ingenieros Civiles de Honduras

CIMEQH Colegio de Ingenieros Mecánicos, Eléctricos y Químicos de Honduras

CO2 Dióxido de carbono

DBO5 Demanda bioquímica de oxígeno en 5 días

DQO Demanda química de oxígeno

EOD Entidad Operacional Designada

ERPA Acuerdo de Compra de Emisiones Reducidas

g Gramos

GEI Gases de Efecto Invernadero

GS Gold Standard

HFC Hidrofluorocarbonos

IHCAFE Instituto Hondureño del Café

INE Instituto Nacional de Estadística

INGEI Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change

Siglas y acrónimos


ISO International Organization for Standarization

JE Junta Ejecutiva del MDL

kg Kilogramo

kWe Kilo Watts eléctricos

kWt Kilo Watts térmicos

l Litro

MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio

ML Millones de Lempiras

ml Mililitro

MOS Materia Orgánica Seca

MUSD Millones de dólares estadounidenses

MVS Materia Volátil Seca

MWe Mega Watts Eléctricos

MWt Mega Watts Térmicos

MNm3 Millones de Metros Cúbicos Normales

NAMA Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación

N2O Óxido Nitroso

PFC Perfluorocarbonos

PK Protocolo de Kyoto

PDD Documento de Diseño de Proyecto

ppm Partes por millón

PNUD Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo

POA Programa de Actividades

RFF Racimos de fruta fresca

SAG Secretaría de Agricultura y Ganadería

SERNA Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente

SF6 Hexafluoro de Azufre

tCO2e Toneladas de CO2 equivalentes

tm Toneladas métricas

TIR Tasa Interna de Retorno

UNFCCC United Nations Framework Convention for Climate Change

USD Dólares estadounidenses

USEPA United States Environmental Protection Agency

VCS Voluntary Carbon Standard

VER Emisiones Reducidas Verificadas


Una alternativa para disminuir la emisión de Gases de Efecto Inverna-dero (GEI) podría encontrarse en la biometanización. Este proceso es la digestión anaeróbica de sustancias orgánicas con la consecuencia na-tural de emisión del biogás. El Inven-tario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI, 2000) preparado por la Secretaría de Recursos Natu-rales y Ambiente (SERNA), indica que el mayor emisor de metano (CH4) fue el sector agricultura con 43% (equiva-lente a 103.61 Gg. de CO2e) seguido del sector de desechos con un 28% (equivalente a 69 Gg. de Co2e).

El biogás es un combustible renova-ble capaz de sustituir combustibles fósiles o biomasa (leña). Aunque esta última es considerada fuente de energía renovable, su uso poco con-trolado podría tener consecuencias negativas para la preservación de los inventarios forestales del país. Con la implementación de tecnologías de biodigestión se pueden aprovechar y manejar adecuadamente los dese-chos sólidos y líquidos en distintos sectores productivos, transformán-dolos en una fuente de energía.

Estudios recientes realizados en el país indican que podría ser factible desarrollar un programa de produc-ción de biogás con enfoque produc-tivo en varios sectores (bovino, aví-cola, porcino, caña de azúcar, café, palma africana, etc.)1. Sin embargo,

1 Actualización del Diagnóstico de Biomasa. Informe Final (Proyecto Elaboración de la Política Energética y Plan Energético Na-cional al 2030). SERNA 2009, Tegucigalpa, Honduras, Pág. 49.

es necesario profundizar en algunos elementos clave que permitan definir un enfoque de trabajo que garantice el éxito y minimice los riesgos para todos los actores interesados que, eventualmente, se involucren en su diseño e implementación.

Por ello, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) en el marco de su programa de coope-ración con la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) y con el apoyo del Servicio Holandés de Cooperación al Desarrollo (SNV), se planteó realizar este estudio. El obje-tivo general es analizar el potencial de distintos sectores productivos para desarrollar proyectos de biogás, en-tre ellos café, caña de azúcar, palma africana, procesadoras de carnes y embutidos, ganadero bovino, porcino y avícola, para determinar su poten-cial en la reducción de GEI y su par-ticipación en el mercado de carbono.

Para ello se estableció la capacidad de producción de las empresas (coo-perativas, asociaciones, sociedades comerciales) en los sectores objeto de estudio para preseleccionar aque-llas en las cuales se llevaría a cabo una caracterización de desechos. Esta caracterización sirvió de base para calcular el potencial de genera-ción de biogás.

Luego se verificó la disponibilidad de las empresas preseleccionadas para permitir la caracterización de sus de-sechos fermentables y se indagó so-bre las condiciones técnicas mínimas necesarias para llevar a cabo dicha caracterización. Posteriormente, se acordaron calendarios de ejecución

Resumen ejecutivo


de los ejercicios y las formas en que se llevarían a cabo. Los ejercicios de caracterización se realizaron duran-te tres días sobre desechos líquidos y sólidos, en aquellas ramas de la actividad en las cuales se conside-ró viable la fermentación. Todas las muestras fueron procesadas en la-boratorios para los análisis químicos.

De forma paralela se recolectó infor-mación sobre las tasas de producción actual y la capacidad de producción de cada sector. Esta información se fundamenta en registros públicos y en las estadísticas que manejan las aso-ciaciones o federaciones gremiales de cada sector productivo, y sirven para estimar el potencial de produc-ción de biogás en cada uno de estos (vía extrapolación).

Para analizar los costos de implemen-tación de tecnologías de producción de biogás a pequeña y gran escala se identificaron proyectos que ya las han implementado y se obtuvo infor-mación sobre los niveles de inversión realizados en tales proyectos. Tam-bién se identificaron proveedores na-cionales de tecnología y los servicios que prestan para desarrollar proyec-tos de biogás, haciendo un cálculo de costos y la escala de operación.

Para elaborar un esquema preliminar de participación de este tipo de ini-ciativas en el mercado de carbono, se revisó y analizó información secunda-ria. Para determinar el potencial de reducción de emisiones de tCO2e por sector se usó un software especial-mente diseñado. También se realizó una investigación sobre el perfil re-querido para desarrollar un proyecto de biogás, se establecieron contactos con distintas empresas para conocer su interés en convertirse en poten-ciales proponentes de proyectos de

biogás, realizando una prefactibilidad financiera y un plan de financiación adecuado a las tecnologías (tipo y tamaño). Para concluir, se hizo un mapeo de potenciales financiadores nacionales e internacionales, caracte-rizando los productos financieros dis-ponibles para este tipo de proyectos, según su tamaño y requisitos.

El marco conceptual y referencial señala que el biogás resulta de la descomposición microbiológica de la materia orgánica o biomasa en un entorno húmedo y anóxido (ausencia de oxígeno) por medio de la actividad bacteriológica. El proceso de fermen-tación tiene dos fases: la ácida y la metanogénica. En la primera, se for-man los aminoácidos, ácidos grasos y alcoholes, a partir de las proteínas, grasas e hidratos de carbono disuel-tos en los materiales orgánicos. En la segunda, se forman el metano, el dió-xido de carbono y el amoníaco, entre otros (Martínez, et al., 2008).

Se puede utilizar todo tipo de mate-rias orgánicas o biológicas para ge-nerar biogás, siempre que puedan ser reducidas por microorganismos. Las más comunes son:

l Estiércol de ganado, cerdos, gallinaza, excretas humanas, etc.

l Todo tipo de desechos orgá-nicos agrícolas: pulpa de café, restos de maíz, de frutas, ba-gazo de caña, restos de papas, hortalizas, desechos banane-ros, etc.

l Desechos agroindustriales pro-ducidos en fábricas de conser-vas, empacadoras de frutas y extractoras de jugos, extracto-ras de aceite de palma africana, etc.


La instalación destinada al manejo de los residuos, que tenga por objetivo captar los gases de los mismos, re-cibe el nombre de planta de biogás. Existen múltiples diseños y formas, en función del tamaño, materia pri-ma (residual) que se emplea, y los materiales con que se construye. Los modelos se adaptan a todas las necesidades y variantes de volumen, materiales empleados y residuos or-gánicos a tratar.

El sistema de biodigestión apropiado para un sector productivo dependerá de las características físico-químicas de los desechos, de la cantidad de materia prima disponible y de otros factores técnicos y económicos que podrán encontrarse en estudios de factibilidad que se realicen.

En términos generales, los datos ge-nerados durante este estudio seña-lan que el potencial bruto nacional de biogás de las actividades analizadas es de 430 MNm3 biogás a 60% CH4/año. Este representa un total de 448.4 MWt de potencia térmica, equivalen-tes a unos 180.8 MWe de potencia eléctrica, al supuesto de conversión térmica a eléctrica del 40% usado en el análisis. 105.6 MWt y 43.7 MWe de estos estarían disponibles solamente

durante la zafra azucarera (6 meses); y 133.2 MWt y 53.3 MWe estarían dis-ponibles solo durante la cosecha de café (4 meses).

El potencial neto de biogás es menor que el indicado, debido a que 4 de los 19 sustratos identificados tienen, actualmente, precios de venta que no justificarían su conversión a biogás. Estos son la melaza de la caña de azúcar, la harina de plumas del pro-cesamiento de las aves para producir carne y pollos empacados, y la harina de carne y hueso, y el sebo, que se recuperan en las empacadoras de carne bovina y porcina.

Hechas las deducciones de los sus-tratos indicados, el potencial neto de biogás estaría en el orden de los 366.1 MNm3 biogás a 60% CH4/año, equivalentes a unos 365.9 MWt y 146.7 MWe, que representan el 85.1% del potencial bruto originalmente es-timado.

Los tres sectores y/o actividades pro-ductivas que mayores aportes tienen que hacer al potencial nacional de biogás son: las granjas avícolas, con el 35.3% del potencial neto nacional (en el cual el sustrato gallinaza repre-senta el 33.2%); las salas de ordeño, con el 23.1% del total neto nacional (el estiércol no diluido representa el 20.9% del potencial neto total); y los beneficios húmedos de café que po-drían aportar, usando las aguas de desmucilaginado y la pulpa de café, un 12.1% del neto nacional. Conjunta-mente, estas tres actividades abona-rían el 70.5% del potencial neto nacio-nal de biogás, lo que las convierte en sectores prioritarios para desarrollar programas de biogás.

l Grasas orgánicas, restos de procesadoras de pollos y car-ne, desechos de procesadoras de camarón, frutos del mar, pescado, etc.

l Fuentes orgánicas en rellenos sanitarios, depósitos de basu-ra, plantas depuradoras.

l Desechos de la producción de azúcar, alcoholes y licores.

l Desechos forestales.


Las granjas avícolas y los beneficios de café permiten la fácil colección de los desechos degradables para transformación a biogás, y por ello presentan una significativa segmen-tación en términos de las escalas de producción; más aún el sector café, donde las estadísticas indican que hay 92,706 productores (2009-2010). En cuanto a sus escalas productivas, estos sectores tendrían la necesidad de articularse e instalar sistemas de digestión a pequeña y mediana escala. En el sector ganadero (más específica-mente, en las salas de ordeño), impul-sar proyectos de biogás demandará toda una “revolución tecnológica” en la actividad de base, ya que lo más común es el pastoreo extensivo en po-treros y el ordeño en corrales, lo que o impide, o dificulta la colección del sustrato más interesante para produ-cir biogás en este sector: el estiércol bovino. Cabe destacar que modificar las prácticas habituales de manejo de ganado podría acarrear consecuen-cias ambientales y socioeconómicas muy positivas para el país.

Las plantas extractoras de aceite de palma africana, las granjas porque-rizas y los ingenios azucareros con-tribuirían con el 11.6, 9.3 y 5.3% del potencial neto nacional de biogás, respectivamente. De estas activida-des, la extracción de aceite de pal-ma africana y los ingenios azucareros son candidatos óptimos para la di-gestión a gran escala. Estos sectores permiten economías de escala en la transformación a más grandes volú-menes de un sustrato dado. Por las características de sus residuos líqui-dos, las plantas extractoras de aceite tienen un potencial muy interesante. Además, generan aguas residuales que reportan las más altas concentra-ciones de materia orgánica de todos

los desechos líquidos estudiados. En este sector es donde se han desa-rrollado los proyectos industriales de biogás existentes en el país.

Las procesadoras de leche y pro-ductos lácteos, las empacadoras de carne de pollo y las procesadoras de carne bovina y porcina son las acti-vidades que menores contribuciones relativas tienen que hacer al potencial neto nacional de biogás. Represen-tarían el 2.1, 1.1 y 0.23%, respectiva-mente.

Hasta la fecha, la adopción de tec-nologías de biogás en Honduras ha tenido particular difusión en las áreas de actividades productivas industria-les y agroindustriales que han podi-do visualizar las ventajas de su uso. Estas industrias se caracterizan por disponer de sustratos fáciles de fer-mentar. La posibilidad de incorporar-se al Mecanismo de Desarrollo Lim-pio (MDL), y los incentivos que este presenta, ha generado interés en la industria. Por supuesto, también han alentado que la industria se mueva en esa dirección, la utilidad del gas como un combustible primario en las operaciones industriales, generando ahorros por la sustitución de combus-tibles tradicionales, y para generar y vender electricidad.

La concepción, análisis, diseño, desa-rrollo, puesta en marcha y operación de proyectos de biogás es una activi-dad multidisciplinaria, que demanda capacidades en prácticamente todas las ramas tradicionales de las ingenie-rías (química y bioquímica, mecánica, eléctrica y civil). Aun cuando existan empresas que ofrezcan desarrollar proyectos de biogás como un pa-quete “llave en mano”, estas deberán emplear diversas capacidades para desarrollar un proyecto.


Aparte de los servicios de ingeniería asociados a los proyectos de biogás, son pertinentes los servicios de otras empresas y/o entes especializados, particularmente cuando los proyectos deseen usar los incentivos del MDL. Esto podría darse insertándose en el esquema del mercado de carbono que opera a escala internacional, y que incluye verificación, validación y certificación de proyectos, al igual que los de intermediación comercial de los certificados de reducción de emisiones. Desarrollar proyectos de biogás necesita también de la com-petencia especializada de otros pro-veedores de servicios, como servi-cios legales para constituir y registrar una empresa, tramitar permisos de operación, etc. También servicios téc-nicos y legales vinculados al licencia-miento ambiental de proyectos, y de servicios químico-analíticos especia-lizados.

Aunque en el país existe cierta ca-pacidad instalada, la experiencia de-muestra que el diseño y puesta en marcha de plantas de biogás impli-caría desarrollar y fortalecer las capa-cidades de los proveedores de servi-cios y tecnologías a escala nacional.

Una vez que el sistema de biodiges-tión o planta de biogás está instala-do y en funcionamiento, la decisión sobre el mejor uso del biogás debe tomarse en función de las necesida-des energéticas del usuario potencial, considerando los rendimientos de la conversión del gas a energía, o poten-cia térmica, eléctrica y/o mecánica, las magnitudes de las potencias re-queridas y la disponibilidad del com-bustible. Esto debe analizarse caso por caso en estudios de factibilidad.

El biogás producido se puede em-plear en las necesidades energéti-cas de cada sector productivo, sus-tituyendo o reduciendo el consumo de petróleo y sus derivados, leña o cualquier combustible que se utilice. También se puede aprovechar para producir energía eléctrica, tomando como referencia que el poder calóri-co promedio de un metro cúbico de biogás es de cinco mil kilocalorías (5,000 kcal.), lo que permite generar entre 1.3 y 1.6 kWh de electricidad aproximadamente.

El biogás también se puede usar en equipos con motores de combustión adaptados a este gas. Consideran-do la amplia disponibilidad de estos equipos y aparatos, se podría usar a gran escala en varios sectores pro-ductivos del país.

Dado que en cualquier proceso pro-ductivo, ya sea del sector primario, industrial o de servicios, es inevitable emitir, directa o indirectamente, Ga-ses de Efecto Invernadero (GEI) que contribuyen al cambio climático, des-de distintas instancias se han promo-vido iniciativas para mitigar los efec-tos negativos de estos gases. Una de ellas es el mercado de carbono, donde las empresas, gobiernos o in-dividuos pueden desarrollar proyec-tos que reduzca las emisiones GEI o absorban esos gases de la atmósfera, recibiendo un pago por ello.


En este estudio se presentan las opcio-nes de participación de proyectos de biogás en el mercado de carbono, tanto en el mercado de cumplimiento, como en el voluntario. Los proyectos de bio-gás que se desarrollan en el mercado de carbono son los de generación de biogás, y los de utilización del biogás. Ambos participan en el mercado de carbono por su contribución a la mitiga-ción del cambio climático, identificada de la siguiente manera:

Proyectos de generación de biogás: evitan la emisión de CH4 directamente a la atmósfera y capturan el biogás.

Proyectos de utilización de biogás: se usa para sustituir los combustibles fósiles para generar energía térmica/eléctrica, para proveer a la red, o en las actividades ya sean domésticas o industriales.

Muchos proyectos de generación de biogás consisten en un sistema con un biodigestor o biorreactor hermé-ticamente cerrado y dentro del cual se depositan desechos sólidos y/o líquidos (ej. desecho animal, huma-no, aguas residuales de procesos productivos industriales como el café, palma africana, caña de azúcar, procesadoras de carne, entre otros). Estos desechos tienen alto contenido de materia orgánica y se tratan para su descomposición bajo un proce-so anaeróbico que es el que genera biogás.

Los proyectos de biogás tienen cabi-da en el mercado de carbono porque el biogás se compone principalmente de metano (CH4), uno de los gases que se busca reducir con proyectos de carbono. Esto se debe a su poder de calentamiento global, ya que es 21 veces más potente que el CO2 (es decir, que contamina 21 veces más comparado con el CO2).

Los proyectos de utilización del bio-gás se desarrollan a partir de una de las características atribuibles al me-tano, que es el componente que da el poder energético al combustible; por lo tanto, dependiendo de la biomasa utilizada (desechos sólidos y/o líqui-dos), se puede obtener biogás con mayor o menor porcentaje de metano; es decir, con mayor o menor calidad energética aprovechable. En general, los porcentajes de metano típicos del biogás varían entre 55% y 70% (Mar-tínez, 2008).

Los proyectos de utilización del bio-gás forman parte del mercado de car-bono dado que promueven el uso de biogás para sustituir los combustibles fósiles, que generan bióxido de car-bono (CO2), uno de los gases que los proyectos de carbono buscan reducir.

Aunque no es obligatorio, por lo ge-neral los proyectos de generación de biogás desarrollan los proyectos de utilización de biogás. Desarrollar los dos tipos de proyectos en el mercado de carbono es independiente, pero está relacionado. Es decir, se requiere un proyecto de generación de biogás (ya sea que participe o no en el mer-cado de carbono), para desarrollar un proyecto de utilización de biogás en el mercado de carbono.

Las oportunidades de participación en el mercado de carbono, tanto en el de cumplimiento como en el volunta-rio, dependen del tamaño del proyec-to, bajo un esquema preliminar bas-tante genérico. Se ha estimado que un total de 2,090,495 tCO2e podrían reducirse anualmente implementando iniciativas de biogás en los sectores productivos objeto de estudio.


Aun con el potencial de generación de biogás identificado en este estu-dio, el limitado acceso a capital para la inversión es una barrera. Si bien es cierto que estos sistemas pueden proveer beneficios ambientales, so-ciales y económicos, los financiado-res califican los proyectos y enfocan sus análisis económicos en la capa-cidad de producción de energía, par-ticularmente la eléctrica.

Por lo anterior, se analizó el acce-so a fondos para financiamiento de proyectos privados de generación de energía renovable. El resultado es que sí existen fondos provenientes de diversas fuentes de recursos que in-cluyen bancos multilaterales, bancos de desarrollo, bancos de inversión, fondos privados, inversores indepen-dientes y otros.

Estos fondos son diversos y pueden incluir garantía de préstamos, capital de inversión, préstamos de largo pla-zo, fondos para sindicación de prés-tamos, fondos mixtos, fondos para donaciones, financiamiento de estu-dios y financiamiento de asistencia técnica. También establecen perfiles particulares de inversión, que los dife-rencian entre sí por condiciones como región geográfica donde actúan, tipo de tecnología de generación que pue-den financiar, etapa de desarrollo del proyecto a ser financiado, tamaño del proyecto por su capacidad de gene-ración de energía y por su impacto social y ambiental.

Sin embargo, a pesar de la disponi-bilidad de fondos, los mecanismos y perfiles de financiamiento, y el interés de los financiadores en proyectos de energía, enfrentan limitantes signifi-cativas.

Primero, la limitada capacidad de análisis, que es parcialmente solven-tada al apoyarse en la Asociación Hondureña de Instituciones Banca-rias (AHIBA), en otras organizaciones con presencia nacional y enfoque específico en el sector energético y, en algunos casos, con consultores internacionales. Segundo, el alto por-centaje de coinversión es muchas ve-ces una barrera para los proponentes de proyectos. Este porcentaje varía según la fuente de fondos, y va des-de 15% hasta un 50%. Esto induce a los analistas a preferir clientes con un fuerte respaldo económico de capital para cubrir la coinversión requerida, y garantizar el repago de la deuda en caso que el proyecto no genere los flujos suficientes. Tercero, debido a la naturaleza de estos proyectos, las condiciones de tasa de interés y plazo que los bancos ofrecen con fondos propios no son adecuadas para los clientes.

Es por eso que las fuentes de fon-dos más comunes son externas y en divisa extranjera, cuya gestión suele ser lenta. Adicionalmente, los costos de aprobación del financiamiento de estos proyectos resultan onerosos. Es por eso que se establecen límites mínimos de tamaño, que para estos bancos oscilan entre 0.5 a 1.5 MW de capacidad instalada. Definir nuevos esquemas de financiamiento orien-tados a proyectos de generación de energía a partir de la biomasa (que implica producir biogás a distintas escalas) es imperativo en el corto plazo.


A pesar de las barreras financieras, cabe destacar que en el país existe interés, en el sector privado industrial o semi industrial, en potenciales pro-yectos de biogás y de carbono. Pero no hay conocimiento suficiente sobre los temas relacionados, en especial del mercado de carbono. Esto dificul-ta que una empresa pueda demostrar un criterio inequívoco sobre su interés por un proyecto de este tipo.

De hecho, se pudo constatar que las empresas que expresan interés no conocen a profundidad el impacto e implicaciones que una planta de bio-gás puede tener para su ambiente de trabajo, salud laboral, eficiencia en la operación, contribución a la comu-nidad y al ambiente. La mayoría de las empresas están satisfechas con cumplir el requisito mínimo ambiental requerido para su operación, y sola-mente consideran la planta de biogás y el mercado de carbono como in-versiones, si garantizan rentabilidad. Esto indica la necesidad de diseñar y ejecutar procesos de capacitación sobre los temas objeto de este es-tudio, dirigidos al sector privado y cooperativista.

Las empresas que tienen una cultura de prácticas sustentables y que va-loran el efecto de prácticas ambien-talmente amigables en su negocio, tienen mayor interés en los proyectos de biogás, a tal punto que aceptarían una inversión con rentabilidad muy baja o cercana a 0%. Esto indica la importancia de sensibilizar y concien-tizar a las empresas de los sectores objeto de estudio, y diseñar estímulos para aquellas que invertirían con baja rentabilidad debido a su conciencia ambiental.


De acuerdo a las conclusiones del In-ventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI, 2000) preparado por la Secretaría de Recursos Natu-rales y Ambiente (SERNA) en el marco de los compromisos asumidos en la Convención Marco Sobre Cambio Cli-mático (CMCC), el dióxido de carbo-no (CO2) fue el gas que se generó en mayor volumen durante el año 2000, específicamente en los sectores de energía con un 60% (3,728.99 Gg. de CO2e)2 y cambio en el uso de la tie-rra y silvicultura con un 25% (1,574.47 Gg. de Co2e). El mayor emisor de gas metano (CH4) fue el sector agricultura con 43% (equivalente a 103.61 Gg. de CO2e), seguido del sector de dese-chos, con un 23% (equivalente a 69 Gg. de CO2e).

De las emisiones de CO2 del sector energía, el 50% correspondió al sub-sector transporte terrestre y el 24% a la industria de la energía. De las emi-siones de CH4 el subsector fermen-tación entérica3 es el que genera el 95% de este gas, seguido del manejo de estiércoles (4%), y por quema de residuos agrícolas (1%).

Una alternativa para disminuir la emi-sión de GEI como país podría ser la biometanización, proceso que con-siste en la digestión anaeróbica de sustancias orgánicas con la conse-

2 Las tendencias de las emisiones de los principales gases efecto invernadero (CO2, CH4, y N20) son expresadas como CO2

equivalente (CO2e) en Giga gramos (Gg). INGEI, SERNA 2000, Tegucigalpa, p. 12.

3 La fermentación entérica se refiere al pro-ceso de generación de metano en forma natural en la digestión de los herbívoros y rumiantes, y que luego es expelido al aire libre.

Introducción

cuencia natural de emisión del bio-gás4.

El biogás es un combustible renova-ble capaz de sustituir combustibles fósiles o biomasa (leña) que, aunque es considerada como renovable, su aprovechamiento poco controlado podría tener consecuencias negativas para la preservación de los inventa-rios forestales del país. Además, con la implementación de tecnologías de biodigestión, se pueden aprovechar y manejar adecuadamente los dese-chos sólidos y líquidos en distintos sectores productivos, transformán-dolos en una fuente de energía.

Estudios recientes5 realizados en el país indican que es factible desa-rrollar un programa de generación de biogás con enfoque productivo en varios sectores (bovino, avícola, porcino, caña de azúcar, café, palma africana, etc.). Para esto es necesario profundizar en un enfoque de trabajo que garantice el éxito y minimice los riesgos para todos los actores intere-sados que, eventualmente, se involu-cren en su diseño e implementación.

Por ello, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) en el marco de su programa de coope-ración con la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) y el SNV, realizaron este estudio. El obje-

4 Mezcla de gases resultantes de la des-composición de la materia orgánica reali-zada por acción bacteriana en condiciones anaerobias.

5 Actualización del Diagnóstico de Biomasa. Informe Final (Proyecto Elaboración de la Política Energética y Plan Energético Na-cional al 2030). SERNA 2009, Tegucigalpa, p. 49.


tivo general es analizar el potencial de distintos sectores productivos para desarrollar proyectos de biogás, en-tre estos café, caña de azúcar, palma africana, procesadoras de carnes y embutidos, ganadero bovino, porci-no y avícola, a fin de determinar su potencial en la reducción de GEI y su participación en el mercado de car-bono.

El presente documento se divide en siete secciones. La primera delimita el alcance del estudio, haciendo re-ferencia a los objetivos específicos y la metodología para la recopilación y análisis de información que se de-sarrolla en las siguientes secciones.

En la segunda sección, se presenta el marco conceptual y referencial que guía el contenido del estudio e incluye la caracterización de los sectores pro-ductivos seleccionados y las materias primas para producir biogás en cada uno de ellos.

En la tercera sección se realiza un análisis del potencial de producción de biogás en cada centro de produc-ción que sirvió para cada sector pro-ductivo por sustrato y por la suma de sustratos. Esto para determinar si el manejo actual de los mismos resulta más rentable o no en relación con la producción de biogás. También se hace la extrapolación a todo el sector, explicando particularidades en cada uno de ellos.

Un resumen de las alternativas de aprovechamiento del biogás en cada sector productivo se encuentra en la cuarta sección. Aquí se discute la fac-tibilidad de las tecnologías y servicios que se pueden implementar en cada sector, de acuerdo a la cantidad y tipo de materia prima disponible para generar biogás. Los usos se identifi-caron de acuerdo a las necesidades

de los sectores productivos objeto de estudio, y contempla desde la ilumi-nación hasta la generación de energía eléctrica.

En la quinta sección se presenta un esquema sobre el potencial de par-ticipación en el mercado de carbono que tienen los proyectos de biogás por tipo y tamaño, con estimaciones preliminares de reducción de dióxi-do de carbono equivalente (CO2e) por sector.

La sexta sección hace referencia a fuentes de financiamiento disponibles para desarrollar proyectos de biogás, tanto para el mercado de carbono como para implementar tecnologías y servicios en el país.

Un mapeo de empresas e industrias que tienen potencial e interés en pro-yectos de biogás y en el mercado de carbono se encuentra en el séptimo capítulo. También se indica el tipo y tamaño de iniciativa.

Finalmente, se presentan las con-clusiones del estudio, las referencias documentales y bibliográficas consul-tadas para su desarrollo, y todos los anexos documentales y metodológi-cos a que se refiere el mismo.


Objetivos y metodología para realizar el estudio

El objetivo general de este estudio es analizar el potencial de sectores pro-ductivos para desarrollar proyectos de biogás, entre ellos café, caña de azúcar, palma africana, procesadoras

de carnes y embutidos, ganadero bo-vino, porcino y avícola, a fin de deter-minar su potencial en la reducción de GEI y su participación en el mercado de carbono.

Los objetivos específicos son:

l Caracterizar la materia prima (desechos líquidos y sólidos) para producir biogás en distintos sectores productivos (café, caña de azúcar, palma africana, procesadoras de carnes y embutidos, ganado bovino, porcino y avícola).

l Identificar diferentes tecnologías y servicios para producir biogás de acuerdo a la materia prima, a la cantidad disponible, su ubicación y densidad (estimando por sector).

l Estimar costos de implementación de cada tecnología y sus proveedores.

l Analizar diferentes usos que podría tener el biogás en cada sector: ge-neración de energía eléctrica, iluminación, calor, etc.; y su impacto en la generación de empleos e ingresos.

l Determinar el potencial de participación en el mercado de carbono (MDL, Mercado Voluntario) por tipo y tamaño de proyecto con estimaciones preliminares de reducción de emisiones (tCO2e) equivalente por sector.

l Identificar potenciales proponentes de proyectos en cada sector, clasi-ficándolos en grandes, medianos y pequeños de acuerdo al potencial de producción de biogás, y determinar su interés de invertir en la imple-mentación del proyecto.

l Investigar las necesidades financieras por sector y por cliente potencial para desarrollar este tipo de iniciativas.

l Mapear las potenciales fuentes de financiamiento por sector y tamaño de proyecto.

1


Metodología general de la investigaciónLa investigación estuvo a cargo de especialistas en áreas temáticas, de tal forma que el estudio refleja una visión holística del tema. Se desarro-llaron las siguientes fases:

De forma paralela se recolectó infor-mación sobre las tasas de producción actual y la capacidad de producción de cada sector. Esta información se fundamenta en registros públicos y en las estadísticas de las asociaciones o federaciones gremiales, y sirven de fundamento para los cálculos de po-tencial de producción de biogás (vía extrapolación).

Para analizar los costos de implemen-tación de tecnologías de producción de biogás a pequeña y gran escala, se identificaron proyectos que ya las han implementado, y se obtuvo in-formación sobre la inversión en los mismos. También se identificaron los proveedores nacionales de tecnolo-gía y los servicios que prestan para desarrollar proyectos de biogás, ha-ciendo una estimación de los costos y la escala de operación.

Para elaborar un esquema preliminar de participación en el mercado de carbono, se revisó y analizó informa-ción secundaria. Para determinar el potencial de reducción de emisiones de tCO2e por sector se usó un soft-ware diseñado para tal efecto.

También se realizó una investigación sobre el perfil requerido para desa-rrollar un proyecto de biogás y se contactó a distintas empresas para conocer su interés en potenciales proyectos de biogás, realizando una prefactibilidad financiera y un plan de financiamiento adecuado a las tecno-logías (tipo y tamaño).

Para concluir el proceso de investi-gación, se realizó un mapeo de po-tenciales financiadores nacionales e internacionales, caracterizando los productos financieros disponibles para estos proyectos, según su ta-maño y requisitos.

l Recopilación y análisis de información documental y bibliográfica.

l Recopilación y análisis de información primaria (entrevistas a actores clave, giras y vistas en campo, encuestas, análisis de materia prima, etc.).

l Contraste y validación de la informa-ción (grupos focales, aplicación de software para biodigestores y plantas de biogás, retroalimentación interdis-ciplinaria).

Para comenzar, se estableció la capa-cidad de producción de las empresas (cooperativas, asociaciones, socie-dades comerciales) en los sectores objeto de estudio, a fin de preselec-cionar aquellas empresas donde se realizaría una caracterizaron de dese-chos. Esto sirvió de base para estimar el potencial de generación de biogás.

Luego se verificó la disponibilidad de las empresas preseleccionadas para permitir la caracterización de sus de-sechos fermentables y se indagó so-bre las condiciones técnicas mínimas necesarias para efectuar la caracte-rización, acordando calendarios de ejecución de los ejercicios y la forma de llevarlos a cabo.

Los ejercicios de caracterización de desechos líquidos y sólidos se hicie-ron en tres días, cuando se conside-raba viable su fermentación. Todas las muestras recogidas se procesa-ron en laboratorios para los análisis químicos.


Métodos para medir y cuantificar desechosPara cuantificar los desechos líquidos se determinaron los caudales de las corrientes en el centro de producción durante el período de medición, que correspondió al período de operación del centro durante el cual se generan aguas residuales.

Las mediciones se realizaron durante tres días. Esto se considera el tiempo mínimo necesario para obtener cuantifi-caciones representativas. Los métodos para medir los caudales dependieron de las posibilidades que presentaba el centro de producción. Para cada uno se escogió el método de cuantificación de caudales que resultara en las medi-ciones más confiables.

Estos métodos consistieron en:

l Los vertederos Parshall o vertederos en V se usaron cuando estaban disponibles en la ins-talación, y su uso no introduciría errores significativos en la medición. En todos los casos, la altura del tirante de agua en la canaleta fue determinada usando una escala métrica con una precisión de +/- 1 mm. El caudal resulta de convertir la altura del tirante de agua mediante la regla de correspondencia, dada en función de la dimensión crítica (ancho de la garganta o tipo de muesca) del aparato de medición. El uso de estos dispositivos de medición resulta en una precisión categorizada como “buena a excelente”, de 2 a 5% (USEPA, 1982).

l En los centros de producción que no disponían de vertederos, se cuantificaron los caudales con el método de cubeta y cronómetro (precisión del cronómetro +/- 0.01s), con tres repeti-ciones por evento de medición, para estimar un promedio de las tres mediciones. La cubeta para medir el volumen fue previamente calibrada con adiciones sucesivas de agua a la cubeta, medidas en una probeta de 1,000 ml capacidad (+/- 5 ml). En todos los casos se registró el tiempo necesario para que la cubeta se llenase hasta la marca superior de capacidad (7 litros para la pequeña, 12 l para la grande). El tiempo mínimo de colección del volumen fue de 10 segundos, como es recomendado en los procedimientos estándar de este método. Cuando se encontraron caudales más altos, se empleó otro método de medición. La precisión del método, siempre y cuando el tiempo de colección no sea inferior al indicado, está juzgada como “buena” (error de hasta 5%; USEPA, 1982).

l En las circunstancias en las cuales la configuración de la red de tuberías no permitía usar una cubeta en un punto seguro para capturar el total del caudal fluyendo, o cuando los caudales resultaban en tiempos de llenado de la cubeta inferiores a 10 segundos, se optó por deter-minar el caudal por diferencia volumétrica. Esta cuantifica en un intervalo de tiempo dado y medido con cronómetro (precisión del cronómetro +/- 0.01 s), el ascenso o descenso del nivel del agua en un canal o caja de registro de dimensiones regulares, al cual se le determinaron sus dimensiones con un error de +/- 0.5 cm. La precisión de este método es comparable a la del de la cubeta y el cronómetro.

l Los eventos de medición de caudales se programaron inicialmente para realizarse una vez cada quince minutos, conforme prácticas habituales. No obstante, cuando se observó una alta variación en el caudal de la corriente, la frecuencia de medición se ajustó para asegurar un dato representativo, tomando lecturas con mayor frecuencia.


Los datos de caudales fueron proce-sados mediante un algoritmo previa-mente desarrollado. El caudal medio en cada período temporal entre even-tos de medición se multiplica por la duración del lapso temporal entre eventos. Con esto se puede estimar el gasto en el intervalo, equivalente al volumen total de efluente medido en dicho intervalo, de la siguiente forma:

G.I. = Qi × ti

Donde: G.I. = gasto en el intervalo

Qi = caudal medio en el intervalo

ti = duración del intervalo

A final de la jornada diaria, el gasto total (G.T.) equivalente al volumen total de efluente producido se cuantifica como la suma de los gastos de inter-valo en todos los intervalos estableci-dos en el período de medición, como se presenta a continuación:

G.T.= ∑ G.I.

Los desechos sólidos se cuantifica-ron conforme a las posibilidades de medición existentes en los centros de producción.

l Si los centros de producción lleva-ban registros gravimétricos (peso) del desecho o subproducto sólido, se tomaron esos diariamente, du-rante el período de monitoreo.

l De no llevarse registros del peso de los desechos generados, las canti-dades se determinaron diariamente, midiendo el peso o volumen del de-secho a medida se iba produciendo, o al final de la jornada. El desecho se apilaba según las posibilidades en cada sitio de medición. Se mi-dió el peso donde había balanza, o volúmenes con la misma cubeta calibrada para los caudales, o mi-

diendo las dimensiones de la pila de desechos acumulada y estimando, por cubicación, su volumen.

l En los casos donde las cantidades se estimaron por volumetría, se de-terminó la densidad aparente (den-sidad “tal cual producido”) del ma-terial, pesando el material contenido dentro de un receptáculo cúbico de 1,497 ml de capacidad (precisión +/- 10 ml), empleando una balanza granataria (precisión de +/- 10 g). Habiendo determinado el volumen total del desecho sólido, su masa resulta del simple producto del vo-lumen por su densidad aparente.

l Cuando una estimación de la canti-dad (volumen o masa) del desecho sólido producido era poco confia-ble, se empleó el balance estándar de materia, el cual estima la can-tidad total de desecho con base en la cantidad de materia prima procesada. Tal fue el caso para el beneficio húmedo de café, pues se observó, al estimar las dimen-siones de la pila de pulpa, que se daba una contracción de volumen de la pila, producto de su rápida degradación. En este caso se usó el equivalente de 0.407 kg pulpa/kg café uva (Hoffman y Baier, 2003; Steiner, 2006) como indicativo de la producción de pulpa a partir de una unidad de materia prima (café cereza). El uso del balance están-dar de materia del proceso se em-pleó como referencia también para estimar las cantidades de melaza producidas en los ingenios azuca-reros, ya que los datos disponibles originalmente no cuantificaron la producción de melaza. El centro de producción (comunicación per-sonal) indica que el rendimiento de melaza es 4.85% del peso de la caña molida.


La siguiente tabla resume los métodos empleados para cuantificar los desechos en cada una de las corrientes analizadas.

TAblA 1. Métodos usados para cuantificar los desechos sólidos y líquidos

Sector/actividad Sustrato Método de medición

Beneficio húmedo de café

Aguas residuales del beneficiado Cubeta y cronómetro

Pulpa del café Cubicación del volumen de la pila de pulpa

Extractora de aceite crudo de palma africana

Aguas residuales de la extracción de aceite

Vertedero Parshall

Ingenio productor de azúcar de caña

Aguas residuales del ingenio Vertedero Parshall

Melaza de azúcar Balance estándar de materia

Empacadora de carne bovina y porcina

Aguas residuales del matadero Volumetría en caja de recepción de efluentes

Harina de carne y hueso Peso del sustrato reportado por el centro de pro-ducción

Sebo Peso del sustrato reportado por el centro de pro-ducción

Sala de ordeño Aguas residuales de la sala Cubeta y cronometro; volumetría en canal de efluentes

Estiércol no diluido Pala y balde calibrado

Procesadora de leche y lácteos

Aguas residuales de la planta procesadora

Vertedero en V

Granja porqueriza Aguas residuales de la granja Cubeta y cronómetro; volumetría en caja de recep-ción de efluentes (caudales pico)

Cerdaza recuperada de las aguas residuales

Volumetría en carreta de colección, al ras

Granja avícola Estiércol de las aves (gallinaza) Volumetría en sacos, con volumen medio por saco determinado en 5 repeticiones

Aves muertas Volumetría de la fosa de compost de aves muertas

Empacadora de carne de pollo

Aguas residuales del matadero Vertedero en V

Estiércol, transporte de las aves Pesaje del estiércol colectado en el piso del área de recepción

Harina de plumas Peso del sustrato reportado por el centro de pro-ducción

Harina de carne Peso del sustrato reportado por el centro de pro-ducción

Fuente: Elaboración propia, SNV 2011.


Finalmente, los desechos se cuantifi-caron en términos de los parámetros para calcular el potencial de biogás. También implicó el análisis en labo-ratorio de los sustratos muestreados. Para las aguas residuales:

l Se tomó una muestra cada dos ho-ras de las corrientes medidas, con-formando una muestra compuesta simple, representativa de toda la jornada diaria de producción, a partir de partes alícuotas de las muestras puntuales de cada dos horas. Las muestras fueron preser-vadas en hielo y/o bajo refrigera-ción a 3 °C hasta el momento de su entrega al laboratorio.

l Se midió in situ el pH, usando pa-peles indicadores de pH (precisión: +/1 0.5 unidades de pH) y la tempe-ratura con un termómetro de Mer-curio (precisión +/- 1 °C) al momen-to de la toma de las muestras.

El análisis de los sustratos líquidos lo llevó a cabo un laboratorio priva-do y el de los sólidos un laborato-rio público-privado. Uno de los la-boratorios reportó los métodos de análisis empleados, que se resumen en la tabla 2. Se consigna también cada una de las variables analiza-das y la utilidad de las mismas en el análisis.

Para las muestras sólidas se escogió un paquete para analizar los abonos orgánicos que incluye las variables principales. Los análisis realizados y su utilidad para la investigación se resumen en la tabla 3.

El laboratorio no reportó los métodos de análisis que usó para las muestras sólidas, y por ello no se consignan en la tabla.

TAblA 2. Parámetros analizados, utilidad y métodos en aguas residuales

Parámetro analizado Utilidad en el análisis Método

Demanda química de oxígeno

Base principal para estimar el potencial de biogás en el sustrato.

ME 5220-D

Demanda química de oxígeno soluble (filtrada)

Distribución de la carga orgánica entre fracción particulada y fracción disuel-ta; decisiones sobre tipo de tecnología aplicable.

ME-5220-D

Sólidos suspendidos volátiles

ME-2540 D y E

Sólidos disueltos volátiles ME-2540 D y E

Nitrógeno total de Kjeldahl Disponibilidad de nutrientes y decisión sobre la posible necesidad de fertilizar el sustrato previa fermentación; posibles efectos inhibidores del amoníaco.

AOAC 984.3 (ed 1990)

Nitrógeno amoniacal ME 4500 NH3 B y C

Fósforo total ME 4500-P-C

Sulfatos Posible necesidad de operaciones de desulfurización del biogás.

ME 4500-SO4-E

Fuente: Laboratorios MQ ME: Standard Methods for the Examination of Water and Wastewater, 21 edición; AOAC: Association of Analytical Communities.


TAblA 3. Parámetros analizados y utilidad en sustratos sólidos

Parámetro analizado Utilidad en el análisis

Humedad y materia seca

Decisiones sobre tecnología de fermentación a emplear; ponde-ración de las eficiencias de conversión en función del estado de agregación del sustrato.

Materia orgánica Base principal para estimar el potencial de biogás.

Carbono Disponibilidad de nutrientes en el sustrato.

Relación C:N

Nitrógeno

Fosforo

Potasio Potenciales inhibidores a la fermentación.

Calcio

Magnesio

Hierro

Manganeso

Cobre

Zinc

Boro

Azufre Posible necesidad de operaciones de desulfurización del biogás.

Fuente: Elaboración propia a partir de la propuesta de investigación.

Método de estimación del potencial de biogásLas ecuaciones para estimar el po-tencial de biogás en los efluentes en este estudio son:

Pb = REb × CO × ηDonde:PB = Potencial de biogás (Nm3 biogás al 60% CH4/día o jornada producción)

REB = Rendimiento específico de bio-gás del efluente = 0.53 Nm3 biogás al 60% CH4/kg DQO removido

CO = carga orgánica del sustrato (kg DQO/día o jornada de producción)

η = eficiencia de conversión (asumida o documentada) para el sustrato

A su vez,

CO = DQO × GTDDonde:DQO = concentración de la demanda química de oxígeno en la corriente de efluentes (kg DQO/m3 efluente)

GTD = gasto total diario = volumen total de efluente contabilizado al día o en la jornada de producción (m3/día)

Las estimaciones de energía térmica y eléctrica, y de potencia térmica y eléctrica, habiendo estimado el PB como definido arriba se basaron en las siguientes ecuaciones:


ET = Pb × PCIDonde:ET = energía térmica (MJ/día)

PCI = poder calorífico inferior del bio-gás a 60% CH4 = 21.6 MJ/Nm3

PT = ET/(24 × 3,600) Donde:PT = potencia térmica (MWt)6

y donde 24 representa las horas del día y 3,600 los segundos por hora

PE = PT × 0.4 DondePE = potencia eléctrica (MWe)7

y donde el factor 0.4 representa la eficiencia de conversión térmica a eléctrica asumida8.

Se estimó el PB para las corrientes ana-lizadas diariamente en los centros de producción, como sugieren las ante-riores ecuaciones. No obstante, puesto que la jornada de monitoreo duró tres días, en cada caso se estimaron los promedios ponderados de las cargas orgánicas (CO) reportados en cada día de producción, teniendo así una cifra más confiable que de haber analizado las corrientes solo por un día. En los ca-sos donde no había una única corriente de efluentes, sino varias, cada una fue analizada por separado, asegurándose

6 El subíndice t en MWt enfatiza que la po-tencia aludida es térmica.

7 El subíndice e en MWe enfatiza que la po-tencia aludida es eléctrica.

8 La eficiencia de conversión térmica a eléc-trica depende en gran medida del tipo y diseño del dispositivo de combustión in-terna empleado y de la posible presencia de circuitos de ciclo combinado que per-miten recuperación del calor de desecho. PACER (1993) presenta datos que sugieren eficiencias medias del 46% en motores de combustión interna. Otras eficiencias documentadas en proyectos en Honduras reportan eficiencias menores, de 33%. El valor empleado es un indicativo medio.

de medir las contribuciones de cargas orgánicas totales.

Para los sustratos sólidos, la base de estimación del potencial de biogás fue el rendimiento específico de bio-gás del sustrato sólido, expresado en función del contenido de materia orgánica biodegradable presente en ese sustrato. Este se mide usualmen-te en términos de los “sólidos orgáni-cos totales” o “sólidos volátiles”. Este último término se refiere a que la sus-tancia previamente deshidratada a 101 °C se somete a calcinación, y se asume que la pérdida de material en ignición equivale a los sólidos voláti-les, que se asumen como orgánicos.

Los rendimientos específicos expre-sados en términos de Nm3 biogás a 60% CH4/kg materia orgánica, se encuentran en la literatura técnica disponible (principalmente Deublin y Steinhauser, 2009, con referencias a Hoffman, 2003 y Kashani, 2009). En este caso los rendimientos se basan en mediciones empíricas de la canti-dad de biogás que se puede obtener de la fermentación del sustrato. Por tanto, no se refieren a rendimien-tos teóricos como en el caso de los efluentes, sino a los documentados a partir de experimentación.

Con ello, los valores empleados in-tegran el concepto de “eficiencia de conversión” antes indicado para los efluentes, y no hace falta estimarla. Más aún, dichos rendimientos no se suelen expresar como un único valor, sino como un rango de valores entre un mínimo y un máximo. Para efectos de estas estimaciones, el potencial de bio-gás de los sustratos sólidos analizados se calculó usando el promedio aritmé-tico simple de los dos valores extremos del rango de rendimientos específicos citado en la literatura consultada.


( )

Los valores empleados para los sus-tratos sólidos se resumen en la tabla 4. Habiendo establecido los valores de los rendimientos específicos, la estimación del PB en este caso em-pleó la ecuación siguiente:

Pb = 100 - H × MOT × REb × CDS

100

En relación a los rendimientos espe-cíficos citados en la tabla 4 se deben hacer las siguientes aclaraciones:

En el caso de las salas de ordeño el “estiércol no diluido” tuvo dos oríge-nes. El primero fue el estiércol deposi-tado en la sala de espera (la antesala a la sala de ordeño). La sala de espera tiene piso de cemento y el material de desecho se recoge en seco. El segundo es el estiércol depositado en los corrales donde permanece el ganado antes y después del ordeño. El material de los corrales se recoge con una cargadora frontal y en el pro-ceso se raspa la superficie del suelo no cementado. Con ello, el material estercolar se contamina con otros materiales provenientes del suelo mismo.

TAblA 4. Rendimientos específicos empleados en la estimación del potencial de biogás de los sustratos sólidos

Sector/actividad SustratoRendimiento específi-co (Nm3/kg MOT*)

Fuente

Beneficio húmedo de café Pulpa del café 0.38 Hoffman


Melaza de azúcar 0.3 a 0.7 Deublin y Steinhauser


Harina de carne y hueso 0.8 a 1.2 Deublin y Steinhauser

Sebo 1.0 Deublin y Steinhauser

Sala de ordeño Estiércol no diluido0.6 a 0.80.24 a 0.32**

Deublin y Steinhauser

Granja porquerizaCerdaza recuperada de las aguas residuales

0.27 a 0.45 Deublin y Steinhauser

Granja avícolaEstiércol de las aves (gallinaza) 0.3 a 0.8 Deublin y Steinhauser

Aves muertas 0.3 a 0.8*** Deublin y Steinhauser


Estiércol, transporte de las aves 0.3 a 0.8 Deublin y Steinhauser

Harina de plumas 0.14 a 0.48 Kashani

Harina de carne 0.8 a 1.2 Deublin y Steinhauser

Fuente: Elaboración propia a partir de información secundaria* MOT = materia orgánica total, en base seca; ** valores corregidos para el estiércol de corral en atención a la contaminación de la muestra con material inorgánico del suelo: ***compost hecho a partir de una mezcla de cuerpos de aves muertas y gallinaza.

Donde:PB = Potencial de biogás (Nm3 biogás a 60% CH4/día)

H = Contenido de humedad del sus-trato sólido (%)

MOT = Contenido de materia orgá-nica total, en base seca, (expresado como un decimal)

REB = Rendimiento específico de bio-gás (Nm3 biogás a 50% CH4/kg MOT)

CDS = Cantidad diaria del sustrato (kg sustrato/día, base húmeda)


Aun cuando el laboratorio reportó para el estiércol del corral el conteni-do de materia orgánica en base seca, los estimados de potencial de biogás usando los rendimientos específicos citados de la fuente resultaron en va-lores sensiblemente por encima de la producción específica de biogás citada por los mismos autores (Deu-blin y Steinhauser, 2009) en términos de m3 de biogás/cabeza de ganado. Ello llevó a la conclusión que la conta-minación con materiales exógenos al estiércol mismo introdujo un error en la estimación del potencial de biogás. Por tanto, se ajustaron los valores de los rendimientos específicos para el estiércol puro citados por los autores, de forma tal que la producción espe-cífica de biogás estuviere en línea con los dos otros indicadores señalados.

La composición y rendimientos de biogás de la gallinaza no están docu-mentados en la literatura. El material se produce de una mezcla de estiér-col y casulla de arroz en proporciones no determinadas por el laboratorio. Se optó por trabajar con el rango in-dicado en la tabla, que corresponde a estiércol de las aves, en tanto los ren-dimientos específicos para casulla de arroz son muy cercanos a estos valo-res (0.55 a 0.62, que promedia 0.58). También se tomó en cuenta que la ga-llinaza de este estudio se produce por “desconchado”. Esta operación solo remueve la capa superior del material de encamado (casulla de arroz), que se asume es principalmente estiércol.

La estimación y las ecuaciones arriba descritas permitieron la estimación del potencial de biogás para los cen-tros de producción analizados, en términos de volúmenes normales de biogás por día.

Para proyectar este potencial a todos los centros productivos que compo-nen un sector fue necesario referirse al potencial de biogás estudiado, esti-mándolo con un indicador específico. Es decir, se estimó por unidad de pro-ducción, ya fuere que dicha “unidad de producción” se mida en términos de la materia prima procesada, el pro-ducto producido u otro indicador. Por ejemplo, la población porcina nacional en el caso de las granjas porquerizas.

De esta forma se estimó un poten-cial específico de biogás, ahora con una base distinta, cifrada por unidad de materia prima procesada, unidad de producto producido u otra unidad de producción relevante (e.g., Nm3/kg café cereza, Nm3/tm RFF, Nm3/tm caña molida, etc.) para cada sus-trato identificado. De esa manera, la estimación del potencial nacional de biogás por sector productivo o rama de actividad resulta de la sencilla multiplicación de la sumatoria de los potenciales específicos de biogás por unidad de producción para cada sustrato, por la producción agregada nacional en el sector, con la fórmula expresada a continuación:

PbT = PAN × (PEbUR)Donde:PBT = Potencial de biogás total en un sector dado (Nm3 biogás a 60% CH4/año)

PAN = Producción agregada nacional en dicho sector (unidades de produc-ción /año)

PEBUR = Potencial específico de bio-gás por unidad de producción para cada sustrato un sector dado (Nm3 biogás a 60% CH4/unidad de produc-ción)


Las unidades de producción emplea-das en cada sector se resumen en la tabla 5. Se indica también el año de la estadística empleada, notando que cuando las estadísticas de va-rios años presentaban una tenden-cia creciente, se usó el indicador del último año; cuando no se distinguía una tendencia creciente, se empleó el promedio de la serie de años citada.

Cuando la producción no es cons-tante a lo largo del año, el período pico coincide con la cosecha de la materia prima, que no es anual, sino estacional. Por tanto, las mediciones finales de las aguas residuales, como de los desechos sólidos, se refirieron a la cantidad de producto generada, materia prima procesada u otra uni-dad de producción.

Esto permite proyectar las determina-ciones específicas de los centro de producción a la totalidad del sector a nivel nacional, conociendo la pro-ducción agregada anual. No obs-tante, también significa que la esti-mación del potencial total de biogás por sector debe considerarse como cifras promedio anuales (o cifras pro-medio por la duración del período de producción para aquellos sectores, como el azúcar y el café, que tienen estaciones de producción). Por la na-turaleza del cálculo que los estima, no reflejan la disponibilidad de biogás, y potencia térmica y eléctrica en los momentos pico de producción, que será superior a la media, ni en los mo-mentos de más baja producción, que será inferior a la media.

TAblA 5. Unidades de producción para estimar el potencial nacional de biogás por sector y fuente de la estadística empleada

Sector/actividadUnidad de producción (cantidades indica-das por año) y año de la estadística usada

Fuente de la estadística sectorial empleada

Beneficio húmedo de café kg café cereza, cosecha 2009-2010 Instituto Hondureño del Café, IHCAFE

Extractora de aceite crudo de palma africana

Toneladas métricas de racimos de fruta fresca procesados, cosecha 2008

Instituto Nacional de Estadística, Anuario 2008


Toneladas métricas de caña molida, zafra 2009-2010

Asociación de Productores de Azúcar de Honduras, APAH


Cabezas de ganado porcino y bovino sacrificadas, promedio 2003-2008

Instituto Nacional de Estadística, 2009

Sala de ordeño Vacas en ordeño y producción nacional de leche, 2008

Instituto Nacional de Estadística, Anuario

Procesadora de leche y lácteos

Miles de litros de leche producida, 2008 Instituto Nacional de Estadística, Anuario 2008

Granja porqueriza Población porcina nacional, 2008 Instituto Nacional de Estadística, Anuario 2008

Granja avícola Población avícola nacional, 2010 Asociación Nacional de Avicultores de Honduras


Sacrificio anual de aves, 2010 Asociación Nacional de Avicultores de Honduras



Marco conceptual y referencial

El biogás se compone de aproxima-damente 60% de metano (CH4) y 40% de dióxido de carbono (CO2). Contiene mínimas cantidades de otros gases, entre ellos ácido sulfhídrico (H2S). Es un poco más liviano que el aire, po-see una temperatura de inflamación de 700oC, su llama alcanza una tem-peratura de 870oC, y puede usarse como combustible cuando el metano se encuentra en concentraciones ma-yores o iguales a 50%, ya que tiene un alto valor calórico (19.6 a 25 MJ/m3). Los rangos de sus componentes principales se indican en la tabla 6.

TAblA 6. Composición química del biogás

Elemento Porcentaje (%)

Metano (CH4) 50-70

Dióxido de Carbono (CO2)

30-50

Nitrógeno (N2) 0.5-3

Ácido sulfhídrico (H2S)

0.1-1

Vapor de agua trazas

Fuente: Guardado Chacón (sin fecha)

El biogás se genera por la descom-posición microbiológica de la materia orgánica o biomasa, en un entorno húmedo y anóxido (ausencia de oxí-geno) por medio de la actividad bac-teriológica.

El proceso de fermentación tiene dos fases: la ácida y la metanogénica. En la primera se forman los aminoácidos, ácidos grasos y alcoholes, a partir de las proteínas, grasas e hidratos de carbono disueltos en los materiales orgánicos. En la segunda se forman el metano, el dióxido de carbono y el amoníaco, entre otros (Martínez, et al., 2008).

Se puede utilizar todo tipo de mate-rias orgánicas o biológicas para gene-rar biogás, siempre y cuando los mi-croorganismos las puedan procesar. Entre las más comunes están:

2

l Estiércol de ganado, cerdos, gallinaza, excretas humanas, etc.

l Todo tipo de desechos orgánicos agrí-colas: pulpa de café, restos de maíz, de frutas, bagazo de caña, restos de papas, hortalizas, desechos banane-ros, etc.

l Desechos agroindustriales producidos en: fábricas de conservas, empacado-ras de frutas y extractoras de jugos, extractoras de aceite de palma afri-cana, etc.

l Grasas orgánicas, restos de procesa-doras de pollos y carne, desechos de procesadoras de camarón, frutos del mar, pescado, etc.

l Fuentes orgánicas en rellenos sani-tarios, depósitos de basura, plantas depuradoras.

l Desechos de la producción de azúcar, alcoholes y licores.

l Desechos forestales.


Este estudio caracteriza la materia prima (desechos sólidos y líquidos) para calcular la producción de biogás en los sectores de café, caña de azú-car, palma africana, ganado bovino, porcino y avícola y las procesadoras de carne y embutidos. La tabla 7 pre-senta los desechos identificados para los sectores estudiados.

Impactos ambientales que podrían generar los desechosLos residuos líquidos que generan las actividades semindustriales o industriales se caracterizan por te-ner una alta carga de contaminantes como sustancias disueltas o sus-pendidas. Dependiendo del sector pueden contener altos índices de grasas, metales pesados, restos de fertilizantes, nitrógeno amoniacal, sulfuros, fosfatos, etc.

Muchos centros de producción uti-lizan sistemas de manejo de efluen-tes como lagunas de estabilización. Cuando están bien diseñadas y cons-truidas, estas logran mitigar los im-pactos ambientales asociados a las descargas de efluentes crudos a los cuerpos receptores. Sin embargo, cuando no están bien diseñadas, u operadas, se convierten en una fuente de emisiones de GEI, específicamente metano. Esto se debe a que algunas están sometidas a cargas superiores a su capacidad de depuración en fase no anaeróbica, o son lagunas anae-róbicas no cubiertas.

Dependiendo de la composición del efluente alimentado, las lagunas sobre-cargadas/anaeróbicas se pueden con-vertir en fuentes de malos olores, sobre todo si hay alta concentración de com-puestos sulfurados y nitrogenados en el efluente, pues el metabolismo anaeró-bico de estos produce gas sulfhídrico y amoníaco, y otros malolientes.

TAblA 7. Actividad productiva y tipo de desechos que genera

Actividad Productiva / Sector Desecho

Procesamiento del café • Aguas mieles• Pulpa

Procesamiento del fruto de la palma Aguas residuales

Procesamiento de la caña de azúcar Aguas residuales

Reproducción, crianza y sacrificio de aves

• Estiércol animal • Aguas residuales del lavado de desecho animal y de las zonas de sacrifi-

cio de aves• Otros desechos

Reproducción, crianza y sacrificio de ganado bovino

• Estiércol animal• Aguas residuales del lavado de desecho animal y de las zonas de sacrifi-

cio del ganado bovino• Otros desechos

Reproducción, crianza y sacrificio de ganado porcino

• Estiércol animal• Aguas residuales del lavado de desecho animal y de las zonas de sacrifi-

cio del ganado porcino• Otros desechos

Fuente: Elaboración propia, SNV, 2011.


Para conocer la magnitud de los impactos ambientales que pueden producir los residuos líquidos mal manejados, es necesario conocer los parámetros de calidad físicos y químicos. Estos permiten saber en qué medida los efluentes pueden pro-ducir daño en los cuerpos receptores, sobre todo si son de origen natural como ríos, mares, lagunas, etc.

A. Parámetros físicos

l Temperatura: la alta temperatura del residuo puede afectar negati-vamente la vida acuática, la que se desarrolla en un rango estrecho de variación térmica. La recomenda-ción es que la temperatura del cur-so receptor después de mezclarse con el residuo líquido, no varíe más de 3 ºC. La temperatura influye en otros parámetros tales como la conductividad, solubilidad de ga-ses, (en especial de oxígeno), pH y densidad.

l Sólidos Suspendidos: estos pue-den formar una capa flotante en ríos, lagos o en sistemas de trata-miento que afectan la transferencia de oxígeno, además de atraer mos-cas e insectos. Aquellos que per-manecen en suspensión provocan “turbidez”, impidiendo el paso de la luz solar, afectando la actividad fotosintética, la flora y fauna acuá-tica. Los sólidos suspendidos más pesados que el agua, sedimentan y pasan a formar parte del suelo acuático, provocando descom-posición orgánica en ausencia de oxígeno con olores y gases desa-gradables.

B. Parámetros químicos

l pH: da una idea de las sustancias químicas que están presentes en los residuos, si estos son de carácter ácido o básico. La vida acuática se desarrolla entre rangos de pH: 5.5 a 9.0. Los organismos acuáticos son extremadamente sensibles a valo-res de pH fuera de este rango. En consecuencia, el control de pH es esencial para la adecuada preser-vación de la flora y fauna acuática.

l Demanda bioquímica de oxígeno (DBO5): es la cantidad de oxígeno necesaria para que los microorga-nismos del residuo degraden la materia orgánica presente en el medio, en un período determinado, generalmente 5 días. En la prác-tica, permite apreciar el grado de material putrescible que existe en el residuo, y su capacidad autopu-rificadora, deduciéndose la carga máxima aceptable.

l Demanda química de oxígeno (DQO): ciertas sustancias quími-cas presentes en los residuos líqui-dos, al verterse a un curso de agua receptor, captan parte del oxígeno existente debido a la presencia de sustancias químicas reductoras. La medida de la DQO representa, por tanto, una estimación de la exis-tencia de material oxidable en el líquido, ya sea su origen orgánico o mineral (biodegradable o no-bio-degradable).

l Carbono orgánico total (COT): es un indicador de la presencia de compuestos orgánicos fijos o vo-látiles presentes en las aguas resi-duales, como celulosa, azúcares, aceites y otros. Su medida facilita la estimación de la demanda de oxígeno y establece la correlación con la DBO5 y DQO.


l Nitrógeno y fósforo orgánico: provenientes de las industrias de alimentos de origen animal, prin-cipalmente de la industria de car-ne y sus derivados, debido a las altas concentraciones proteicas y aportes de altos contenidos de nitrógeno, ambos son requeridos para la reproducción microbiana y también son responsables del cre-cimiento excesivo de algas en ríos y lagos; por ello deben ser contro-lados y balanceados. Por tanto, la presencia de nitrógeno y fósforo en un residuo produce contamina-ción del agua y alteraciones en el ecosistema.

l Metales: los residuos con con-taminantes químicos inorgánicos como: arsénico, plomo, mangane-so, níquel, zinc, boro, cromo, etc.; se caracterizan por ocasionar un impacto negativo en el medio am-biente, debido al carácter tóxico de sus elementos que contamina el curso receptor. Estos compues-tos se acumulan en los sedimen-tos. Provienen de diferentes fuen-tes, por ejemplo, suelos, aire, agua naturales, combustibles utilizados en industrias, automóviles, etc., y pueden contaminar los alimentos en cualquiera de las etapas de pro-cesamiento. Entre los metales más dañinos para la salud humana se encuentran el plomo (Pb), mercurio (Hg), cadmio (Cd) y arsénico (As).

Dado que son de menor movilidad, el manejo de los desechos sólidos reportaría impactos ambientales de menor extensión que los efluentes, aunque la lixiviación de sustancias orgánicas al agua superficial o sub-terránea, como la pulpa de café pu-driéndose al aire libre, podría ser una eventual preocupación. También la

ausencia de sistemas de estabula-ción del ganado con la consecuen-cia de excretas degradándose en un ambiente natural, por ejemplo, es una fuente de emisión de gases de efecto invernadero y de malos olores.

Instalar sistemas de conversión a biogás de los desechos orgánicos, ayudaría ostensiblemente a la remo-ción de la carga orgánica de los de-sechos aprovechando el metano del proceso, y eliminando las emisiones de este GEI a la atmósfera. Además, generaría provecho económico por reducción de costos de producción o por nuevos ingresos.

Sistemas de biodigestiónLa instalación destinada a la produc-ción y captación del biogás recibe el nombre de planta de biogás. Existen múltiples diseños y formas, en función de su tamaño, materia prima (residual) que se emplea, materiales de cons-trucción con que se construye, etc. Su variedad es tal que los modelos existentes se adaptan prácticamente a todas las necesidades y variantes en cuanto a volumen, materiales em-pleados y residuales orgánicos que se deben tratar.

La mayoría de los procesos de pro-ducción de biogás se efectúa en un recipiente denominado digestor. En este se realiza el proceso de fermen-tación similar a la digestión producida en nuestro aparato digestivo al ingerir los alimentos. La captación de biogás se realiza mediante una campana o superficie abovedada o cilíndrica (en la mayoría de los casos), desde la cual se extrae el gas a través de una con-ducción por tubería o manguera.


Comúnmente, las plantas de biogás sencillas pueden ser clasificadas, por su diseño (Fig. 1), en tres tipos esen-ciales:

cargan total o parcialmente, después de cierto tiempo de utilización del re-sidual introducido para fermentar.

Para proyectos de una escala mayor, los sistemas de biodigestión son más complejos. Generalmente implican un cambio de lagunas abiertas a lagunas anaerobias o sistema cerrado (diges-tor) que produzca biogás. Estas plan-tas consisten de una laguna cubierta por una membrana plástica flotante para capturar el biogás. Este sistema es generalmente un tren de lagunas: a partir de los depósitos de hormi-gón (concreto) para recuperar algo de los desechos de una industria, seguido por las lagunas anaerobias principales o biodigestores y finalizan con el postratamiento. El efluente fi-nal se trata con un sistema biológico del percolación o infiltración como se observa en la figura 1.

l Plantas de balón l Plantas de cúpula fija l Plantas de campana flotante.

Según la forma en que se realiza el proceso de carga, o sea, la introduc-ción o vertido del residual a la planta, se distinguen dos tipos:

l Plantas continuas l Plantas Batch (entrada del re-sidual de manera intermitente).

Las primeras se cargan y descargan parcialmente todos los días, de forma periódica o permanente. Las segun-das se cargan de una vez y se des-

Planta de biogás de campana flotante(Modelo hindú)

Planta de biogás de cúpula fija(Modelo chino)

Planta de biogás tipo balón(Flujo pistón)

FIGURA 1. Diseños de plantas sencillas de biogás

Fuen

te: G

uard

ado

Cha

cón

(sin

fech

a).


Los sistemas de digestión también se pueden clasificar en cinco carac-terísticas:

A continuación se hace referencia so-lamente el primer, segundo y cuarto criterio, que son los más importantes para entender las explicaciones téc-nicas de las secciones siguientes en este estudio.

A. Agitación

Según la presencia o ausencia de agitación, los sistemas de digestión pueden clasificarse como no agitados (o pasivos) y agitados. Para propiciar los procesos de transporte de materia y energía para sostener una digestión ágil, el medio requiere de una suave agitación. Ello implica inversión ener-gética. Cuando por distintos motivos proveer agitación es difícil, las velo-cidades de degradación del sustrato y producción de biogás serán inferio-res. La ausencia de agitación implica procesos de digestión más lentos.

Fuen

te: E

EC

OP

ALS

A-B

IOT

EC

, 20

08.

FIGURA 2. Diseño de un sistema de biodigestión complejo

➊➋ ➌

➎

➏➐➑➒

➓

➍

Estractora

A lechosde secado

Efluente Final

Biogás (A sistema de generación)

A lechosde secado

Aguade pozo

A Caldera

By pass By pass

By pass

Agua residualAceiteRetorno lodosPurga lodos

Caja de aforo y distribuciónCaja de aforoAireadpor superficialBomba

➊ Centrífuga➋ Tanques de lodo➌ Florentinos➍ Intercambiador de calor➎ Lagunas de enfriamiento

➏ Lagunas anaerobias➐ Lagunas faculativas➑ Lagunas aireadas➒ Lagunas de pulimento➓ Lechos de secado

l Por la presencia o ausencia de agi-tación en el medio de digestión;

l Por la intensidad de carga del sus-trato orgánico al digestor;

l Por la forma de alimentación del sustrato al digestor;

l Por la vía empleada para asegurar mantener la concentración apropia-da de biomasa activa y el tiempo de retención más elevado posible para los microorganismos, y para mejo-rar el contacto entre los microorga-nismos y el sustrato a tratar; y

l Por la separación de las etapas bio-lógicas del proceso.


B. Intensidad de carga

Siguiendo el criterio de intensidad de carga del sustrato al digestor, los procesos se clasifican en: procesos anaeróbicos no intensivos (conven-cionales, o de baja carga agitados o no), y los procesos intensivos (de alta carga, todos agitados).

Los procesos anaeróbicos no intensi-vos incluyen las tecnologías de:

C. Retención de la biomasa en el digestor

Siguiendo el criterio del mantenimien-to de la biomasa activa en el digestor y mejoramiento de su contacto con la materia orgánica en degradación, los sistemas pueden ser de crecimiento libre o suspendido, y los procesos de crecimiento adherido.

En los primeros, la biomasa activa crece suspendida en el medio de di-gestión por efecto de la agitación apli-cada (sistemas de digestión agitados). En sistemas no agitados, la eferves-cencia originada por el burbujeo del gas producido sirve para mantener en suspensión parcial a la biomasa, aunque una porción significativa de esta se sedimenta conformando parte de los lodos acumulados.

En los segundos, la biomasa activa es provista de algún soporte mecánico sobre el cual esta se aferra y crece. En los sistemas de crecimiento sus-pendido las bacterias producidas en el proceso salen conjuntamente con los productos de la digestión; si este no posee separación de biomasa y recirculación a la salida del digestor, no existe forma de preservar las bac-terias más tiempo dentro del digestor.

En la tabla 8 se puede observar una comparación entre los diferentes ti-pos de sistemas de digestión que pueden ser viables en distintos sec-tores productivos de acuerdo al tama-ño de la industria, tipo de sustrato y características de producción.

l digestores “tipo salchicha” (peque-ña escala) o reactores de flujo en pistón (mediana y gran escala),

l lagunas anaeróbicas (cubiertas si se desea capturar el biogás), y

l los tanques digestores infinitamente agitados, sin recirculación de bio-masa (que se modelan como un tanque continuo, agitado o CSTR, por sus siglas en inglés, de Conti-nuous Stirred Tank Reactor).

Los procesos anaeróbicos intensivos (llamados también de alto desempe-ño, o de alta carga, que incluyen al-guna forma de agitación) incluyen las tecnologías de:

l contacto anaeróbico y

l los reactores anaerobios de flujo ascendente, o reactores de lechos de lodos anaeróbicos (abreviados RAFA o UASB).

En ambos sistemas, la intensidad de carga determina el tamaño del diges-tor.


TAblA 8. Comparación de diferentes tipos de sistemas de digestión

Tipo de digestor

Desechos adecuados

Volúme-nes con-tenidos de sólidos

Tiempo de re-tención usual (días)

Frecuen-cia de mezcla

Tempe-ratura de operación (0c)

Produc-ción de gas

Grado de control requerido

Comenta-rios

Batch Agrícolas irregulares o estacionales, fibrosos o difíciles de digerir

Bajos vo-lúmenes de hasta 25% de sólidos

60 o más

Escasa 30-35 Irregular y discon-tinuo

Poco una vez iniciado

Lento para iniciar

Flujo de pistón horizontal y vertical

Agrícolas de flujo continuo o regulares con menor contenido de fibra

Mayores volúme-nes de 5 a 15% de sólidos

30-60 Ocasional 30-35 Continuo Simple Carga y eliminación de residuos puede ser poco agradable

Obras de aguas residuales conven-cionales

Continuos, lodos de depu-radoras

Menos de 5% de sólidos

30-60 Ocasional 30-35 o sin calor

Continuo Simple No muy efectivo

Digestión de aguas residuales primaria

Lodos de depuradoras

4-10% de sólidos

10-30 Regular 30-35 Continuo Más so-fisticado

Automático

Digestión de aguas residuales secundaria

De digestores primarios

4-10% de sólidos

20-60 No es necesaria

Sin calor N/D Simple N/D

Alta tasa Agrícolas industriales

4-15% de sólidos

5-20 Continua 30-35 Continuo Más so-fisticado

Puede ser automático

Contacto anaeróbico

Industriales (agrícolas)

Bajos sólidos

0.5-5 Continua 30-35 Continuo Sofisti-cado

Automático

Filtro anaeróbico

Industriales Bajos só-lidos (baja cantidad de orgá-nicos en contacto)

0.5-5 No es necesaria

30-35 Continuo Sofisti-cado

Automático

Fuente: Pyle, 1978.


Parámetros de dimensionamiento de sistemas de digestiónLa cantidad de sustrato o carga or-gánica que entra al reactor se mide en Kilogramos de Demanda Química de Oxígeno (DQO) para sustratos lí-quidos, o en Kilogramos de materia volátil seca (MVS) también llamada materia orgánica seca (MOS) para sustratos sólidos o semisólidos.

La Demanda Bioquímica de Oxíge-no (DBO) usualmente empleada para los sistemas aerobios no tiene más que un valor indicativo en la meta-nización, pues esta representa la materia orgánica biodegradable en condiciones aerobias. Ciertos com-puestos degradables por vía aerobia (compuesto ligno-celulósicos, por ejemplo) no lo son anaeróbicamente; por el contrario, algunos compuestos no degradables aerobiamente sí se pueden degradar por vía anaeróbica. La DQO y la MOS son representati-vas casi del total de la materia orgá-nica presente en el efluente a tratar y constituyen buenos indicadores de la carga a manejar.

Seleccionar una carga específica dada implica definir un volumen de reactor. La carga admisible a un reac-tor depende principalmente de la con-cepción técnica del sistema seleccio-nado, de la composición del sustrato y de su biodegradabilidad.

Las tablas No 9 y 10 presentan al-gunos valores indicativos de cargas orgánicas aplicables a distintos tipos de digestor y los volúmenes relativos que resultan para los digestores so-bre esa base.

Otra fuente cita las cargas específicas por tipo de digestor en función del régimen térmico de operación.

l Carga específica = kg DQO ali-mentados/m3 reactor-día

l Carga específica = kg MOS ali-mentados/m3 reactor-día

El parámetro principal de dimensio-namiento de digestores anaerobios es la carga específica en DQO o en MOS, que se expresa de la siguiente manera:

TAblA 9. Cargas específicas y volúmenes relativos de varias tecnologías de digestión

Tipo de digestorCarga específica (kg DQO/m3día)

Volumen relativo

Lagunas anaeróbicas cubiertas y sistemas de flujo en pistón, no agitados

0.8 50

Tanque continuo infinitamente agitado 2 20

Reactor de contacto anaerobio 5 8

Lecho de lodos anaerobios 10 4

Digestor de filtro anaerobio 10 4

Lecho fluidizado o expandido 40 1

Fuente: PACER (1993).


Como se observa en las tablas an-teriores las tasas de carga pueden asumirse como rangos indicadores, basados en la experiencia operativa de muchos sistemas (y muchos ope-radores). Estos se deben manejar con cautela ya que la composición del efluente, y particularmente la ve-locidad de reacción necesaria para su degradación, deben considerarse para definir el tamaño de cada sis-tema.

Sectores productivos objeto de estudioA continuación se describen los sec-tores productivos objeto de estudio, a fin de establecer su capacidad pro-ductiva y de generación de desechos.

Sector café

El café se cultiva en 15 de los 18 de-partamentos y en 213 de los 298 mu-nicipios del país (237,000 hectáreas sembradas en el territorio nacional). Más de cien mil familias en las zonas rurales dependen de este cultivo, y el 95% de la producción se encuentra en manos de pequeños productores.

En toda la cadena empresarial, se cal-cula que el café genera más de un millón de empleos directos e indirec-tos9. Cifras del IHCAFE (2011) para la cosecha 2009-2010 señalan que:

Existen unos 92,706 productores en el país; de estos, el 27.8% producen hasta 10 quintales café oro por cose-cha, generando el 3.53% de la pro-ducción nacional.

El segmento que produce entre 5 y 10 quintales oro/cosecha representa la mayoría de los productores, unas 15,151 fincas (el 16.34%), pero su con-tribución relativa a la cosecha total solo alcanza el 2.7%.

En cambio, solo 172 fincas producen arriba de mil quintales café oro por cosecha, contribuyendo con el 7.63% de la producción total (3.2 millones quintales). El segmento que produce entre 100 y 200 quintales café oro/cosecha representa el 5.91% de los productores y hace la contribución relativa más grande a la cosecha: el 17.87%.

9 http://www.cafedehonduras.org/docu-mentos/cafe_en_cifras.pdf

TAblA 10. Cargas específicas en función de la temperatura de digestión

Tipo de digestorCarga específica

(kg DQO/m3 reactor-día)

15-25 °C 30-35 °C 50-60 °C

Contacto anaerobio 0.5-2 2-6 3-9

Lecho de lodos anaerobios 1-3 3- 10 5-15

Filtro anaerobio 1-3 3-10 5-15

Lecho fluidizado 1-4 4-12 6-18

Lecho expandido 1-4 4-12 6-18

Fuente: Henze (2002).


Las productividades por unidad culti-vada varían notoriamente, en función de su tamaño principalmente; los productores pequeños, de menos de 5 quintales oro/cosecha, cultivan en promedio 1.7 manzanas y produ-cen 1.9 quintales oro/manzana. Los productores de más de mil quintales oro/cosecha cultivan unas 85 man-zanas por finca y producen a razón de 21.9 quintales oro/manzana. Las disparidades en las productividades en función de la escala de producción son notables.

Extracción de aceite de palma

La producción de palma aceitera y sus derivados son muy importantes para la economía nacional. Del año 2001 a 2008 la producción nacional de RFF se duplicó (INE 2008), regis-trándose en el periodo un crecimien-to equivalente a las 7,980 toneladas métricas (tm) RFF/año. Actualmente existen más de 96,600 hectáreas sembradas, que producen un millón 400 mil tm de fruta fresca por año, con las que se obtienen aproxima-damente 300 mil tm de aceite en ese mismo período (SAG, 2009).

De la producción actual de aceite de palma, el 58%, o sea unas 170 tm, se exporta. Esto representa unos 100 millones de dólares al año en divisas, incluyendo la generación de nuevos empleos.

Las plantas extractoras de aceite es-tán donde se concentra la produc-ción. En el departamento de Colón, donde hay mayor producción de palma, funcionan cinco plantas, en Atlántida hay cuatro, y dos están ubi-cadas en Yoro (Fajardo, 2006).

Las principales empresas de este rubro están constituidas por planta-ciones propias y por plantaciones de productores independientes (figura 4).

Actualmente no hay una ley en Honduras que regule la captura del metano en la industria de aceite de palma. Consecuentemente, las lagu-nas abiertas emiten el metano a la atmósfera. Una cantidad significati-va de emisiones de metano puede capturarse de lagunas abiertas que se usan para tratar el efluente de la producción de aceite de palma.

Colón

Atlántida

Yoro

238

213

90

44

39

17

Depto. Cantidad %

FIGURA 3. Capacidad instalada de extracción de aceite de palma en Honduras

FIGURA 4. Área de palma por empresa en Honduras

0 5000 10000 15000 20000 25000

Productores independientesPlantación propia

Aceydesa

Agropalma

Salamá

Aprova

Coapalma

Cressida

Agrotor

Hondupalma

Palcasa 4129

8500

13270

18000

5549

5080

5100

95

3500

5000

5000

500

2913

1112

2000

2500


Sin embargo, este sector es líder en la recuperación de biogás de las la-gunas de oxidación de su industria. Actualmente, PALCASA (EECOPALSA), AGROTOR (Energéticos JAREMAR) y HONDUPALMA (Energéticos Reno-vables HONDUPLAMA) están produ-ciendo biogás; y otras, como EXPOR-

TADORA DEL ATLÁNTICO, están en proceso. Estos proyectos se ejecutan mediante un sistema anaerobio que consiste en lagunas cubiertas con membranas plásticas flotantes para capturar el biogás.

Ingenios azucareros

Honduras cuenta con siete ingenios o centrales azucareras, que se loca-lizan en diferentes departamentos como Choluteca, Francisco Morazán y Cortés. En conjunto, estos ingenios procesaron para la zafra 2009/2010 un poco más de 4 millones (4,101,911) de toneladas métricas (tm) de caña de azúcar. De los siete ingenios, Santa Matilde (Compañía Azucarera Hon-dureña, S.A), es el que cuenta con la mayor capacidad instalada de mo-lienda con 12,000 toneladas cortas al día.

En las tres últimas zafras la produc-ción se ha mantenido estable, aun cuando la tendencia a largo plazo es al crecimiento. Desde 1981 hasta la última zafra creció en promedio unas 185,000 tm de caña molida/año.

Los ingenios Santa Matilde, Central Progreso (AZUNOSA) y La Grecia apli-caron como proyectos de MDL rela-cionados con la cogeneración eléc-trica a partir de bagazo.

Procesadoras y empacadoras de carne bovina y porcina

En Honduras operan 21 mataderos industriales: cuatro sacrifican gana-do bovino y porcino, siete sacrifican solamente ganado bovino, y tres solo sacrifican ganado porcino. El prome-dio de matanza en mataderos indus-triales es de 29 reses/día y 33 cerdos/día. La matanza está en el rango de 2 hasta 100 reses por día. De acuerdo con esta cantidad, estos mataderos se consideran pequeños.

Se pueden incluir en este sector once procesadoras de productos cárni-cos (embutidoras) de carne bovina, porcina y pollo, que procesan desde 21,000 hasta un millón de libras por mes en diversas presentaciones y productos.

Todos los mataderos y procesadoras tienen sistemas de lagunas de oxida-ción para tratar las aguas residuales operadas en condiciones aceptables. No existen biodigestores instalados en este sector.

También existen más de siete rastros municipales con niveles de matanza promedio de 50 reses/día, dentro de un rango de 12 y 160 reses/día y un promedio de matanza de 41 cerdos/día. El rastro de Tegucigalpa es el que presenta los mayores niveles de ma-tanza diaria con 160 reses y 100 cer-dos. Ningún rastro municipal cuenta con sistema de tratamiento de aguas residuales. Los residuos líquidos se descargan en lagunas sin pretrata-miento y/o tratamiento adecuado.


Ganado bovino para ordeño

Conforme estadísticas del INE, en 2008 existían unas 69,918 explotaciones ga-naderas en el país, de las cuales 32,649 (46.7%) manejaban hatos de entre 10 y 49 cabezas, produciendo 3.1 l/vaca-día en verano. El segmento de 1 a 9 cabezas representaba el 39.45% de las explotaciones, con una productividad media en verano de 2.9 l/vaca-día. En conjunto, ambos segmentos producían 512,912 de los 1,179,667 l/día produci-dos en verano (43.4%) y daban cuenta de más del 86% de las explotaciones.

La mayor parte de las explotaciones ganaderas de ordeño son pequeñas o medianas unidades, de hasta 49 ca-bezas, y producen unas 4/10 partes de la leche nacional. 6/10 partes de la producción lechera nacional se deriva de unidades de producción más gran-des, de hasta 500 o más cabezas. El segmento de 50 a 249 cabezas es el que aporta la mayor contribución a la producción nacional de leche.

Para manejar costos más bajos de producción, la tecnificación en la pro-ducción de leche ha sido baja. Las vacas suelen manejarse a pastoreo libre, muchas veces en zonas no ap-tas (por ejemplo, en las laderas) o en potreros con pastos poco mejorados, con pobre calidad de alimento. La producción de leche generada por el hato ganadero lechero es de unos 1.7 millones de litros diario.

Procesadoras de leche y lácteos

Según datos del IICA del año 2000, se calcula que en Honduras el 63% de la leche cruda utilizada por la indus-tria láctea se destina a la producción de leche pasteurizada; un 20% a la leche saborizada y un 12% a crema ácida. El resto, un 5%, se dedica a otros productos.

En relación con el destino del pro-ducto primario (leche), se estima que entre el 20 y el 25% es absorbido por el sector de la industria láctea; entre el 40 y 45% lo absorbe la industria artesanal de queso y quesillo; y entre el 20 y el 25% va al mercado como le-che cruda. Una proporción pequeña, entre el 10 y el 15%, sería consumida en las fincas (estas proporciones va-rían entre regiones). Generalmente, la calidad de la leche es mejor en la industria láctea que en la industria artesanal.

Las empresas lácteas del circuito controlado, que transforman más de 10,000 litros diarios, poseen plantas procesadoras que producen leche fluida y una amplia gama de deriva-dos lácteos, hasta helados. Existen otras empresas medianas y pequeñas del circuito controlado que producen, principalmente, queso y crema ácida.

El circuito tradicional está compuesto por más de 625 empresas producto-ras de lácteos, donde predominan las queserías artesanales de pequeña y mediana capacidad. Las pequeñas tienen menos de 50 empleados y pro-cesan hasta 10,000 litros de leche al día durante la estación lluviosa; las medianas emplean hasta 100 perso-nas y reciben hasta 40,000 litros de leche al día durante la época lluviosa. La División de Inocuidad de Alimentos solamente ha emitido licencias para operación a 92 establecimientos en todo el país, por lo que desconoce datos más precisos sobre el trata-miento de los desechos líquidos y sólidos en este sector.


Granjas porquerizas

La producción porcina total nacional para el año 2000 fue de 115,000 ca-bezas. En relación con la producción de 2001, se tiene una demanda insa-tisfecha por la producción nacional del 43.24%. Esto significa que se de-jan de producir en Honduras 98,000 cerdos por año10. Sin embargo, para 2003, a nivel nacional existían 477,600 cabezas de cerdos y la matanza ge-neró 7,000,000 kg de carne para el 2005, según la Asociación Nacional de Porcicultores de Honduras (ANA-

POH).

La mayoría de las granjas porcinas no cuenta con servicios de energía eléctrica ni carreteras con condicio-nes apropiadas, y están distribuidas geográficamente de la forma siguien-te: zona norte, el 45%; zona central, el 35%; y sur y occidental, el 10% en cada una. El 45% de los productores están asociados a la ANAPOH.

En el país existen dos categorías de sistemas de producción: el tradi-cional, que representa el 85% de la producción; y el tecnificado, que co-rresponde al 15% restante. La mayor parte de los problemas como falta de financiamiento, falta de capacitación, altos costos de producción, entre otros, se presentan principalmente en el sistema tradicional.

El sector porcino tiene problemas con el financiamiento para proyectos orientados a tratar residuos sólidos. La incidencia en la SERNA es mínima para fomentar el financiamiento de capacitaciones de los productores para reducir la contaminación pro-veniente de esta actividad, como las aguas residuales.

10 Según registros del año 2001 de la Aso-ciación Nacional de Porcicultores de Hon-duras (ANAPOH).

Consultas realizadas en 2008 ante la Dirección Ejecutiva y Presidencia de la ANAPOH revelan que ninguno de sus socios tiene experiencia y conocimien-to en el uso de biodigestores. Los resi-duos sólidos son quemados en un 54% de los establecimientos11, el 43% los entierra, el 43.6% los recoge como ba-sura y solamente el 3.4% la recicla. Las aguas residuales generadas después de separar los sólidos se envían a la-gunas de oxidación en el 72.5% de los establecimientos, o se utilizan para rie-go agrícola en el 37.6%. El 8.1% de los establecimientos vierten directamen-te al cuerpo receptor sin tratamiento previo y solamente una granja lo utiliza para aprovechamiento energético. El universo estudiado fue de 149 granjas.

Granjas avícolas

La industria avícola de Honduras está constituida por granjas, incubadoras, plantas de proceso, plantas de fabri-cación de alimentos balanceados, aves de equipos varios, que repre-sentan una inversión de más de (L 8,000,000,000) ocho mil millones de lempiras en 200812.

Cifras citadas por la ANAVIH (comu-nicación personal) señalan que en el país solo existen cuatro plantas pro-cesadoras de carne de pollo, 51 pro-ductores de pollo de engorde y 170 productores de huevos. No obstante, no se citan las escalas de producción. Adicionalmente, hay tres plantas in-cubadoras de pollo de engorde y dos incubadoras de aves ponedoras, aun-que es de esperar que estas plantas de incubación no generen ni el tipo ni el volumen de los desechos produci-dos en el engorde y/o postura.

11 Estudio Producción y Comercialización de Carne de Cerdo en Honduras. JICA-SAG/DICTA, 2002.

12 Según registros al año 2008 de la ANAVIH.


Datos del INE (2008) estimaban la población nacional avícola a 2008 en 20,368,327 aves, entre gallinas (po-nedoras), pollos y pollas; el INE no indica la población avícola nacional para 2010.

Cifras de la ANAVIH indican que, para 2010, el sacrificio medio diario pro-yectado a la totalidad del año, con base en una jornada de trabajo de seis días a la semana y 52 semanas al año, generaría una población total de 84,240,000 aves. La estadística in-cluye las gallinas ponedoras puesto que, una vez que pasan de su etapa productiva, se destinan a sacrificio.

Ninguna de las granjas miembros de la Asociación Nacional de Avicultores de Honduras (ANAVIH), tiene la expe-riencia y el conocimiento del uso de biodigestores. Generalmente, la ga-llinaza seca es comercializada en el gremio de ganaderos, y la gallinaza húmeda que se genera en las granjas de postura (ponedoras) se utiliza para compostaje.


Análisis del potencial de producción de biogás en cada sector productivo

Para estimar el potencial de pro-ducción de biogás en cada sector productivo se caracterizó la materia prima disponible en empresas de cada sector productivo (centros de producción). La caracterización inclu-yó tomas de muestras de diferentes sustratos y análisis de laboratorio de las mismas (ver anexo 1).

La estimación del potencial de bio-gás que se presenta en esta sección y que se refiere a las aguas residua-les ha tomado el lineamiento de 0.53 Nm3 de biogás al 60% CH4/kg DQO (Demanda Química de Oxígeno) re-movido como base para el cálculo. Los supuestos de conversión práctica (eficiencia del proceso) se tomaron en función de las concentraciones resultantes de la DQO media en los efluentes, usando como referencia las eficiencias reportadas en fuentes documentales y bibliográficas.

En el caso de los sustratos sólidos, los rendimientos de biogás se esti-maron usando los datos reportados en la literatura técnica para el dese-cho específico (Deublin y Steinhauser, Hoffman y Kashani). Usualmente re-flejan un rango de rendimientos entre mínimo y máximo, que se refieren a la conversión de la materia orgánica fermentable a biogás.

Se debe tomar en cuenta que en la práctica los rendimientos reales es-tán influenciados por varios factores. Por lo tanto, los estimados son una

primera aproximación que no puede ni debe sustituir los valores empíricos. Estos deben determinarse a partir de estudios de factibilidad necesarios para cualquier empresa o industria que desee convertir sus desechos a biogás.

Posteriormente, con base en los re-sultados de cada centro de produc-ción, se estimó el potencial de pro-ducción de biogás sectorial, con base en los datos de producción totales de cada uno.

Beneficios húmedos de café

A. Cuantificación y caracterización de desechos; estimación del potencial de biogás en el centro de producción

Las mediciones y caracterización de desechos se realizaron en un centro de producción que opera una tecno-logía combinada de desmucilaginado mecánico y por fermentación13.

El café cereza del campo se recibe y pesa, y se alimenta al proceso. Se lava con una corriente de agua antes de alimentarse a la despulpadora, máquina que previo al despulpado separa los granos verdes emplean-do agua. Las aguas del primer lavado de café cereza y de separación de

13 En el período 15 al 17 de febrero de 2011.

3


verdes se recogen en una pileta de recirculación para su posterior uso. Habiendo acumulado mucha materia orgánica, se descartan a una laguna de estabilización, reemplazándose con agua fresca.

El café despulpado se alimenta a la desmucilaginadora mecánica, má-quina que opera con agua y remueve el mucilago del café (usando mucho menos agua que la técnica conven-cional de desmucilaginado por fer-mentación solamente). El agua del proceso también se descarta a la laguna de estabilización.

Después del desmucilaginado, cierta cantidad del café se deja un día en una pileta de fermentación, en con-tacto con agua, para remover los ras-tros de mucilago que pudieren haber quedado en el grano.

Se identificaron tres corrientes de aguas residuales, a saber:

Se tomaron muestras a lo largo del tiempo de operación de la desmuci-laginadora y vaciado de la pila de fer-mentación y la pileta de recirculación, formando una muestra compuesta para cada corriente a partir de las muestras puntuales. Cabe destacar que el beneficio de café, en las fechas del monitoreo, estaba trabajando a baja capacidad por haber pasado el pico de la cosecha en esa zona.

Con base en los datos anteriores se estimó el volumen de efluentes ge-nerado en cada corriente. Con los resultados de laboratorio se estimó la carga orgánica por corriente y la carga orgánica total para estimar el potencial de biogás conforme los mé-todos explicados en la primera sec-ción. En la tabla 11 se resumen los datos diarios relevantes que integran las contribuciones orgánicas de las tres corrientes analizadas. También se presentan los estimados del po-tencial diario y promedio de biogás del centro de producción analizado, al igual que los estimados de potencia térmica y eléctrica equivalente, y los indicadores de producción de efluen-tes y carga orgánica asociada por uni-dad de producción de café cereza.

Puede observarse que suponiendo una conversión del 90% de la mate-ria orgánica medida como DQO, este centro de producción estará produ-ciendo, como promedio de tres días, unos 39.5 Nm3 de biogás al 60% por día de sus efluentes. Esto se traduce en una potencia equivalente media de 9.88 kWt y, a una eficiencia de con-versión térmica a eléctrica del 40%, en unos 4.0 kWe.

l Aguas de lavado del café posdes-mucilaginado

l Aguas de la desmucilaginadora l Aguas de descarte de la pileta de recirculación.

Los volúmenes totales de las aguas de lavado del café posdesmucilagina-do y aguas de las desmucilaginadora se determinaron midiendo los cau-dales y registrando la duración de la operación que generaba la corriente. El agua de la pileta de recirculación se midió determinando el volumen neto del agua contenida, previo al descarte.


La tabla 12 resume los estimados referentes a las cantidades de ma-teria orgánica generada en la pulpa y el potencial de biogás y energéti-co de este sustrato para este centro de producción. Cabe destacar que aun cuando se midió la producción de pulpa en el beneficio húmedo, se encontró que los datos generados no eran totalmente consistentes de-bido a la contracción en volumen del

montón de pulpa acumulado al día. Por tal motivo, se decidió emplear los datos de rendimientos (del balance estándar de materia para el benefi-ciado húmedo del café) y caracteri-zación del contenido de materia seca y materia orgánica seca citados por Steiner (2006) y Hoffman (2003). Estos autores documentan la producción de biogás al 62% de CH4, derivado de la pulpa del café.

TAblA 11. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y efluentes en el centro de producción sector café

Parámetro Unidades Día 1 Día 2 Día 3

Gasto total efluentes m3/día 5.26 8.52 5.04

DQO media diaria mg/l 10,257 14,643 13,584

Carga orgánica diaria kg DQO/día 55.4 124.8 68.5

DQO media (período de monitoreo) mg/l 13,209

Eficiencia de conversión % 90

Biogás diario Nm3/día 26.4 59.5 32.7

Biogás promedio (monitoreo) Nm3/día 39.5

PCI biogás, 60% CH4 MJt/Nm3 21.6

Energía térmica equivalente MJt/día 570.5 1,285.4 705.4

Potencia térmica equivalente kWt 6.60 14.88 8.16

Potencia térmica media(monitoreo) kWt 9.88

Potencia eléctrica equivalente kWe 2.6 6.0 3.3

Potencia eléctrica media (monitoreo) kWe 4.0

Producción diaria kg café uva 2,388 2,204.5 2,342.1

Efluentes diarios litros 5,260 8,520 5,040

Tasa producción efluentes l efl/kg café cereza 2.2 3.9 2.2

Carga orgánica específica diaria kg DQO/kg café cereza 0.023 0.057 0.029

Carga orgánica específica (monitoreo) kg DQO/kg café cereza 0.0358



TAblA 12. Materia orgánica diaria, biogás equivalente y pulpa en el centro de producción de sector café


Rendimiento en pulpa kg pulpa/kg café cereza 0.407

Pulpa producida kg pulpa/día 2,380 2,204 2,342

Materia seca en pulpa kg materia seca/kg pulpa 0.1623

Materia seca producida kg materia seca 157.7 145.6 154.7

Materia orgánica en materia seca kg materia orgánica/kg materia seca 0.928

Materia orgánica seca total kg materia orgánica/día 146.4 135.1 143.6

Potencial específico de biogás Nm3 biogás @ 62% CH4/kg MSO 0.38

Biogás diario Nm3 biogás/día 55.6 51.3 54.6

Biogás promedio, monitoreo Nm3 biogás/día 53.85

PCI biogás @ 62% CH4 MJ/Nm3 22.3

Energía térmica equivalente MJ/día 1,240 1,145 1,217


Potencia térmica media kWt 13.9


Potencia eléctrica media kWe 5.6


Puede observarse que, suponiendo un rendimiento de 0.38 Nm3 biogás al 62%/kg materia orgánica seca, este centro de producción estará produ-ciendo, como promedio de tres días, unos 53.8 Nm3 de biogás al 62% por día de sus efluentes. Esto se traduce en una potencia equivalente media de 13.9 kWt y, a una eficiencia de con-versión térmica a eléctrica del 40%, en unos 5.6 kWe.

En su conjunto, considerando ambos sustratos, el potencial medio de bio-gás del centro de producción se mide en términos de 93.3 Nm3 de biogás al día (aproximadamente al 61% CH4) que equivalen a una disponibilidad de potencia térmica de 23.8 kWt y

de 9.6 kWe de potencia eléctrica. No se estableció el consumo de poten-cia eléctrica en este, como en ningún otro centro de producción analizado; no obstante, es muy probable que la disponibilidad de potencia térmica y/o eléctrica pueda contribuir osten-siblemente a la cobertura de la factu-ra energética del beneficio. El biogás podría alimentar un motor de com-bustión interna produciendo potencia mecánica para mover la despulpado-ra y la desmucilaginadora, a alimen-tar un conjunto motor/generador de escala apropiada para producir elec-tricidad.


B. Estimación del potencial sectorial de biogás

Con base en los datos anteriores y las estadísticas de la producción agre-gada de café cereza en el país en la cosecha 2009-2010, la tabla 13 pre-senta el estimado del potencial sec-torial y energético de biogás. Se pre-sentan, integrados en una sola tabla, los resultados para ambos sustratos: efluentes y pulpa.

Los datos indican un potencial de biogás total de 44.3 MNm3/cosecha, equivalente a 94.1 MWt y 37.6 MWe, que luce interesante. Un 41.5% del biogás se produciría a partir de las aguas residuales que, como se ha señalado, en el mejor de los casos, se tratan por lagunas de estabiliza-ción, cuando no se descartan sin tra-tamiento a los cauces naturales. El 58.5% se derivaría del procesamiento de la pulpa, siendo entonces este sus-

trato relativamente más importante en la producción de gas y su potencia térmica y eléctrica equivalente. Debe notarse, sin embargo, que la cosecha cafetalera dura solamente 4 meses al año. Por eso, si bien dicha potencia es significativa, la energía (térmica o eléctrica) asociada será de 1/3 parte el equivalente de la potencia citada.

Es muy probable que los productores más pequeños no posean beneficios húmedos y deban subcontratar el be-neficiado de su café con producto-res más grandes, habiendo entonces una escala mínima de producción que beneficia su propia cosecha (y la de otros). No obstante, las cifras anali-zadas sugieren que en el sector ca-fetalero nacional existe espacio para implementar tecnologías de pequeña y mediana escala para producir bio-gás, principalmente.

TAblA 13. Potencial nacional de biogás en el sector café

Parámetro Unidades Valor

Producción nacional de café cereza, 2009-2010 kg café cereza* 1,097,206,114

Carga orgánica total, efluentes derivados kg DQO/cosecha 39,333,092

Biogás equivalente (efluentes) Nm3 biogás @ 60% CH4/cosecha 18,761,885

Duración cosecha meses 4

Potencia térmica equivalente(efluentes) MWt 39.09

Potencia eléctrica equivalente (efluentes) MWe 15.6

Pulpa producida kg/cosecha 446,562,888

Materia seca en pulpa kg MS/cosecha 72,477,157

Materia seca orgánica en pulpa kg MSO/cosecha 67,258,801

Biogás equivalente (pulpa) Nm3 biogás @ 62% CH4/cosecha 25,558,345

Potencia térmica equivalente (pulpa) MWt 55.0

Potencia eléctrica equivalente(pulpa) MWe 22.0

Biogás total (efluentes + pulpa) Nm3/cosecha 44,320,230

Potencia térmica equivalente(efluentes + pulpa) MWt 94.1

Potencia eléctrica equivalente(efluentes + pulpa) MWe 37.6

Fuente: Elaboración propia con base en datos del IHCAFE (2011) y resultados de esta investigación * 5.75 kg café cereza = 1 kg café oro.


Extractoras de aceite crudo de palma africana


Las mediciones se realizaron en una planta extractora de aceite de palma africana que opera una tecnología de extracción mecánica del aceite por prensado en 200514. Las aguas resi-duales eran tratadas en un sistema de lagunas de estabilización anaerobias, facultativa y de maduración, previo su descarte a un cuerpo receptor natural. Con el tiempo, el centro de producción transformó el sistema la-gunar en un sistema de lagunas anae-robias cubiertas y actualmente ope-ra una instalación de recuperación y procesamiento de biogás.

La materia prima consistente en raci-mos de fruta fresca de palma africana (RFF) se recibe en la planta y se so-mete a esterilización para facilitar la extracción del aceite. Esta operación produce una corriente de efluentes rica en materia orgánica, que se envía a un foso de recuperación de aceite libre (“foso florentino”).

Los racimos son despojados de la fruta, que se somete a maceración y posterior prensado en prensas hi-dráulicas; la mezcla de aceite y lodo, producto del prensado, se envía a una estación de clarificación que re-mueve el agua y los lodos del aceite, el cual se somete a un secado final al vacío. Las aguas y lodos extraídos se envían al foso florentino. La fibra que resulta del prensado se seca en

14 En el período comprendido entre el 09 y 11 de agosto de 2005.

un canal transportador caliente y se usa para combustible en una calde-ra. Este genera el vapor requerido por la instalación en calentamiento y producción de potencia eléctrica para la planta.

Existe una única corriente de dese-chos que resulta de la combinación de las aguas residuales de la estación de esterilización y de clarificación, más las aguas de lavado de pisos y equipos. Esta corriente era bombea-da de la salida del foso florentino a las lagunas, descargándose en un canal de entrada provisto de un vertedero Parshall para medir los caudales. La altura del tirante de agua en el verte-dero fue registrada cada quince mi-nutos para estimar los caudales. Se tomaron muestras puntuales de las aguas residuales de entrada cada dos horas. Las muestras se preservaron en hielo hasta el final de la jornada de trabajo, que duraba 24 horas. Des-pués se alimentaron los datos de las mediciones de tirante en el Parshall para estimar los caudales instantá-neos al algoritmo de cálculo desarro-llado para el efecto. Se calcularon los gastos de efluente en los intervalos bi horarios de toma de muestras y se prepararon las muestras compues-tas ponderadas respectivas, las que se pensó necesario tener, dada la relativa variación en los caudales de entrada. Así se aseguró la mejor re-presentatividad posible de la compo-sición del efluente. Estas se enviaron diariamente al laboratorio, preserva-das en hielo.


El primer día del monitoreo se expe-rimentaron paros frecuentes por pro-blemas de mantenimiento en la planta extractora. Estos resultados se juz-garon no representativos, motivo por el cual se emplearon en los cálculos del segundo y tercer día solamente. La tabla 14 presenta los resultados de los parámetros medidos y los cálcu-los realizados.

Para este centro de producción, el po-tencial de biogás se mide en términos de unos 29,200 Nm3 biogás al 60% CH4/día, suponiendo una eficiencia de conversión del 90% de la mate-ria orgánica presente en el efluente.

Cabe destacar que en el monitoreo, la eficiencia de conversión medida en la primera fase del tren anaerobio de tratamiento se determinó en 92.6%, motivo por el cual la eficiencia asu-mida no es poco realista. Este biogás tiene un equivalente térmico que se mide en el orden de los 7.3 MWt y uno eléctrico de 2.9 MWe. Los efluentes de palma africana, por su alta con-centración en materia orgánica y alto volumen de producción diaria, son excelentes candidatos para producir biogás a mayor escala.

TAblA 14. Cargas orgánicas diarias y biogás equivalente de efluentes en el centro de producción de extracción de aceite de palma

Parámetro Unidades Día 1 Día 2

Gasto total efluentes m3/día 833.5 964.2

DQO media (diaria) mg/l 59,425 72,933

Carga orgánica diaria kg DQO/día 49,531 70,322

DQO media (monitoreo) mg/l 66,670

Eficiencia conversión % 90

Biogás diario Nm3/día 23,626 34,789

Biogás promedio (monitoreo) Nm3/día 29,208


Energía térmica equivalente MJt/día 510,325 751,433

Potencia térmica equivalente MWt 5.9 8.7

Potencia térmica media (monitoreo) MWt 7.3

Potencia eléctrica equivalente MWe 2.4 3.5

Potencia eléctrica media (monitoreo) MWe 2.9

Producción diaria tm RFF 902 1,057

Tasa producción efluentes m3 efl/tm RFF 0.925 0.912

Tasa específica de producción de biogás (día)

Nm3 gas/tm RFF-día 26.2 32.9

Tasa media específica de producción de biogás(monitoreo)

Nm3 gas/tm RFF-día 29.6

Fuente: Talavera, C. 2005.



Con base en los datos anteriores y las estadísticas de la producción agre-gada de palma africana en 2008 (da-tos más recientes disponibles de las cifras oficiales), la tabla 15 presenta el estimado del potencial sectorial y energético de biogás en este sector.

Los datos indican un potencial de biogás total de 42.3 MNm3 biogás al 60% CH4/año. Esto equivale a 29.0 MWt y 11.6 MWe. Aun cuando el po-tencial de biogás es comparable al del sector café, la potencia resultante es superior en el caso de la extracción de aceite de palma, pues la cosecha de café solo dura cuatro meses.

Las tecnologías a emplear en este sector serán de mediana a gran es-cala. Considerando que las instalacio-nes de extracción de aceite de palma suelen tener un excedente energético de otras fuentes (notablemente, la fibra de la palma) y arriba de una escala mí-nima de producción pueden generar, vía vapor y conjunto turbo-generador, su propia electricidad. Son candidatas clásicas para producir electricidad co-mercial derivada del biogás.

Ingenios azucareros


Las mediciones15 se realizaron en un ingenio azucarero que opera una tecnología de recuperación de la sa-carosa de la caña por evaporación, cristalización y separación mecánica del azúcar. Esta es la tecnología con-vencional en la industria. La materia prima, consistente en caña de azú-car de las plantaciones del ingenio y otros, se recibe en la planta. Se so-mete a un lavado cuando, por lluvia al momento de corte, esta contiene lodo. La caña seca y limpia no se lava, como ocurre generalmente bajo el clima en la zafra. La caña se muele bajo imbibición para extraer el jugo, que se somete a clarificación por sedimentación. Esto es antes de ser evaporado por calentamiento a vacío parcial, lo que remueve la mayor par-te del agua. El jugo concentrado se somete a cristalización para separar mecánicamente el azúcar cristalizada por centrifugación.

15 En el período 19 a 21 de mayo de 2009.

TAblA 15. Potencial nacional de biogás en el sector de extracción de aceite de palma


Producción nacional de RFF de palma, 2008 tm RFF/año 1,432,566

Biogás equivalente, efluentes Nm3 biogás @ 60% CH4/cosecha 42,347,089

Duración cosecha meses 12

Potencia térmica equivalente, efluentes MWt 29.0

Potencia eléctrica equivalente, efluentes MWe 11.60

Fuente: Elaboración propia sobre la base de cifras del INE (2008) y resultados de esta investigación.


El azúcar invertida no cristalizable (y otros componentes) se remueve de la centrifugación en forma del subpro-ducto conocido como melaza, que tiene un alto contenido de materia or-gánica biodisponible, principalmen-te en forma de azúcares invertidos. Constituye un sustrato interesante para producir biogás, pero tiene un precio de sustitución de uso de USD 0.31/galón (centro de producción).

Existe una única corriente de dese-chos líquidos que resulta principal-mente de las aguas calientes de los condensadores del sistema de eva-poración. A estas se le suman las aguas de lavado de pisos y equipos. Esta recoge parte de las cenizas se-

paradas en una torre de lavado de los gases de salida del sistema de calderas del ingenio y su planta de cogeneración eléctrica.

Las aguas residuales producidas son tratadas en una laguna de estabiliza-ción anaerobia, construida sobre un dique en un cauce natural efímero. Di-cha laguna, que funciona como una laguna natural, estaba reportando una eficiencia de remoción de la DQO del 88.6%, conforme resultados del mo-nitoreo. A esta laguna se descarga la corriente de efluentes por gravedad a través de un canal abierto provisto de un vertedero Parshall para medir los caudales. Las aguas de salida de la laguna son empleadas para riego

TAblA 16. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y efluentes en el centro de producción sector azucarero


Gasto total efluentes m3/día 6,930 7,267 6,869

DQO media (diaria) mg/l 2,832 4,936 4,150

Carga orgánica diaria kg DQO/día 19,626 35,870 28,506



Biogás diario Nm3/día 9,361 17,110 13,598

Biogás promedio (monitoreo) Nm3/día 13,356


Energía térmica equivalente MJt/día 202,208 369,575 293,707

Potencia térmica equivalente kWt 2,340 4,277 3,399

Potencia térmica media, monitoreo kWt 3,339

Potencia eléctrica equivalente kWe 936 1,711 1,360

Potencia eléctrica media (monitoreo) kWe 1,336

Producción diaria tm caña molida 2,304 3,126 2,981

Tasa producción efluentes m3 efl/tm caña molida 3.01 2.33 2.31

Tasa específica de producción de biogás (día) Nm3 gas/tm caña molida 4.1 5.5 4.6

Tasa específica de producción de biogás (monitoreo) Nm3 gas/tm caña molida 4.7



agrícola. La altura del tirante de agua en el vertedero fue registrada cada quince minutos para estimar el caudal. Se tomaron muestras puntuales de las aguas residuales de entrada cada dos horas, mismas que fueron preserva-das en hielo hasta el final de la jornada de trabajo, que duraba 24 horas.

Después se alimentaron los datos de las mediciones de tirante en el Par-shall para estimar los caudales ins-tantáneos al algoritmo de cálculo. Se calcularon los gastos de efluente en los intervalos bi-horarios de toma de muestras y se prepararon las mues-tras compuestas ponderadas. Se pensó que estas serían necesarias dada la relativa variación en los cau-dales de entrada. Así se aseguró la mejor representatividad posible de la composición del efluente. Estas fue-ron enviadas a diario al laboratorio, preservadas en hielo.

Puede observarse en la tabla 16 que para el centro de producción, el po-tencial de biogás es alrededor de 13,356 Nm3 biogás al 60% CH4/día, suponiendo una eficiencia de conver-sión del 90% de la materia orgánica presente en el efluente.

En el monitoreo, la eficiencia de con-versión medida en la laguna anaero-bia (que ha recibido poco manejo), fue 88.6%, motivo por el cual la eficiencia asumida no es poco realista en un sis-tema de manejo sostenido. Este bio-gás tiene un equivalente térmico que se mide en el orden de los 3.3 MWt y uno eléctrico de 1.3 MW.


Con base en los datos anteriores y las estadísticas de la producción agrega-da de caña de azúcar provista por la APAH para la zafra 2009/2010, la tabla 17 presenta el estimado del potencial sectorial y energético de biogás aso-ciado a los efluentes en este sector.

Los datos indican un potencial total de 19.3 MNm3 biogás al 60% CH4/año. Esto equivale a 26.4 MWt y 10.6 MWe. Es de notar que la potencia solo está disponible durante 6 meses al año, que es la duración de la zafra asumida (a menos que el biogás se comprima y se almacene para uso posterior).

TAblA 17. Potencial nacional de biogás en los ingenios azucareros (efluentes/zafra)


Caña molida, zafra 2009/2010 tm caña/zafra 4,101,911

Biogás equivalente Nm3 biogás @ 60% CH4/zafra 19,278,134

Duración zafra meses 6

Potencia térmica equivalente MWt 26.4

Potencia eléctrica equivalente MWe 10.6

Fuente: Elaboración propia sobre la base de cifras de APAH (2011) y resultados de esta investigación.


En este centro de producción no se practicó una medición ni muestreo para analizar la melaza. No obstante, con el objetivo de realizar una valora-ción más completa del potencial de biogás, se evaluó la conversión de la melaza en biogás. Se proyectó el potencial a nivel sectorial con base en las caracterizaciones disponibles en la literatura técnica, el balance estándar de materia para el proceso azucarero e información del centro de producción (comunicación personal). La tabla 18 resume los datos de la melaza.

La tabla 19 presenta los resultados agregados de potencial de biogás y energético para los ingenios azucare-ros, considerando ambos sustratos.

Los datos agregados para el sector tienen un potencial energético total de 43.7 MW (equivalentes a unos 21 MUSD/zafra, a razón de USD 110/MWh). No obstante, un 75.8% de ese potencial se deriva de la melaza. Para la sustitución existe un costo de oportunidad que es la diferencia en ingresos que su uso alternativo para producir biogás significaría, conside-rando su actual precio de venta.

TAblA 18. Potencial nacional de biogás en ingenios azucareros (melaza/zafra)


Rendimiento de melaza tm melaza/tm caña molida 0.0485

Melaza producida tm melaza/zafra 198,943

Materia seca en melaza kg materia seca/kg melaza 0.715

Materia seca producida tm materia seca/zafra 142,244

Materia orgánica en materia seca en melaza

kg materia orgánica/kg materia seca 0.85

Materia orgánica seca total tm materia orgánica seca/zafra 120,907

Potencial específico de biogás Nm3 biogás @ 60% CH4/kg MSO 0.5

Biogás equivalente Nm3 biogás/zafra 60,453,706

PCI biogás @ 62% CH4 MJ/Nm3 21,6

Energía térmica equivalente MJ/zafra 1 305,800,058

Potencia térmica equivalente sobre zafra

MWt/zafra 82.9

Potencia eléctrica equivalente sobre zafra

MWe/zafra 33.1



Asumiendo los precios arriba se-ñalados para la energía eléctrica y la venta de la melaza, el costo de sustitución equivale a 7.5 MUSD en la zafra medida (que es la diferencia entre los ingresos por venta directa de la melaza y la venta de la energía eléctrica). Por tanto, es más atractivo venderla que convertirla en biogás. Por ello se registra en los resultados de este estudio el volumen de biogás asociado a la melaza y sus potencias equivalentes, pero no se estudia más.

Por la alta concentración de la activi-dad, las tecnologías empleadas para generar biogás en este sector serán de mediana a gran escala. Conside-rando que los ingenios azucareros, al igual que las extractoras de aceite de palma, suelen tener un excedente energético de otras fuentes (el bagazo de la caña), arriba de una escala mí-nima de producción pueden generar no solo su propia electricidad, sino también cogenerar de dicha fuente. Por eso son buenos sustratos para producir electricidad comercial deri-vada del biogás.



Las mediciones y caracterización de desechos se realizaron en un rastro municipal que no solo sacrifica reses y cerdos, sino que recupera y procesa los despojos del sacrificio producien-do harina de carne y hueso, y sebo. El rastro no está equipado para recupe-rar la sangre por lo que se descarta a la corriente de aguas residuales16.

Las reses para sacrificio se trans-portan a corrales y se separan por especie. El estiércol allí depositado es removido por arrastre con agua, in-corporándose a la corriente de aguas residuales. Después del sacrificio la res se destaza y se lava empleando

16 El período de medición fue del 23 al 25 de febrero de 2011.

TAblA 19. Potencial de biogás y energético en ingenios azucareros (sustratos/zafra)


Potencial de biogás (efluentes) Nm3 gas 60% CH4/zafra 19,278,134

Potencial de biogás (melaza) Nm3 gas 60% CH4/zafra 60,453,706

Potencial de biogás total (zafra) Nm3 gas 60% CH4/zafra 79,731,840

Potencia térmica equivalente (efluentes) MWt 26.4

Potencia térmica equivalente(melaza) MWt 82.9

Potencia térmica total (zafra) MWt 109.3


Potencia eléctrica equivalente (melaza) MWe 33.1

Potencia eléctrica total (zafra) MWe 43.7



agua de pozo, separando vísceras, cuerpo y despojos. Estos últimos se procesan en un autoclave o “cooker”, y se muelen y secan para producir harina de carne y hueso, y por expri-mido, sebo (grasa animal).

Este rastro empezó a llevar registros más sistemáticos de los dos subpro-ductos generados (harina y sebo) hasta 2011. El peso de los animales sacrificados no se registra como par-te de las operaciones porque el due-ño de los animales paga por cabeza sacrificada y solo cuenta cabezas. También es posible que se sacrifiquen cerdos y reses en un mismo día de operación. Es por esto que los datos no permitieron estimar el rendimiento específico de kg/cabeza bovina y kg/cabeza porcina de ambos subpro-ductos. Solo se estimó el rendimien-to de estos materiales por cabeza de animal sacrificado, sin diferenciación de los rendimientos por especie. Esos rendimientos fueron de 6.61 kg harina de carne y hueso/animal sacrificado y de 0.84 kg sebo/cabeza sacrificada. En el período para el cual las esta-dísticas permiten hacer estimaciones se sacrificaron en promedio 3,459 re-ses y 576 cerdos por mes; un total de 4,035 cabezas mensuales.

Los dos subproductos se venden para uso como complemento protei-co y mineral en alimentos animales y otros usos industriales. La harina de carne y hueso se vende a L 5.50 por kg; el sebo se vende a L 1,700 por barril de 55 galones (centro de producción). Con base en la densi-dad aparente del material, este precio equivale a L 20.06 por kg.

Se identificó una sola corriente de aguas residuales generada del lava-do de corrales, pisos, equipos y de la materia (animales a sacrificio) en proceso. Esta converge a una única corriente final de salida de efluentes de la planta. Los volúmenes totales generados diariamente se determi-naron midiendo los caudales cada quince minutos durante la duración completa del flujo de la corriente. La medición se realizó por volumetría de una pileta de concreto a la cual descargaban las aguas residuales, previo a su descarte a una laguna de estabilización, midiendo las variacio-nes en el nivel de dicha pileta con su tubería de salida cerrada. Para medir los efluentes se acordó con la em-pacadora monitorear cuando por lo menos un día no se sacrificara una u otra especie, para estimar las tasas específicas de generación de efluen-tes por especie.

Con base en los datos anteriores se estimó el volumen de efluentes gene-rado en cada corriente. A partir de los resultados de laboratorio se calculó la carga orgánica por corriente y la carga orgánica total, para determinar el potencial de biogás conforme a los métodos explicados en la sección 1. En la tabla 20 se resumen los datos diarios de la corriente analizada. Tam-bién se presentan las estimaciones de potencial diario, promedio de biogás, potencia térmica y eléctrica equiva-lente, y los indicadores de producción de efluentes y carga orgánica.


TAblA 20. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y efluentes en centro de producción sector procesadoras y empacadoras de carne bovina y porcina


Gasto total efluentes m3/día 78 94 83


Carga orgánica diaria kg DQO/día 744 905 1,304



Biogás diario Nm3/día 355 432 622

Biogás promedio ( monitoreo) Nm3/día 469



Potencia térmica equivalente kWt 89 108 155

Potencia térmica media (monitoreo) kWt 117

Potencia eléctrica equivalente kWe 36 43 62

Potencia eléctrica media (monitoreo) kWe 47

Producción diariareses sacrificadas 130 152 154

cerdos sacrificados 48 51 0

Tasa media de producción de efluentesm3 efl/res 0.54

m3 efl/cerdo 0.20

Rendimiento específico de biogás medioNm3 gas 60% CH4 /res 3.0

Nm3 gas 60% CH4 /cerdo 1.1


La tabla 21 resume las cantidades de materia orgánica generadas en la harina de carne y hueso y sebo, y el potencial de biogás y energético de estos sustratos para este centro de producción.

Suponiendo una conversión del 90% de la materia orgánica medida como DQO, este centro estaría producien-do, como promedio de tres días, unos 469 Nm3 de biogás al 60% por día de sus efluentes. Esto se traduce en una potencia equivalente media de 117 kWt y a una eficiencia de con-versión térmica a eléctrica del 40%, en unos 47 kWe. Esta disponibilidad de biogás podría contribuir significa-tivamente a la cobertura de la factura eléctrica o sustituir los combustibles actualmente usados para producir calor industrial.


TAblA 21. Materia orgánica mensual, biogás equivalente, harina y sebo en este centro de producción sector procesadoras y empacadoras de carne bovina y porcina

Parámetro Unidades Harina Sebo

Sacrificio mensual cabezas/mes 4,035

Rendimiento del sustrato kg /cabeza 6.61 0.842

Sustrato producido kg /mes 26,677 3,396

Materia seca en sustrato kg materia seca/kg sustrato 0.960 0.994

Materia orgánica en materia seca kg materia orgánica/kg materia seca 0.872 0.687

Materia orgánica seca total kg materia orgánica/mes 22,337 2,319

Potencial específico de biogás Nm3 biogás @ 60% CH4/kg MOS 1.0 1.0

Biogás equivalente Nm3 biogás/mes 22,337 2,319

Biogás diario equivalente Nm3 biogás/día 735 76


Energía térmica equivalente MJt/mes 482,484 50,087

Potencia térmica equivalente kWt 183.7 19.1

Potencia eléctrica equivalente kWe 73.6 7.6

Potencia térmica total (ambos sustratos) kWt 202.8

Potencia eléctrica total (ambos sustratos) kWe 81.1


Aquí no se estableció el consumo de potencia eléctrica; pero es muy probable que la disponibilidad de potencia térmica y/o eléctrica pueda contribuir a la cobertura de su factu-ra energética si se produjese biogás. Este se puede usar para alimentar un conjunto motor/generador, o para producir calor.

El atractivo de convertir los subpro-ductos que actualmente tienen un va-lor comercial a electricidad, a partir del biogás, se analiza a continuación.

Suponiendo un rendimiento de 1.0 Nm3 biogás al 60%/kg materia orgá-nica seca, se estaría produciendo, como promedio diario, 811 Nm3 de biogás, si se usaran los subproductos harina de carne y hueso, y sebo para producir biogás. Esto se traduce en una potencia equivalente media de 202.8 kWt y, a una eficiencia de con-versión térmica a eléctrica del 40%, en unos 81.1 kWe.

Considerando los tres sustratos —efluentes, harina y sebo—, el poten-cial medio de biogás es de 1,280 Nm3 de biogás al 60% CH4. Esto equivale a una disponibilidad de potencia tér-mica de 320 kWt y de 128 kWe de potencia eléctrica. Un 36% de esa disponibilidad se desprendería de los efluentes y un 64% se asociaría a los subproductos.


TAblA 22. Análisis del costo de sustitución de uso de la harina y sebo

Parámetro Unidades Harina Sebo

Producción de subproducto kg/año 2,057,055 338,262

Precio de venta L/kg 5.50 20.06

Ingresos anuales por venta, uso actual L/año 14,613,804 6,687,023

Energía eléctrica media, fermentación del sustrato kWhe/año 5,339,482 554,300

Precio de venta de la electricidad L/kWhe 2.09

Ingresos anuales por venta, uso alternativo (eléctrico) L/año 11,177,138 1,160,315

Costo de sustitución del sustrato L/año 3,436,666 5,626,707


Se presentan integrados los resul-tados de los cálculos para todos los sustratos (aun con las consideracio-nes de no viabilidad financiera de la conversión a biogás de los sólidos, se deben presentar todos los datos estimados).

Los datos indican un potencial de bio-gás total de 3.31 MNm3/año, equiva-lente a 2.27 MWt y 0.91 MWe. Aunque no muy elevado en relación con otros sectores, tiene potencial para sustituir combustibles o generar energía eléc-trica para el consumo interno.

No obstante, los sustratos sólidos, harina y sebo, que representan cerca del 75% del potencial, tienen costos positivos de sustitución de uso. Por tanto, el potencial efectivo o prácti-co de este sector será menor, y solo equivalente al de los efluentes.

Por las capacidades de los centros de producción, en este sector las insta-laciones de biogás aplicables serían de pequeña a mediana escala.

En la tabla anterior pueden apreciarse costos positivos de sustitución vincu-lados al cambio de uso de la harina de carne y hueso, como del sebo. El ingreso total estimado (USD 0.11/kWhe) de la venta de electricidad de biogás es inferior a los ingresos de la venta en bruto para ambos sustratos. Ello implica que su uso alternativo no tiene sentido económico.


Para estimar el potencial sectorial de biogás en esta actividad se revisaron las estadísticas de sacrificio bovino y porcino anual del período 2003-2008 del INE (2009). En este caso revelaron una tendencia relativamente errática sin un crecimiento sostenido como en otros sectores. El año 2008 reportó el mayor sacrificio en ambas especies en el período, pero el segundo mayor de la serie fue 2005, por una ligera diferencia. Por ese motivo, se deci-dió trabajar con los valores promedio de la serie de años indicada. La tabla 23 presenta el estimado del potencial sectorial y energético de biogás.


Ganado bovino para ordeño


Las mediciones y caracterización de desechos se realizaron en una insta-lación de ordeño semintensiva que ordeñaba en el período de monitoreo 235 vacas en dos turnos diarios, to-dos los días de la semana17.

El centro se considera una unidad semintensiva de producción de le-che pues el ganado se estabula en el verano y se pastorea en los potreros durante el invierno. En este centro se realiza el ordeño mecánico en sala de ordeño. La productividad de leche re-gistrada durante el monitoreo en este centro de producción se midió en 17.9 litros leche/vaca-día. La media nacio-nal para 2008 es de 4.1 litros/vaca-día (INE, 2008).

Las unidades totalmente intensivas de producción, de las que se cuen-tan muy pocas en el país, mantienen al ganado estabulado en ambas es-taciones y cuentan con ordeño me-cánico en sala de ordeño, mientras que la hacienda típica y la ganadería a más pequeña escala suelen pastorear todo el tiempo el ganado y ordeñar manualmente en corrales.

En el centro de producción analizado, el hato bajo ordeño se mantenía es-tabulado y ejercitado en una serie de corrales adyacentes, antes y después del ordeño. Las vacas recibían alimento consistente de concentrado, heno y en-silaje en los comederos de cada corral, y eran ordeñadas dos veces al día en el turno de la madrugada y del mediodía.

17 En fechas 25, 27 y 28 de marzo de 2011.

Previo al ordeño, las vacas eran in-troducidas por lotes a una sala de espera de piso cementado del cual eran arriadas, por lotes más peque-ños, a la sala de ordeño. En esta se practicaba el ordeño mecánico, y la leche producida se depositaba en un enfriador de leche. Después del or-deño, las vacas eran devueltas a los corrales donde permanecían hasta el siguiente ordeño.

Al término del ordeño, el estiércol acumulado en el piso de la sala de ordeño se recogía manualmente, sin usar agua, como un estiércol no di-luido, para después lavar la superficie de la sala de espera con manguera, generando la primera contribución a la corriente de efluentes. Las superfi-cies del piso principal y del foso de la sala de ordeño también se limpiaban con agua. La máquina enfriadora de leche se limpiaba después de cada vaciado, empleando limpiadores áci-dos y alcalinos.

La mayor parte del estiércol produci-do diariamente se depositaba en los corrales, donde el ganado permane-cía la mayor parte del tiempo. Los co-rrales se limpian regularmente cada tres días empleando una pequeña cargadora frontal que, en el proceso de recolección del desecho, también levanta material del suelo no cemen-tado del corral.

Según la configuración de la cañería de drenaje de los efluentes en la insta-lación, se identificó cuatro corrientes individuales analizadas por separado para, posteriormente, integrar los va-lores en una sola corriente general de aguas residuales. Esas corrientes fue-ron las aguas de lavado de la sala de espera, superficie superior de la sala de ordeño, fosa de la sala de ordeño,


y de la máquina enfriadora de leche. Las primeras se midieron con cubeta y cronómetro, la tercera se cuantificó por volumetría en el canal de evacua-ción, y la cuarta por volumetría de la máquina enfriadora.

El desecho sólido colectado de la sala de espera se midió por volumetría de una carreta de dimensiones conoci-das el primer y segundo día de moni-toreo. El estiércol acumulado durante los tres días del monitoreo en un solo

corral que contuvo 40 vacas durante ese tiempo, fue colectado emplean-do el mismo método del centro de producción (pala y carreta) para su posterior medición de volumen.

Las aguas residuales se destinaban a tratamiento en una serie de lagu-nas de estabilización. Los desechos sólidos se destinaban a compostaje, junto con restos de heno y ensilaje de los comederos de los animales.

TAblA 23. Potencial nacional de biogás en procesadoras y empacadoras de carne bovina y porcina


POTENCIAL DE BIOGÁS, EFLUENTES

Sacrificio nacional medio, bovinos, 2003/2008 Cabezas bovino/año 217,052

Sacrificio nacional medio, bovinos, 2003/2008 Cabezas porcino/año 184,858

Biogás equivalente (bovinos) Nm3 biogás @ 60% CH4/año 648,717

Biogás equivalente (porcinos) Nm3 biogás @ 60% CH4/año 206,267

Biogás equivalente (efluentes bovinos y porcinos) Nm3 biogás @ 60% CH4/año 854,984

Duración sacrificio meses 12



POTENCIAL DE BIOGÁS, SUBPRODUCTOS

Harina Sebo

Sustrato producido kg/mes 26,677 3,396

Materia seca orgánica kg MSO/mes 22,337 2,319

Biogás equivalente Nm3 biogás @ 60% CH4/mes 22,337 2,319

Biogás equivalente Nm3 biogás @ 60% CH4/año 2,224,748 230,958



POTENCIAL TOTAL DE BIOGÁS

Biogás TOTAL (sustratos líquidos y sólidos) Nm3/año 3,310,726

Potencia térmica TOTAL (sustratos líquidos y sólidos) MWt 2.27

Potencia eléctrica TOTAL (sustratos líquidos y sólidos) MWe 0.91



Con base en las anteriores medicio-nes se calculó el volumen de efluentes generado en cada corriente y totales diarios, los cuales se reportan abajo. Con base en los resultados de labo-ratorio, se estimó la carga orgánica por corriente y la carga orgánica total para calcular el potencial de biogás conforme los métodos explicados en la sección 1.

En la tabla 24 se resumen los datos diarios relevantes de la corriente ana-lizada, y se presentan los estimados del potencial diario y promedio de biogás del centro de producción, al igual que los de potencia térmica y eléctrica equivalente, y los indica-dores de producción de efluentes y carga orgánica asociada por unidad de producción.

TAblA 24. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y efluentes en centro de producción ganado para ordeño




Carga orgánica diaria kg DQO/día 11.02 57.3 44.2

DQO media, monitoreo mg/l 3,874



Biogás promedio, monitoreo Nm3/día 15.89


Energía térmica equivalente MJt/día 101 524 404


Potencia térmica media, monitoreo kWt 4.0


Potencia eléctrica media, monitoreo kWe 1.6

Ordeño diario Cabezas bajo ordeño 235 235 235

Producción diaria m3 leche producidos 4.290 4.183 4.197

Tasa media de producción de efluentes (base ordeño)

l efl/vaca ordeñada-día 41.2

Tasa media de producción de efluentes(base leche)

m3 efl/m3 leche 2.29

Rendimiento específico de biogás medio, efluentes(base ordeño)

Nm3 gas 60% CH4/ vaca ordeñada-día

0.068

Rendimiento específico de biogás medio, efluentes, base leche

Nm3 gas 60% CH4/ m3 leche 3.78



Puede observarse que, suponiendo una conversión del 80% de la mate-ria orgánica medida como DQO, este centro de producción estará produ-ciendo, como promedio de tres días, unos 15.89 Nm3 de biogás al 60% por día de sus efluentes.

Esto se traduce en una potencia equivalente media de 4.0 kWt y, a una eficiencia de conversión térmica a eléctrica del 40%, en unos 1.6 kWe. Aunque las potencias térmica y eléc-trica no lucen muy altas, el gas podría contribuir a las necesidades energéti-

cas de la instalación, inclusive permitir una refrigeración no eléctrica, usando ciclos de absorción como base para el enfriamiento. Resta, de cualquier forma, valorar el potencial asociado al estiércol que, como se verá, es alto.

Nótese que se calcularon indicado-res de rendimiento específico para el biogás tanto en términos del volumen de gas producido por vaca ordeñada, como por volumen de leche produci-da. Se empleará este último indicador para la proyección sectorial, por los motivos explicados abajo.

TAblA 25. Materia orgánica diaria, biogás equivalente, estiércol de sala de espera y corral en centro de producción ganado para ordeño

Parámetro Unidades Espera Corral

Volumen medio de leche diaria, asociado al sustrato

m3/día 4.190 4.223

Rendimiento del sustrato kg estiércol/ m3 leche 38.99 895.4

Sustrato producido kg/día 163.3 3,781

Materia seca en sustrato kg materia seca/kg sustrato 0.1805 0.583

Materia orgánica en materia seca kg materia orgánica/kg materia seca 0.7201 0.6535

Materia orgánica seca total kg materia orgánica/mes 21.2 1,440

Potencial específico de biogás Nm3 biogás @ 60% CH4/kg MOS 0.7 0.28

Biogás equivalente Nm3 biogás/día 14.9 403.4

Biogás equivalente, estiércol Nm3 biogás/día 418.3


Energía térmica equivalente MJt/día 321 8,713



Potencia térmica total, estiércol kWt 104.3

Potencia eléctrica total, estiércol kWe 41.8

Rendimiento específico de biogás medio, estiércol, base ordeño

Nm3 gas 60% CH4/ vaca ordeñada-día

0.063 1.717

Rendimiento específico de biogás medio, estiércol, base leche

Nm3 gas 60% CH4/ m3 leche 3.55 95.52



La tabla 25 resume los estimados re-ferentes a las cantidades de materia orgánica generada en el estiércol de ambos orígenes, y el potencial de bio-gás y energético de estos sustratos para el centro de producción.

Suponiendo un rendimiento de 0.7 y 0.28 Nm3 biogás al 60%/kg materia orgánica seca para el estiércol de la sala de espera y del corral respecti-vamente, este centro estaría produ-ciendo, como promedio diario, unos 418 Nm3 de biogás al 60% por día, de emplearse los estiércoles de am-bos orígenes. Esto se traduce en una potencia equivalente media de 104 kWt, y en una eficiencia de conversión térmica a eléctrica del 40% en unos 41.8 kWe.

Es necesario indicar que en este caso se optó por ajustar el rendimiento de biogás solo asociado al estiércol de corral, dado que la contaminación con materiales no estercolares, pro-venientes del suelo del corral (muy probablemente materiales inorgá-nicos) significaba que, de emplear el factor de rendimiento citado por Steinhauser y Deublin (2009), usado para el material de la sala de espera, se generaban cantidades de biogás sensiblemente superiores a las cita-das por los mismos autores como la producción típica de biogás por cabeza de ganado (en condiciones europeas, de 1.8 Nm3 /cabeza-día). Los datos así ajustados resultaron en una producción específica de 1.6 Nm3/cabeza-día.

En su conjunto, considerando los sustratos estercolares y efluentes, el potencial medio de biogás del centro de producción se mide en términos de 434 Nm3 de biogás al 60% CH4 diarios que equivalen a una disponi-bilidad de potencia térmica de 108

kWt y de 43.3 kWe de potencia eléc-trica. Un 3.6% de esa disponibilidad se desprendería de los efluentes y un 96.3% se asociaría al estiércol. Nota-blemente, la mayor disponibilidad de biogás y energía se deriva del estiér-col no diluido en los efluentes.

No se estableció el consumo de po-tencia eléctrica en este centro de pro-ducción; no obstante, es altamente probable que la disponibilidad de po-tencia térmica y/o eléctrica conjun-ta de todos los sustratos analizados pueda no solo contribuir a la cobertu-ra de la demanda energética total del centro de producción, sino también producir un excedente. Las deman-das mayores de energía en este se asocia a la operación de la máquina ordeñadora, bombas y el sistema de enfriamiento de la leche.


Para estimar el potencial sectorial de biogás en esta actividad, se revisaron las estadísticas de ordeño y produc-ción de leche anual del período 1993 a 2008 del INE (2009). Este caso reve-ló una tendencia relativamente erráti-ca, particularmente en el tamaño del hato ganadero ordeñado, que si bien creció en el período 2001-2008 en re-lación al período 1993-2000, presentó bajas sensibles en las cabezas orde-ñadas hacia mediados de la década pasada.

Existen dos posibles bases para la proyección sectorial nacional del bio-gás de las salas de ordeño: o se usa el tamaño de la población bovina bajo ordeño o se usa la producción nacio-nal de leche. Dadas las altas dispari-dades en el rendimiento por cabeza ordeñada de las vacas del centro de producción y la media nacional, cla-


ramente, usar el tamaño de la pobla-ción bajo ordeño resultaría en cifras infladas pues asumiría que la pobla-ción nacional tiene una productividad de leche (y por extensión, de biogás) igual a la del centro. Por tanto, las ci-fras más representativas del potencial sectorial nacional son las basadas en la producción de leche. Aquellas ba-sadas en la población bajo ordeño, no obstante, son interesantes en tanto refieren al potencial de biogás si la productividad del hato medio nacio-nal pudiese incrementarse a la del hato del centro de producción ana-lizado.

El potencial total sectorial de biogás, con base en la producción de leche, equivale a unos 84.5 MNm3/año, equivalentes a una potencia térmica de 57.9 MWt y una eléctrica de 23.2 MWe, basados en un rendimiento de 4.1 l/vaca-día. Si la productividad del hato creciese hasta los valores del centro de producción, 17.9 l/vaca-día, esos valores podrían incrementarse unas 4 veces, a unos 347.2 MNm3 gas/año, y 237 MWt y 95 MWe.

El sector ganadero es interesante y muy importante por la cantidad de efectos ambientales y socioeconó-micos directos e indirectos que tie-ne. Realizar el potencial de biogás en este sector quizá represente los retos técnicos más grandes de to-dos los sectores, principalmente por las posibles dificultades asociadas a la colección y manejo del estiércol, que es el sustrato de mayor contri-bución al potencial sectorial de bio-gás. Las escalas de producción de leche también influencian el tamaño de las instalaciones de biogás nece-sarias, encontrándose en este sector posibilidades de implementar plantas pequeñas, medianas y más grandes.

En todo caso, el pastoreo libre impide la colección del estiércol, derrotando así el objetivo de su conversión a bio-gás. También suele implicar mayores riesgos de salud al ganado, estando expuesto a los factores climáticos, parasitismo, insectos, etc., que si se maneja bajo estabulación, donde se puede cuidar mejor.

El pastoreo extensivo genera poca demanda de mano de obra, pues el ganado se alimenta solo. En cambio, en confinamiento, bajo estabulación total o parcial, el ganado debe ser alimentado, lo que implica la necesi-dad de mano de obra para sembrar, cultivar y cosechar el pasto, producir heno y ensilaje, y demás actividades de cuido del ganado.

Como puede intuirse, aparte de re-solver el tema de la colección del es-tiércol viabilizando su conversión a biogás, hay muchas otras ganancias ambientales y socioeconómicas im-plícitas en transformar las prácticas de manejo de hatos. De cambiar del pastoreo libre hacia la estabulación total o parcial, también se incremen-ta la productividad de leche de las vacas, pues con un mejor cuidado, estas producirían más.


TAblA 26. Potencial nacional de biogás en el sector ganadero con salas de ordeño


Población nacional bajo ordeño (2008) Cabezas/año 513,393

Producción nacional de leche(2008) m3 leche/año 2,116,585


Biogás equivalente (con base en ordeño) Nm3 biogás @ 60% CH4/año 12,671,705

Biogás equivalente (con base en producción de leche)

Nm3 biogás @ 60% CH4/año 8,010,777

Duración ordeño Meses 12

Potencia térmica equivalente, base ordeño MWt 8.68

Potencia eléctrica equivalente, base ordeño MWe 3.47

Potencia térmica equivalente, base leche MWt 5.49

Potencia eléctrica equivalente, base leche MWe 2.19

POTENCIAL DE BIOGÁS, ESTIÉRCOL

Parámetro Unidades Espera Corral

Biogás equivalente, base ordeño Nm3 biogás @ 60% CH4/año 11,850,372 321,680,703

Biogás equivalente, base leche Nm3 biogás @ 60% CH4/año 2,740,133 73,794,379

Potencia térmica equivalente, base ordeño MWt 8.1 220.3

Potencia eléctrica equivalente, base ordeño MWe 3.25 88.1

Potencia térmica equivalente, base leche MWt 1.9 50.5

Potencia eléctrica equivalente, base leche MWe 0.8 20.2


Biogás TOTAL, sustratos líquido y sólidos, BASE ORDEÑO

Nm3/año 347,202,781

Potencia térmica TOTAL, sustratos líquido y sólidos, BASE ORDEÑO

MWt 237

Potencia eléctrica TOTAL, sustratos líquido y sólidos, BASE ORDEÑO

MWe 94.8

Biogás TOTAL (sustratos líquidos y sólidos) BASE LECHE

Nm3/año 84,545,289

Potencia térmica TOTAL (sustratos líquidos y sólidos) BASE LECHE

MWt 57.9

Potencia eléctrica TOTAL (sustratos líquidos y sólidos) BASE LECHE

MWe 23.16



Procesadoras de leche y lácteos


Durante el período de monitoreo18, el centro de producción procesó unos 130,760 litros de leche cruda/día, de los cuales destinó un 26.2% a la pro-ducción de quesos, que conlleva la recepción, clarificación, pasteuriza-ción, homogenización y desodorizado de la leche recibida del campo, pre-vio a su empaque. Parte de la materia prima se usa para producir quesos y otros derivados lácteos como la man-tequilla crema y la mantequilla amari-lla. En este caso la leche se descrema para remover total o parcialmente las sustancias grasas produciendo cre-ma de leche, y posteriormente, por centrifugación, mantequilla amarilla. Después, la leche descremada se ino-cula con cuajo para precipitar como un sólido la proteína (caseína) conte-nida en esta, que se someterá a pren-sado para producir queso blanco, o a otros procesos para producir quesillo y quesos especiales. La producción de quesos genera la corriente de de-sechos más importante del centro de producción, rica en suero, que a su vez contiene lactosa, el azúcar de la leche. Por ser muy biodisponible, se fermenta rápidamente generan-do aguas ácidas, particularmente en condiciones anaeróbicas.

Las aguas residuales son el único desecho de relevancia para producir biogás. Estas contienen, o pueden

18 Las mediciones se realizaron entre el 26 de mayo y el 4 de junio de 2010, completán-dose un monitoreo de seis días completos de producción.

contener diluciones varias de leche entera, leche descremada, crema de leche y suero, fuere de orígenes acci-dentales o descartados a la corriente de efluentes. Adicionalmente contie-nen las aguas de lavado de pisos y equipos que generalmente arrastran productos alcalinos de limpieza, al igual que materiales parcialmente ca-ramelizados de tanques, utensilios, sistemas de pasteurización y demás equipos de tratamiento de la leche. En el centro de producción no se re-cupera el suero, sino que se descarta a la corriente de efluentes.

Las aguas residuales se tratan en tres lagunas de estabilización, previo a su descarga a un cauce natural aleda-ño a las instalaciones. En el canal de conducción a las lagunas se instaló un vertedero en V que sirvió para me-dir los caudales. Dada la larga dura-ción del monitoreo, las lecturas de los tirantes de agua en el vertedero se tomaron cada hora durante la jorna-da. Se tomaron muestras puntuales de las aguas residuales en el punto de medición de los caudales cada dos horas, que fueron preservadas en hielo hasta el final de la jornada de trabajo, que duraba 24 horas. Se preparó una muestra compuesta final diaria preservada en hielo, remitida inmediatamente al laboratorio.

La tabla 27 resume los indicadores necesarios para estimar el potencial de biogás en este centro de produc-ción. Puesto que la jornada de mo-nitoreo generó datos para seis días, por simplicidad en la presentación, se resumen los promedios de los seis días.


Puede observarse que para el centro de producción el potencial de biogás se mide en términos de unos 1,274 Nm3 biogás al 60% CH4/día, supo-niendo una eficiencia de conversión del 90% de la materia orgánica pre-sente en el efluente. Este biogás tiene un equivalente térmico de 319 kWt y uno eléctrico de 127 kWe.


Con base en los datos anteriores y en las estadísticas de la producción agregada de leche en el país en 2008 (datos más recientes disponibles de las cifras oficiales), la tabla 28 presen-ta el estimado del potencial sectorial y energético de biogás en este sector.

Los datos indican un potencial total de 7.5 MNm3 biogás al 60% CH4/año. Esto equivale a 5.16 MWt y 2.06 MWe. Aun cuando el potencial de biogás para este segmento productivo no

luce muy alto, debe tenerse en mente la composición del sector en cues-tión.

Las estadísticas desagregadas de la actividad no estuvieron disponibles para efectos de este estudio, cuya fi-nalidad ha sido la estimación del po-tencial de biogás total en la actividad. Tal como se ha señalado para otros sectores, se debe continuar investi-gando el tema con enfoque en los de-talles de cada sector, de forma que un panorama más diferenciado ayude a establecer los nichos de oportunidad para desarrollar proyectos de biogás.

No obstante, otras fuentes de infor-mación (Paselo, 2005) sugieren que en Honduras la mayoría de la pobla-ción consume productos lácteos de procesamiento artesanal, no indus-trial. Según dicha fuente, el 60% de la leche producida a escala nacional se procesa artesanalmente, destinándo-se principalmente a los derivados lác-

TAblA 27. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y efluentes en centro de producción sector procesadoras de leche y lácteos


Gasto total efluentes m3/día 415.8

DQO media, monitoreo mg/l 6,424

Carga orgánica media, monitoreo kg DQO/día 16,025


Biogás promedio, monitoreo Nm3/día 1,274


Energía térmica equivalente, monitoreo MJt/día 27,519

Potencia térmica media, monitoreo kWt 319

Potencia eléctrica media, monitoreo kWe 127

Producción diaria media, monitoreo m3 leche 130.76

Tasa producción efluentes m3 efl/m3 leche 3.18

Tasa específica de producción de biogás, monitoreo Nm3 gas/m3 leche 9.74



teos como la crema, y especialmente el queso. El queso que se produce salado y a baja humedad, permite su preservación sin necesidad de enfria-miento, como requiere la mayoría de derivados lácteos.

Lo anterior sugeriría que un 40% de la leche nacional (unos 309,000 m3/año) sí es procesada industrialmente. Existen solamente dos plantas proce-sadoras industriales de gran escala en el país que medirían, en promedio, su potencial de biogás en unos 1.5 MNm3/año y unos 0.41 MWe, de ope-rar ambas a igual capacidad. Si bien este potencial es menor que el repor-tado para los centros de producción analizados en otras actividades, este podría ayudar a cubrir la demanda energética y/o factura eléctrica de tales centros de producción. Por otro lado, de incrementarse la tec-nificación de las pequeñas unidades artesanales, estas podrían gozar de los beneficios de la operación de sis-temas de digestión a pequeña escala.

Granjas porquerizas


Las mediciones se realizaron19 en una granja porqueriza que manejaba una población de cerdos en engorde de 3,950 cabezas. Los cerdos se man-tienen en corrales de 2.9 m x 1.5 m en lotes que promedian 22 cerdos por corral, y en edades que varían desde tierno hasta maduro. El ciclo de en-gorde dura trece semanas, desde que el lechón es destetado de la madre hasta que está maduro y presto para

19 En el período 18-20 de marzo de 2011.

el sacrificio. Se engordan cerdos a lo largo de todo el año, aunque existen períodos de más alta demanda.

Los cerdos reciben alimentos con-centrados en comederos en el corral; se bañan y chapotean en charcas construidas dentro de los corrales, lo que genera un flujo base (de bajo caudal) de aguas residuales. El agua de las charcas se recambia a diario, y el corral y la charca se lavan con una corriente de agua con igual frecuen-cia, produciéndose entonces dos descargas identificables de efluentes además de la ya señalada, de supe-rior caudal pero más corta duración: el agua de descarga de las charcas y el agua de lavado de los corrales. Esta agua contiene la mayoría del estiércol depositado en los corrales. El sistema digestivo del cerdo es relativamente ineficiente, por lo cual una parte del alimento pasa por este sin digerirse.

Las aguas residuales son conducidas por canales y tuberías desde los co-rrales a una instalación de separación del material particulado, constituido en este caso por los materiales no digeridos por el tracto entérico del animal, llamados “cerdaza”. Estos se separan mediante un tamiz rotatorio al cual descargan, mediante bombeo, todos los efluentes de la granja, que convergen en la pileta de la instala-ción de separación. De esa pileta, la corriente final de aguas residuales se dirige a una laguna de tratamiento. La cerdaza se recupera para even-tual reincorporación al alimento de los animales.

Los caudales del flujo base producidos por la población porcina de la granja fueron cuantificados con cubeta y cro-nómetro en la descarga de la pileta de la instalación de separación de cer-daza. Los caudales de las descargas


de las charcas y lavado de corrales, siendo superiores, no se pudieron de-terminar a satisfactoria precisión con ese método, por lo cual se determina-ron por medición del cambio de nivel en la pileta. La corriente de flujo base se muestreó con la frecuencia antes indicada de dos horas; puesto que las corrientes de descarga y lavado pre-deciblemente tendrían composición distinta, estas fueron muestreadas independientemente, cuando se pro-ducían las descargas pico. Así se logró una mejor aproximación a la composi-ción real del efluente final que de haber caracterizado y medido solamente el flujo base.

Dado que las descargas pico de las charcas y corrales ocurrían de distin-tos corrales en momentos distintos, los caudales medidos y muestras tomadas para las corrientes de des-carga de charcas y lavado de corrales correspondieron a los producidos por 556, 1,084 y 1,058 cerdos, los días 1, 2 y 3 respectivamente. Las diferencias con respecto a la población total de la granja se tomaron en cuenta en la estimación final de los gastos totales y cargas orgánicas, pudiendo enton-ces referir la producción de efluentes, carga orgánica y por lo tanto, biogás, a toda la población de la granja.

TAblA 29. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y efluentes en centro de producción sector granjas porcinas




Carga orgánica diaria kg DQO/día 1,978 878 2,295



Biogás diario Nm3/día 943.6 418.7 1,094

Biogás promedio (monitoreo) Nm3/día 819


Energía térmica equivalente MJt/día 20,382 9 044 23,650


Potencia térmica media (monitoreo) kWt 204.8



Población porcina Cerdos 3 950

Tasa producción efluentes l efl/cerdo-día 29.1

Tasa específica de producción de biogás (monitoreo) Nm3 gas/cerdo-día 0.207



Por las peculiaridades de la insta-lación de separación y su pileta, las muestras se tomaron antes de la extracción de la cerdaza, por lo cual su composición ilustra también los efectos de esta. Se determinó la cantidad total de cerdaza producida durante los dos días, determinando el volumen recogido en una carreta calibrada; se midió in situ la densi-dad aparente del material, estimando entonces los pesos recogidos, y se tomaron muestras para analizarlo en el laboratorio.

Puede observarse que, para el centro de producción, el potencial de biogás se mide en términos de unos 819 Nm3 biogás al 60% CH4/día, suponiendo una eficiencia de conversión del 90% de la materia orgánica presente en el efluente. Este biogás tiene un equiva-lente térmico que se mide en el orden de los 205 kWt y uno eléctrico de 82 kWe.

Considerando los dos sustratos, y que la composición establecida para los efluentes incluía las contribucio-nes de la cerdaza, que se separa, se estimó el potencial de biogás de este material conforme los indicado-res presentados a continuación, para estimar los potenciales netos de los efluentes.

Tanto el potencial de biogás, como las potencias térmicas y eléctricas derivadas del sustrato cerdaza, son sensiblemente menores que las de los efluentes, y equivalentes aproxi-madamente a un 2.7% del potencial total bruto de los efluentes. Estos valores deben restarse del potencial bruto de las aguas residuales, ya que el material está suspendido en estas. Por tanto, para el centro de produc-ción analizado, el potencial real por sustrato puede expresarse como se resume en tabla 30.

TAblA 30. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y cerdaza en centro de producción sector granjas porcinas


Cerdaza producida kg/día 340

Materia seca en cerdaza kg materia seca/kg cerdaza 0.278

Materia orgánica en materia seca en cerdaza kg materia orgánica/kg materia seca 0.663

Materia orgánica seca total kg MOS/día 62.7

Potencial específico de biogás Nm3 biogás @ 60% CH4/kg MOS 0.36

Biogás equivalente Nm3 biogás/día 22.56


Energía térmica equivalente MJ/día 487

Potencia térmica equivalente kWt 5.6

Potencia eléctrica equivalente kWe 2.3




Con base en los datos anteriores de rendimientos específicos y las esta-dísticas de la población porcina na-cional (INE, 2008) la tabla 32 presenta el estimado del potencial sectorial y energético de biogás asociado a los efluentes en este sector.

Los datos indican un potencial de bio-gás total de los 92.8 MNm3 biogás al 60% CH4/año. Esto equivale a unos 23.26 MWt y 9.3 MWe. Aun cuando el centro de producción se caracterizó por la crianza de cerdos intensiva y de gran escala, existen también muchas pequeñas porquerizas a nivel nacional. En tanto en estas pueda facilitarse la colección de los desechos porcinos, se pueden desarrollar instalaciones de biogás de pequeña escala.

TAblA 31. Balance final potencial de biogás y energético, y rendimientos específicos en granjas porquerizas

BALANCE Biogás Nm3/día Potencia térmica (kWt)

Potencia eléctrica (kWe)

Bruto aguas residuales 819.0 204.8 81.9

Cerdaza 22.6 5.6 2.3

Neto aguas residuales 796.4 199.2 79.6

Parámetro Unidad Valor

Tasa producción específica neta gas, efluentes Nm3 gas/cerdo 0.202

Tasa producción específica neta gas, cerdaza Nm3 gas/cerdo 0.005


TAblA 32. Potencial nacional de biogás, efluentes y cerdaza de granjas porquerizas


Población porcina nacional, 2008 Cerdos 448,744

Biogás equivalente (efluentes) Nm3 biogás @ 60% CH4/año 90,646

Biogás equivalente (cerdaza) Nm3 biogás @ 60% CH4/año 2,243

Duración producción meses 12



Potencia térmica equivalente (cerdaza) MWt 0.64

Potencia eléctrica equivalente (cerdaza) MWe 0.26



Granjas avícolasLas mediciones de desechos se rea-lizaron20 en una granja avícola de en-gorde de pollos que en ese período tenía una población media de 44,010 aves. En esta actividad, los pollitos se reciben tiernos de la incubadora y se mantienen bajo cuido en cuatro galeras de engorde, donde reciben alimentos concentrados en comede-ros y agua en bebederos.

El ciclo de producción dura normal-mente 35 días. Antes del inicio del ci-clo, el piso de la galera se cubre con casulla de arroz, formando una cama de cobertura que se recambiará al término del ciclo. Se remueve la parte superior de dicho material, en la cual se acumula el estiércol de las aves, el alimento concentrado derramado y plumas generados en el período. A este material se le denomina “con-cha” y a la actividad de removerlo, “desconchado”. El material subyacen-te a la concha, no contaminado se acumula en montones largos, dejan-do carriles vacíos entre los montones, para aplicar en éstos una cama fresca de casulla, que se mezcla entonces con el “acarrileo” amontonado para formar la nueva cama de recambio.

El material desconchado, también co-nocido como “gallinaza”, constituye el desecho (sólido) más importante de la granja y se compone principalmente de estiércol y casulla de arroz. El se-gundo desecho sólido lo constituyen los cuerpos de las aves muertas en el ciclo. Estos, después de cuartearse, se mezclan con un poco de gallinaza y melaza, y se destinan a compostaje en una fosa que permite adicionar, en un extremo del montón de material en compostaje, el desecho fresco

20 Los días 7 y 8 de marzo de 2011.

mientras el resto del material, agre-gado en períodos anteriores madura hasta convertirse en compost esta-ble. El periodo de maduración dura aproximadamente 40 días. Cabe des-tacar que el compost así producido es un buen sustrato para la digestión anaeróbica, y para el tipo de desecho (cuerpos de aves muertas) un proce-so previo necesario a la digestión, en tanto asegura la estabilización del material de base y su desagregación a partículas más pequeñas. Por dicho motivo se escogió analizar tal material y no los cuerpos muertos de las aves. Ambos materiales, gallinaza y com-post, se venden a L 2.25 por quintal, equivalente a L 0.0495/kg.

Las únicas aguas residuales que se producen provienen de las aguas de recambio de los bebederos. Sus volú-menes, sin embargo, son tan peque-ños que no se consideraron en este estudio. Los únicos desechos con potencial de biogás son, por tanto, los sólidos.

Para cuantificar los desechos indi-cados, se tomaron mediciones volu-métricas del material separado (“con-cha”) de una de las galeras al término de un ciclo de producción de 35 días. Las mediciones se realizaron en dos días consecutivos, mientras la galera se preparaba para recibir el siguien-te ciclo. El primer día se recogió la mayoría del material de la entrada y fondo de la galera; el segundo día se colectó el material remanente del fon-do de la misma. Se realizaron medi-ciones in situ de la densidad aparente del material cada día para estimar la masa total colectada. La galera sujeta a medición contuvo en ese periodo un promedio de 11,278 aves.


Se midieron las dimensiones y la densidad aparente de la masa total de compost producido a partir de las aves muertas. Por razones de la operación de la compostera, se midió el segmento más maduro del material disponible, que representaba el de-secho equivalente a 28 días de pro-ducción de cuerpos muertos de aves del total de la granja, es decir, de las 44,010 aves (2,025 pollos muertos). Los resultados de las mediciones se consignan en la tabla 33.

La población media de la granja en el ciclo, y los análisis de laboratorio de las variables relevantes para estimar el potencial de biogás se presentan en la tabla 34.

Para el centro de producción, el po-tencial de biogás equivale a unos 185 Nm3/día, que resultan en una disponibilidad de potencia térmica de 46.2 kWt y unos 18.5 kWe de po-tencia eléctrica. Bien podrían ayudar

a amortizar los costos de energía de la instalación. Un 94.2% de dicho potencial se deriva de la gallinaza, y solo un 5.8% del compost de las aves muertas.

Nótese que el potencial específico de biogás para la gallinaza en este caso se tomó como 0.55 Nm3 biogás @ 60% CH4/kg MOS; la composición exacta del material, que consiste en una mezcla de estiércol de aves y ca-sulla de arroz no se pudo establecer. No obstante, los valores medios para los potenciales de biogás de ambas sustancias son muy próximos entre sí (0.55 para el estiércol y 0.58 para la casulla). El potencial específico del compost producido del sustrato in-dicado tampoco estuvo disponible, por lo cual se empleó el mismo valor usado para el primer sustrato como referencia.

TAblA 33. Cuantificación de desechos sólidos en centro de producción sector granjas avícolas

Parámetro Unidades Gallinaza Compost

Volumen medido, día 1 l 21,000 2,994

Densidad aparente, día 1 kg/l 0.419 0.402

Masa día 1 kg 8,799 1,198

Volumen medido, día 2 l 1,721

Densidad aparente, día 2 kg/l 0.431

Masa día 2 kg 742.3

Masa total kg 9,541 1,198

Duración ciclo de producción del desecho días 35 28

Numero de aves generando desechos pollos 11,278 44,010

Tasa diaria específica de producción del sustrato kg/ave-día 0.024 0.0010




Los datos presentados en la tabla 34 permiten estimar un rendimiento es-pecífico de biogás por unidad de pro-ducción, en este caso, por ave-día, tal cual se citan allí. Con ese fundamento y considerando que con base en la información reportada por la Asocia-ción Nacional de Avicultores de Hon-duras para 2010 la población nacio-nal avícola se estima en 84,240,000 aves (ANAVIH), la tabla 35 resume el potencial nacional de biogás de la actividad.

La cifra citada para la población aví-cola incluye tanto las aves de engorde como las aves de postura. Usar esa cifra asume que las tasas de genera-ción de desechos para ambos tipos

de aves es la misma. En esta acti-vidad, se encontraron disparidades significativas entre las estadísticas sectoriales oficiales y los datos cita-dos por los productores, al igual que vacíos en la información oficial en va-rios años.

La diferencia entre ambos valores es notable, aun cuando se refieren a dos años distintos. Siendo la estadística de la ANAVIH la información citada por quienes manejan la actividad, se tomó esta, considerándola más represen-tativa. La no disponibilidad de esta-dística totalmente confiable para las proyecciones nacionales es un factor de posible error en los estimados. Por este motivo, es altamente recomen-dable que se realicen estudios enfo-cados en cada sector a más detalle.

TAblA 34. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente, gallinaza y compost en centro de producción sector granjas avícolas


Población de la granja No. de aves 44,010

Cantidad de sustrato producido kg/día 1,064 42.8

Materia seca en sustrato kg materia seca/ kg sustrato 0.386 0.766

Materia orgánica en materia seca en sustrato kg materia orgánica/ kg materia seca 0.771 0.602

Materia orgánica seca total kg MOS/día 316 20.0

Potencial específico de biogás Nm3 biogás @ 60% CH4/ kg MOS 0.55 0.55

Biogás equivalente Nm3 biogás/día 173.9 11.0

Biogás equivalente, ambos sustratos Nm3 biogás/día 184.9


Energía térmica equivalente MJ/día 3 756 238


Potencia térmica equivalente, ambos sustratos kWt 46.2


Potencia eléctrica equivalente, ambos sustratos kWe 18.5

Rendimiento específico de biogás Nm3 gas @ 60% CH4/ave-día 0.00395 0.00025



Como puede apreciarse, con las consideraciones señaladas en el pá-rrafo anterior, el potencial de biogás de esta actividad se mide en unos 129.2 MNm3 gas/año que generarían la nada despreciable cantidad de 88.5 MW de potencia térmica y 35.4 MW de potencia eléctrica.

Un entendimiento de la estructuración sectorial en términos del tipo y es-calas de las unidades de producción permitiría una mejor estimación de las escalas de las plantas de biogás que podrían desarrollarse. En vista de lo anterior, es aventurado hacer proyecciones sobre las escalas de las posibles plantas de biogás en este sector, más que indicar que bien po-drían ser, especialmente, de mediana a pequeña escala.

Los dos subproductos tienen precio de venta. La tabla 36 resume el re-sultado del análisis de los costos de sustitución de ambos. Nótese que los materiales se venden al mismo precio, por eso se emplea el factor combinado de rendimiento de ambos de 0.025 kg material/ave-día para es-

timar los ingresos potenciales totales de la venta (de todo el material que se derivaría de la población nacional de aves).

Como indica el estimado, el costo de sustitución de uso del material es ne-gativo, y equivalente a unos 32 MUSD/año, cifra que claramente señalaría que hay mucho mejores ingresos brutos de destinar los materiales a producción de biogás y electricidad que en su uso actual. Desde luego, un análisis de costo-beneficio más preciso debería fundamentarse en el estudio de la rentabilidad financiera total de la inversión y operación de una instalación de biogás. No obstan-te, este primer estimado sugiere que merece la pena realizar el análisis.

TAblA 35. Potencial nacional de biogás, gallinaza y compost en sector granjas avícolas


Población avícola nacional, 2010 No de aves 84,240,000

Días anuales de operación días 365

Cantidad de sustrato generado tm/año 743,198.8 29,892.3

Biogás equivalente Nm3 biogás año 121,499,530 7,680,324

Biogás equivalente, ambos sustratos Nm3 biogás/día 129,179,854


Potencia térmica equivalente, ambos sustratos MWt 88.5


Potencia eléctrica equivalente, ambos sustratos MWe 35.4



Empacadoras de carne de pollo

A Cuantificación y caracterización de desechos; estimación del potencial de biogás en el centro de producción

Las mediciones y caracterización de desechos se realizaron en una de las cuatro instalaciones industriales pro-cesadoras de carne de pollo existen-tes en el país21. La procesadora es-taba sacrificando en esos días unos 48,000 pollos diarios.

Las aves se reciben en el área de re-cepción de materia prima de las gran-jas de engorde transportadas dentro de jaulas en camiones. El estiércol contenido en las jaulas y camiones cae, o se deposita, en el piso del área para su posterior colección con pa-las. Este material se acumula en los predios de la procesadora y se con-vierte en compost. En la actualidad dicho material no se reportó valori-

21 Los días 14, 15 y 16 de marzo de 2011.

zado. Para efectos del presente estu-dio, se cuantificó el peso del estiércol colectado en sacos y pesado en una balanza mecánica de dos quintales de capacidad.

La materia prima se sacrifica y se convierte en pollos empacados y congelados por la procesadora. Dos subproductos derivados importantes son la harina de plumas y la harina de carne y demás despojos no co-mercializables del sacrificio. La ins-talación no recupera la sangre que se descarta al torrente de aguas re-siduales.

Para cuantificar la producción total de ambas harinas, este estudio em-pleó los valores de rendimientos es-pecíficos llevados por la procesado-ra, reportados en 0.061 kg de harina de plumas y 0.0668 kg de harina de carne por pollo sacrificado, que re-flejan rendimientos medios de largo plazo. Estas dos harinas y el estiér-col son los tres sustratos sólidos de

TAblA 36. Costos de sustitución de uso, gallinaza y compost


Rendimiento conjunto, gallinaza + compost aves muertas kg/ave-día 0.025

Población avícola nacional, 2010 No. de aves 84,240,000

Días anuales de producción días 365

Producción de gallinaza y compost, 2010 kg/año 773,091,025

Precio actual de venta, gallinaza +compost USD/kg 0.0026

Ingresos equivalentes, venta de material USD/año 2,010,930

Energía eléctrica equivalente, conversión de materiales a biogás kWhe/año 310,031,649

Precio supuesto de venta, electricidad USD/kWhe 0.11

Ingresos equivalentes por conversión de materiales a electricidad USD/año 34,103,481

Costo de sustitución de uso USD/año - 32,092,551



relevancia al análisis. Ambas harinas son valorizadas por la procesadora a razón de L 744.04/qq para la harina de plumas y L 111.31/qq para la de carne. Se emplean como comple-mento al alimento concentrado con-sumido en las granjas de engorde de la empresa.

Producto de los lavados de pisos y equipos y demás usos del agua en la planta, se produce la corriente de aguas residuales, evacuada a tra-vés de tubería de concreto a cuatro lagunas de estabilización. La cuan-

tificación de los caudales se rea-lizó empleando un vertedero en V preexistente y montado sobre la línea de efluentes antes de su entrada a las lagunas. Se tomaron lecturas del ti-rante de agua sobre la V del vertedero con frecuencia de una vez cada diez minutos, empleando una regleta de madera ("dip stick", contrastada para mejor registro del nivel del agua), ca-librada en milímetros. Las lecturas se alimentaron a un algoritmo de cálculo que estimó los caudales instantáneos y los gastos totales.

TAblA 37. Cargas orgánicas diarias, biogás equivalente y efluentes en centro de producción sector procesadoras de pollo




Carga orgánica diaria kg DQO/día 1,331 1,203 1,644




Biogás promedio (monitoreo) Nm3/día 590.6




Potencia térmica media (monitoreo) kWt 147.7



Sacrificio diario No. de aves/día 47,487 49,680 48,089

Tasa media de producción de efluentes l efl/ave-día 9.68

Rendimiento específico de biogás (efluente) Nm3 gas 60% CH4/ ave-día 0.0122



Del mismo punto de medición que garantizaba una buena agitación y homogenización de la corriente, se tomaron muestras bi-horarias para la muestra compuesta final remitida al laboratorio. Estas fueron preservadas en hielo durante toda la jornada diaria de monitoreo, que duraba de las 5:30 a las 22:30 horas, y posteriormente bajo refrigeración a 3 °C hasta su en-trega el día siguiente al laboratorio. La toma de muestras fue acompañada de la medición in situ del pH y tem-peratura de la corriente.

La tabla 37 resume los resultados de la caracterización de la corrien-te líquida de la instalación y las esti-

maciones de su potencial de biogás. Puede observarse que suponiendo una conversión del 80% de la mate-ria orgánica medida como DQO, este centro de producción estará produ-ciendo, como promedio de tres días, unos 591 Nm3 de biogás al 60% por día de sus efluentes. Esto se traduce en una potencia equivalente media de 148 kWt y, a una eficiencia de con-versión térmica a eléctrica del 40%, en unos 59.1 kWe. Estas cantidades presentarían un potencial interesante como contribución posible a la cober-tura de los costos energéticos de la procesadora, cuya demanda total de potencia no se estableció.

TAblA 38. Materia orgánica diaria, biogás equivalente, estiércol, harina de plumas y harina de carne en procesadora de carne pollo

Parámetro Unidades Estiércol Plumas Carne

Rendimiento del sustrato kg /ave-día 0.0070 0.061 0.0668

Sustrato producido kg/día 341.5 2,949.1 3,235.2

Materia seca en sustrato kg materia seca/kg sustrato 0.2885 0.928 0.635

Materia orgánica en materia seca kg materia orgánica/kg materia seca 0.779 0.733 0.833

Materia orgánica seca total kg materia orgánica/día 76.7 2,006 1,710

Potencial específico de biogás Nm3 biogás @ 60% CH4/kg MOS 0.55 0.31 1.0

Biogás equivalente Nm3 biogás /día 42.2 622 1,710

Biogás equivalente (sustratos sólidos) Nm3 biogás /día 2,374


Energía térmica equivalente MJt/día 912 6,066 36,933

Potencia térmica equivalente kWt 10.6 155 427

Potencia eléctrica equivalente kWe 4.2 61 168

Potencia térmica total, sustratos sólidos kWt 592.6

Potencia eléctrica total (sustratos sólidos)

kWe 233.2

Rendimiento específico de biogás, sustratos sólidos

Nm3 gas 60% CH4/ave-día 0.00087 0.0128 0.0353



La tabla 38 resume las cantidades de materia orgánica seca generada en el estiércol y las harinas de ambos orígenes, y el potencial de biogás y energético de estos sustratos, para el centro de producción. Se presen-tan el valor promedio de las medicio-nes de tres días para el estiércol y las cantidades de harinas según los coeficientes de rendimiento en base al sacrificio diario reportado por la empresa.

Puede observarse que suponiendo rendimientos de 0.55, 0.31 y 1.0 Nm3 biogás al 60%/kg materia orgánica seca para el estiércol, harina de plu-mas y harina de carne, este centro de producción estaría produciendo, como promedio diario, unos 2,374 Nm3 de biogás al 60% por día, deri-vados de sus desechos y subproduc-tos sólidos. Esto se traduce en una potencia equivalente media de 593 kWt y, a una eficiencia de conversión térmica a eléctrica del 40%, en unos 233.2 kWe. Estas cantidades son no-tablemente superiores al potencial de biogás y energético asociado sola-mente a los efluentes.

La tabla 39 resume la composición del potencial de biogás y energéti-co de este centro de producción, en

función de las contribuciones de cada sustrato. Puede notarse que en orden de contribución relativa al potencial de biogás se encuentra primeramente la harina de carne, que aportaría casi un 58% del mismo, seguida por la ha-rina de plumas, y muy de cerca por los efluentes (21.0 y 19.9%, respecti-vamente). El estiércol del área de re-cepción de materia prima contribuye modestamente por su bajo volumen.


Para estimar el potencial sectorial de biogás en esta actividad se emplea-ron las mismas cifras presentadas por ANAVIH referentes a la pobla-ción avícola nacional, 84,240,000 aves. Como se indicó en la sección anterior, dicha cifra incluye las aves de postura, mismas que posterior al término de su capacidad productiva se sacrifican. Los rendimientos es-pecíficos de biogás, citados en tér-minos de volumen normal de gas por ave-día presentados en las tablas 37 y 38, permiten proyectar el potencial sectorial, dada la población aviaria nacional. Las cifras se presentan en la tabla 40.

TAblA 39. Composición del potencial de biogás en el centro de producción, sector procesadoras de carne de pollo

Sustrato/Potencial Nm3/día kWt kWe %

Efluentes 590.6 147.7 59.1 19.9

Estiércol 42.2 10.6 4.2 1.4

Harina de plumas 622 155 61 21.0

Harina de carne 1,710 427 168 57.7

TOTAL 2,964.8 740.3 292.3 100.0



Puesto que las harinas tienen un uso actual que representa ahorros de costos para el centro de producción, se hace necesario evaluar su costo de sustitución. Se presentan los re-sultados en la tabla 41.

Como indican los anteriores datos, en el caso de la harina de plumas, la sustitución de uso para generar elec-tricidad reportaría un costo positivo de sustitución, medido en la pérdida de unos USD 663,000/año; en cam-bio, para la harina de carne, valorada a un mucho menor precio, el costo

de sustitución es negativo, medido en una ganancia bruta de unos 635,700 USD/año. Ello inviabilizaría la sustitu-ción de uso de la harina de plumas.

Con lo anterior, el potencial total sectorial económicamente viable de biogás se mediría en unos 4.1 MNm3/año; las potencias térmica y eléctrica equivalentes serían de 2.8 MWt y 1.1 MWe. Las cantidades absolutas no lucen muy altas. No obstante, hay que tomar en cuenta la alta concentración de la actividad en el país.

TAblA 40. Potencial nacional de biogás en el sector de procesadoras de carne de pollo


Sacrificio nacional, 2010 aves/año 84,240,000


Biogás equivalente Nm3 biogás @ 60% CH4/año 1,029,294

Duración producción Meses 12

Potencia térmica equivalente KWt 704.9

Potencia eléctrica equivalente KWe 282

POTENCIAL DE BIOGÁS, HARINAS

Parámetro Unidades Plumas Carne

Biogás equivalente Nm3 biogás @ 60% CH4/año 1,081,947 2,974,884

Potencia térmica equivalente KWt 741.2 4,077

Potencia eléctrica equivalente kWe 289.5 1,631

POTENCIAL DE BIOGÁS, ESTIERCOL

Biogás equivalente Nm3 biogás @ 60% CH4/año 73,432

Potencia térmica equivalente KWt 50.3

Potencia eléctrica equivalente KWe 20.1


Biogás TOTAL (sustratos líquidos y sólidos) Nm3/año 5,159,557

Potencia térmica TOTAL (sustratos líquidos y sólidos)

MWt 3.535

Potencia eléctrica TOTAL (sustratos líquidos y sólidos)

MWe 1.414



Como ya se indicó, existen solamente cuatro plantas procesadoras de car-ne de pollo en el país, de las cuales dos generan el 91% de la producción, a escalas más o menos iguales. Los resultados sugieren que el biogás po-tencialmente disponible en las plantas procesadoras de carne de pollo muy bien podría ayudar a generar la po-tencia eléctrica requerida.

Potencial nacional de producción de biogásLa tabla 42 resume el potencial bruto nacional de biogás en las principales actividades agropecuarias o sectores analizadas en este estudio. Se pre-sentan además los estimados de po-tencias térmica y eléctrica para cada una de las actividades y los sustratos producidos en estas.

En su conjunto, los datos indican que el potencial bruto nacional de biogás de las actividades analizadas se mide en el orden de los 430 MNm3 biogás a 60% CH4/año. Este potencial re-presenta un total de 448.4 MWt de potencia térmica, equivalentes a unos

TAblA 41. Costos de sustitución, harinas de pluma y carne

Parámetro UnidadHarina de

Plumas Carne

Producción anual de sustrato kg/año 5,130,982 5,628,764

Precio de venta, uso actual USD/kg 0.185 0.027

Ingresos, uso actual USD/año 948,642 149,653

Energía eléctrica equivalente kWhe/año 6,491,679 17,849,306

Precio de venta, electricidad USD/kWhe 0.11

Ingresos, uso en electricidad USD/año 285,634 785,369

Costo de sustitución a electricidad USD/año 663,008 -635,716


180.8 MWe de potencia eléctrica, al supuesto de conversión térmica a eléctrica del 40% usado en el análi-sis. 105.6 MWt y 43.7 MWe de éstos estarían disponibles solamente en la duración de la zafra (6 meses); 133.2 MWt y 53.3 MWe de éstos estarían disponibles nada más durante la co-secha de café (4 meses).

La tabla 43 presenta los mismos in-dicadores, en este caso depurados, eliminando las contribuciones al po-tencial nacional de biogás de aquellos sustratos que, en este estudio, de-mostraron tener costos positivos de sustitución de uso y para los cuales su conversión a biogás no resultaría interesante económicamente. Tales datos representan entonces el po-tencial neto de biogás nacional. Los sustratos de costos positivos de sus-titución fueron la melaza de caña, la harina de plumas de las procesadoras de carne de pollo, la harina de carne y hueso, y el sebo de las empacadoras bovino-porcinas.


TAblA 42. Potencial nacional de producción de biogás

Sector/ actividad

Sustrato/desechoPotencial de biogás

Nm3/año

Potencia disponible

MWt MWe

1. Granjas avícolas Estiércol de las aves (gallinaza) 121,499,530 83.22 33.29

Compost, aves muertas 7,680,324 5.26 2.10

TOTAL 129,179,854 88.48 35.39

2. Salas de ordeño Aguas residuales de la sala 8,010,777 5.49 2.19

Estiércol no diluido 76,534,512 52.42 20.97

TOTAL 84,545,289 57.91 23.16

3. Ingenios azucareros

Aguas residuales de ingenio 19,278,134 25.55 10.57

Melaza 60,453,706 80.13 33.14

TOTAL 79,731,841 105.68 43.71

4. Beneficios húmedos de café

Aguas residuales de beneficiado 18,761,885 39.09 15.63

Pulpa de café 25,558,345 94.06 37.62

TOTAL 44,320,230 133.15 53.26

5. Extractoras de aceite de palma africana

Aguas residuales de extracción aceite crudo

42,347,089 29.00 11.60

6. Granjas porquerizas

Aguas residuales de la granja 33,028,778 22.62 9.05

Cerdaza recuperada de las aguas residuales 935,452 0.64 0.26

TOTAL 33,964,230 23.26 9.30

7. Procesamiento de lácteos


7,527,018 5.16 2.06

8. Empacadoras de carne de pollo

Aguas residuales del matadero 1,029,294 0.70 0.28

Estiércol, transporte de aves 73,432 0.02 0.02

Harina de plumas 1,081,947 0.74 0.30

Harina de carne 2,974,884 2.04 0.82

TOTAL 5,159,557 3.50 1.41

9. Empacadoras de carne bovina y porcina

Aguas residuales del matadero 854,984 0.59 0.23

Harina de carne y hueso 2,224,784 1.52 0.61

Sebo 230,958 0.16 0.06

TOTAL 3,310,726 2.27 0.91

POTENCIAL BIOGÁS Y ENERGÉTICO TOTAL 430,085,833 448.41 180.81



TAblA 43. Potencial neto de producción de biogás a nivel nacional

Sector/ actividad

Sustrato/desechoPotencial de biogás

Nm3/año

Potencia disponible

MWt MWe

1. Granjas avícolas Estiércol de las aves (gallinaza) 121,499,530 83.22 33.29

Compost, aves muertas 7,680,324 5.26 2.10

TOTAL 129,179,854 88.48 35.39

2. Salas de ordeño Aguas residuales de la sala 8,010,777 5.49 2.19

Estiércol no diluido 76,534,512 52.42 20.97

TOTAL 84,545,289 57.91 23.16


Aguas residuales de beneficiado 18,761,885 39.09 15.63

Pulpa de café 25,558,345 94.06 37.62

TOTAL 44,320,230 133.15 53.26

4. Extractoras de aceite de palma africana


42,347,089 29.00 11.60

5. Granjas porquerizas

Aguas residuales de la granja 33,028,778 22.62 9.05

Cerdaza recuperada de las aguas residuales 935,452 0.64 0.26

TOTAL 33,964,230 23.26 9.30

6. Ingenios azucareros

Aguas residuales de ingenio 19,278,134 25.55 10.57

TOTAL 19,278,134 25.55 10.57

7. Procesadoras de leche y lácteos


7,527,018 5.16 2.06


Aguas residuales del matadero 1,029,294 0.70 0.28

Estiércol, transporte de aves 73,432 0.02 0.02

Harina de carne 2,974,884 2.04 0.82

TOTAL 4,077,610 2.76 1.12


Aguas residuales del matadero 854,984 0.59 0.23

TOTAL 854,984 0.59 0.23

POTENCIAL BIOGÁS y ENERGETICO TOTAL 366,094,438 365.85 146.70



El potencial neto de biogás se mediría en el orden de los 366.1 MNm3 biogás a 60% CH4/año, equivalentes ahora a unos 365.9 MWt y 146.7 MWe, que representan el 85.1% del potencial bruto estimado.

La figura 5 muestra la distribución porcentual del potencial total de ge-neración de biogás por sector agroin-dustrial para mejor ilustración.

Como puede observarse en la figura 5, los tres sectores y/o actividades productivas que más aportan al po-tencial agregado nacional de biogás son las granjas avícolas con el 35.3% del potencial neto nacional (en el cual el sustrato “gallinaza” representa el 33.2% de dicho potencial neto na-cional), las salas de ordeño, con el 23.1% del total neto nacional (el es-tiércol no diluido de salas y corrales representando el 20.9% del potencial neto total) y los beneficios húmedos de café.

Estos últimos podrían aportar usan-do las aguas de desmucilaginado y la pulpa de café, un 12.1% del neto nacional, con aportes más o menos similares de ambos sustratos. Con-juntamente, estas tres actividades productivas abonarían el 70.5% del potencial neto nacional de biogás.

Mataderos

Empacadoras de carne (pollo)

Procesadoras de leche

Caña de azúcar

Granjas porquerizas

Palma africana

Café

Ordeño

Granjas avícolas

0.2

1.1

2.1

5.3

9.3

11.5

12.1

23.1

35.3

Sector Porcentaje

FIGURA 5. Potencial de generación de biogás por sector en porcentajes

Fuen

te: E

lab

ora

ció

n p

rop

ia, S

NV

201

1.


Factibilidad técnica y alternativas de aprovechamiento del biogás

El sistema de biodigestión apropiado para cada sector dependerá de las características físico-químicas de los desechos, de la cantidad de mate-ria prima disponible y otros factores técnicos y económicos que podrán derivarse de estudios de factibilidad que se realicen caso por caso.

Para valorar la viabilidad técnica de la conversión a biogás de los sustra-tos analizados se realizaron sondeos preliminares sobre algunas variables de composición de los sustratos en los efluentes:

l El pH, es decir su contenido de acidez, para juzgar la posible ne-cesidad de neutralizarlo previo a la fermentación. Los sustratos ácidos pueden limitar desarrollar las bac-terias metanógenas, que no sobre-viven a pH inferiores a 6.2. No obs-tante, un digestor bien balanceado desarrolla la suficiente capacidad "buffer" para manejar pH de ali-mentación inferiores a dicho valor.

l La temperatura, para establecer el régimen térmico de la digestión y la posible necesidad de calentar o enfriar el sustrato. Entre más baja la temperatura, más tiempo debe estar el sustrato en el sistema de digestión (idealmente la temperatu-ra del sustrato deber oscilar entre 30-35 0C).

l El contenido de nutrientes, prin-cipalmente nitrógeno y fósforo en las cantidades requeridas para so-portar la digestión. Puede que sea necesario aplicar nutrientes (fertili-zar) el sustrato.

l El contenido de material parti-culado y la distribución de la carga orgánica entre la fracción soluble y la fracción particulada (suspen-dida). Este determina en parte la naturaleza de la tecnología de di-gestión aplicable y los tiempos de residencia necesarios para un nivel de conversión de la DQO esperado.

Para los sustratos sólidos las varia-bles analizadas fueron:

l La humedad y contenido de ma-teria seca, ya que esto influencia la eficiencia de conversión del sus-trato y las características del mate-rial, determinando si se trata de un lodo, un semisólido o un sólido. El contenido óptimo de materia seca para la digestión es del 6%. Arriba del 35% de materia seca, el sus-trato no se fermenta y debe some-terse a dilución con agua. Si existe una corriente líquida de otro sustra-to, conviene combinar ambos para lograr una codigestión.

l El pH, por los motivos antes seña-lados en los efluentes.

l La relación carbono:nitrógeno: fósforo, como indicador de la dis-ponibilidad de nutrientes. La rela-ción ideal C:N:P para una buena digestión se encuentra en el rango 20:1:0.10 a 25:1:0.14 (van Buren, 1979). Cuando los materiales a di-gerir tienen contenidos C:N:P infe-riores o superiores, deben combi-narse con otros sustratos tal que la relación deseada se alcance, o fertilizarse si hubiere un déficit.

4


A continuación se presentan los resul-tados de los análisis de estas varia-bles para predecir las posibles con-diciones de digestión y tecnologías aplicables a la producción de biogás.

A. Beneficios húmedos de caféLa tabla 44 resume las variables que inciden en los sistemas de digestión de los sustratos considerados. Segui-damente se presentan las conclusio-nes que se desprenden del análisis de dichos datos.

De la tabla 44 se puede concluir que:

l Se registran pH que variaron de un mínimo de 4.5 a un máximo de 7. Las aguas residuales del café, por contener muchas sustancias orgánicas disueltas y muy biodis-ponibles, se fermentan espontá-

neamente en forma rápida, gene-rándose acidez en el proceso. Eso explica el valor de 4.5 registrado por el laboratorio sobre la muestra de pulpa que recibió. De operar procesos de digestión empleando sustratos frescos, recién produci-dos, la acidez no debería ser un problema.

l El efluente se produce a tempera-turas ambiente, siendo que no exis-ten operaciones de calentamiento en el proceso. A esa temperatura, tiempos de residencia media ce-lular de orden de los 35 días se sugieren necesarios (Henze, 2002).

l El efluente contiene casi exacta-mente sus necesidades de nitróge-no, pero requeriría de un suplemen-to de fósforo. En pulpa, la relación C:N:P denota un ligero exceso de N y una deficiencia de P.

l El contenido de DQO soluble en el efluente es significativo, pero se encuentra por debajo del linea-miento del 90% recomendado para el uso de sistemas de crecimiento adherido e intensivo. El conteni-do de materia seca en la pulpa es del 16%, clasificándose entonces como un semisólido, pero se en-cuentra por encima del lineamiento del 6% para óptima conversión. El material se prestaría a codigestión con los efluentes empleando siste-mas de digestión no intensivos, de crecimiento suspendido, como sis-temas de flujo en pistón (digestores “tipo salchicha” para instalaciones de pequeña escala, o reactores de flujo en pistón para sistemas de mayor escala), lagunas anaeróbi-cas cubiertas, tanques digestores infinitamente agitados, o sistemas un tanto más intensivos con recir-culación de sólidos, como los de contacto anaeróbico.

TAblA 44. Variables de efecto en las condiciones de digestión en sustratos en café


Efluentes

pH unidades pH min 4.5; max 7

Temperatura °C min 19; max 22

Nitrógeno total disponible mg/l 142.5

Nitrógeno total requerido mg/l 142.7

Fósforo total disponible mg/l 11.6

Fósforo total requerido mg/l 20.4

DQO soluble/DQO total % 78.4

Pulpa

Humedad % 83.8

Materia seca % 16.2

pH unidades pH 4.5

C:N:P veces 26.8:1:0.09



B. Extractoras de aceite crudo de palma africanaLa tabla 45 resume las variables que inciden en las condiciones de diges-tión de los efluentes de palma afri-cana.

De la tabla se puede concluir que:

l El pH promedio registrado en el monitoreo fue de 4.7. reflejan-do la acidificación espontánea de los componentes solubles del efluente. Aun cuando dicho valor es inferior al mínimo de viabilidad de las bacterias metanógenas, el efluente, bajo digestión equilibra-da desarrolla, vía alcalinidad, su propia capacidad "buffer" o tam-pón para manejar la carga ácida resultante. Más aun, el sistema de lagunas analizado tiene una laguna preliminar llamada de acidificación, donde el efluente, previo ingreso a las lagunas metanógenas, dis-minuye su pH a 4.0. Las lagunas subsiguientes registraron, a la sa-lida, pH de 7.2 y superiores en las subsecuentes, y concentraciones de alcalinidad de los 3,700 mg/l, señalando una digestión activa y estable, capaz de manejar la acidez de base del efluente alimentado, sin el uso de adjuntos alcalinos, como la cal.

l El efluente se produce a una tem-peratura elevada, lo que puede ser malo para las bacterias. Claramente en este caso es necesario el enfria-miento del efluente, so riesgo de in-viabilizar por pasteurización los mi-croorganismos responsables de la digestión. La temperatura a la cual se descarta el efluente depende en gran medida de las estrategias operativas empleadas en las plan-

tas extractoras, al igual que del po-sible enfriamiento que pueda sufrir en su trayecto hasta la instalación de biogás, si se tratara de distancias largas. En general, en la industria se tiende a producir efluentes ca-lientes, siendo que los cocientes de partición aceite/agua son superio-res a temperaturas más altas.

l El efluente contiene suficiente N y P para suministrar los requerimientos de la digestión. El efluente posdi-gestión tendrá nutrientes residua-les que permiten su valorización como abono líquido.

l En este caso, la DQO soluble no estuvo disponible de los datos del monitoreo, por lo cual el contenido relativo de materia orgánica solu-ble se evalúa a partir de los sólidos suspendidos y disueltos, cuyo co-ciente indica que casi un 58% de estos están en forma particulada. El contenido de sólidos suspendi-dos en los efluentes de palma es elevado, de los 20,000 a 30,000 ppm, cosa que lo clasificaría como un lodo. Las tecnologías afines a este sustrato son las lagunas anae-

TAblA 45. Variables de efecto en las condiciones de digestión en sustrato de extracción de aceite de palma


Efluentes

pH medio unidades pH 4.7

Temperatura media °C 61

Nitrógeno total disponible mg/l 798

Nitrógeno total requerido mg/l 720

Fósforo total disponible mg/l 267

Fósforo total requerido mg/l 103

Sólidos suspendidos/sóli-dos totales

% 57.9



róbicas cubiertas, tanques diges-tores infinitamente agitados, o sis-temas un tanto más intensivos de crecimiento suspendido, como los de contacto anaeróbico.

C. Ingenios azucarerosLa tabla 46 resume las variables que inciden en las condiciones de diges-tión de los efluentes azucareros.


l El pH promedio registrado en el monitoreo fue de 7.9, con un míni-mo de 6 y máximo alcalino de 9.3. Estos valores ilustran la influencia de los agentes de limpieza emplea-dos, que son tanto ácidos como básicos, con un pH medio más bien ligeramente alcalino. La presencia de ambos, adjuntos ácidos y ad-juntos básicos, permite un efecto de neutralización descontado que no se tendrán efectos inhibidores que contemplar (no sugeridos por el funcionamiento de la laguna) en tanto no se confronten descargas choque que puedan perturbar el equilibrio de la digestión.

l El efluente se produce a una tem-peratura elevada. Esto sugiere la posibilidad de enfriar un poco para operar en el óptimo.

l El efluente no contiene suficiente N ni P para suministrar los reque-rimientos de la digestión y requiere fertilización.

l Un 64.5% de los sólidos están en forma particulada. Las tecnologías afines a este sustrato son las lagu-nas anaeróbicas cubiertas, tanques digestores infinitamente agitados, o sistemas un tanto más intensivos de crecimiento suspendido, como los de contacto anaeróbico.

TAblA 46. Variables de efecto en las condiciones de digestión de sustrato en azúcar


Efluentes

pH unidades pHMin 6. max 9.3

med 7.9

Temperatura media °C Min 39 max 52

med 44





Sólidos suspendidos/sóli-dos totales

% 64.5


TAblA 47. Variables de efecto en las condiciones de digestión de efluentes en procesadoras de carne bovina y porcina


Efluentes

pH unidades pH Min 7.6 max 9.7 med 8.8

Temperatura °C Min 34 max 39 med 36

Nitrógeno total disponible mg/l 520

Nitrógeno total requerido mg/l 125






D. Procesadoras y empacadoras de carne bovina y porcinaLa tabla 47 resume las variables que inciden en las condiciones de diges-tión de los efluentes de empacadoras de carne bovina y porcina. Dada la no viabilidad económica de la conversión de los sustratos sólidos a biogás, es-tos no se analizan aquí.


l El pH promedio registrado en el monitoreo fue de 8.8. reflejando la frescura relativa del efluente. El sistema de flujo de la empacadora analizada es corto y no hay reten-ción de aguas residuales, sumado al hecho que existen operaciones de limpieza que usan productos alcalinos, por eso tiende a un pH alcalino. Un análisis más detallado de la corriente deberá determinar los niveles y naturaleza de la alca-linidad del efluente.

l El efluente se produce a una tem-peratura media con relativamente poca variación. Eso hace al efluen-te muy apropiado para la digestión y muchos analistas lo consideran el mejor régimen de trabajo.

l El efluente contiene suficiente N y P para suministrar los requerimientos de la digestión. El efluente posdi-gestión tendrá nutrientes residua-les que permiten su valorización como abono líquido.

l En este caso, el cociente DQO so-luble/DQO total indica que un 57% de la carga orgánica se encuentra en forma de material particulado en suspensión. Esto excluye el uso se-guro de tecnologías intensivas de crecimiento adherido. Las tecnolo-gías más afines a este sustrato son las lagunas anaeróbicas cubiertas, tanques digestores infinitamente agitados, o sistemas un tanto más intensivos de crecimiento suspen-dido, como los de contacto anae-róbico.

E. Ganado bovino para ordeñoLa tabla 48 presenta el resumen de las variables que inciden en los sis-temas de digestión aplicables a estos sustratos. Seguidamente se presen-tan las principales conclusiones del análisis de datos.


l Se registran pH que variaron de un mínimo de 45.9 a un máximo de 8.5, con una media en 7.6, siendo los efluentes ligeramente alcalinos. Los pH del estiércol son claramen-te alcalinos. Para determinar los posibles efectos de dichos pH en la viabilidad de las bacterias rigen las mismas consideraciones antes mencionadas. Por la acidificación que ocurre sobre los sustratos pre-via metanización, ello no debería presentar grandes obstáculos.

l El efluente se produce a tempera-turas ambiente, siendo que no exis-ten operaciones de calentamiento en el proceso. A esa temperatura se sugieren 30 días en el biodiges-tor (Henze, 2002).


l El efluente es rico en los nutrientes N y P y no amerita usar nutrientes exógenos. La relación C:N:P para el material estercolar también reve-la un relativamente alto contenido de nutrientes. Las aguas finales de la digestión tendrán un contenido residual de nutrientes que las valo-rizaría como abonos líquidos.

l El contenido de DQO soluble en el efluente es significativo, pero se encuentra por debajo del linea-miento del 90% recomendado para el uso de sistemas de crecimiento adherido e intensivo. El contenido de materia seca en el estiércol de la sala de espera es del 18%, cla-sificándose entonces como un se-misólido, pero contiene unas tres veces la materia seca óptima. En cambio, el estiércol de corral con-tiene mucho más materia seca que el anterior (58%) debido al método de colección, que recoge también materiales del suelo. En este caso, la dilución con agua es obligato-ria pues la fermentación se vería imposibilitada por el contenido de materia seca. Para viabilizar la digestión a condiciones óptimas ambos materiales deben ser dilui-dos, o idealmente, sujetos a codi-gestión con los efluentes. Mejorar las técnicas de colección evitando al máximo posible la presencia de contaminantes inorgánicos ayuda-ría a reducir el requerimiento de agua de dilución del estiércol del corral porque representa la mayo-ría del sustrato sólido. Se deberán emplear sistemas de digestión no intensivos de crecimiento suspen-dido, como sistemas de flujo en pistón (digestores “tipo salchicha” para instalaciones de pequeña es-cala, o reactores de flujo en pistón para sistemas de mayor escala), lagunas anaeróbicas cubiertas, tanques digestores infinitamen-te agitados, o sistemas un tanto más intensivos con recirculación de sólidos, como los de contacto anaeróbico, para las instalaciones de mayor escala.

TAblA 48. Variables que afectan las condiciones de digestión de sustratos en salas de ordeño


Efluentes

Ph unidades pH min 5.9; max 8.5, med 7.6

Temperatura °C min 22 ; max 31, med 24

Nitrógeno total disponible

mg/l 254

Nitrógeno total requerido

mg/l 37

Fósforo total disponible

mg/l 104.7



Estiércol

Espera Corral

Humedad % 81.95 41.7

Materia seca % 18.05 58.3

pH unidades pH 10.6 9.0

C:N:P veces 19.6:1:0.58 18.5:1:0.43



F. Procesadoras de leche y lácteosLa tabla 49 resume las variables que inciden en las condiciones de diges-tión de los efluentes de las plantas procesadoras de lácteos.

l Los valores del pH para la corriente de efluentes no estuvieron dispo-nibles. No obstante, es de esperar que el pH de las aguas residuales sea, en promedio, alcalino cuando los efluentes están frescos. En las operaciones de limpieza de equi-pos se emplean sustancias básicas que ayudan a la saponificación de los materiales grasos. Briao y Tava-res (2007) documentan pH de 10.5 +/- 1.8 en la corriente de aguas resi-duales de industrias procesadoras de leche en Brasil. Dicho pH puede tornarse ácido dependiendo de las prácticas de limpieza, que pueden involucrar sustancias ácidas. Por otro lado, la alta biodisponibili-dad de las sustancias orgánicas en el efluente implica que su de-gradación y acidificación ocurren rápidamente, particularmente si el efluente no está aireado. Se puede afirmar que mientras este sea pro-cesado fresco, o que se retenga solo para efectos de neutralización de acuerdo a los ciclos de limpieza de la planta, la acidez o basicidad no deberá ser una preocupación. Desde luego se debe verificar caso por caso.

l Los registros de temperatura de la corriente tampoco estuvieron disponibles en este caso, pero se sabe que las aguas residuales de estas instalaciones son usualmente evacuadas a temperatura ambien-te. Kolhe y Pawar (2011) documen-tan temperaturas de 28 °C para los efluentes crudos plantas lácteas en

la India. La decisión de modificar la temperatura del efluente previa metanización debe tomarse en fun-ción de los costos y beneficios.

l Conforme a los análisis reportados por el laboratorio, si bien el efluen-te contiene suficiente fósforo para la digestión, presenta un déficit de nitrógeno, por lo cual requiere nu-trientes nitrogenados.

l En este caso, la DQO soluble pro-medió es un 91.5% de la DQO total. Es característica de los efluentes de plantas procesadoras de lác-teos, y reciben la mayoría de su carga orgánica de la lactosa y azú-car disuelta en el suero de la leche. Suelen contener muy poco mate-rial en suspensión. El material en suspensión proviene usualmente de la caseína precipitada al cuajar la leche cruda que accidentalmente se derrama, o que permanece en equipos y demás, y sale con las aguas de lavado.

Aun cuando son tratables por mé-todos menos intensivos de creci-miento suspendido como los ya señalados para los sustratos de otras actividades, el alto conteni-do de DQO soluble hace de estos

TAblA 49. Variables que afectan la digestión de efluentes en procesadoras de lácteos


pH medio unidades pH n.d.

Temperatura media °C n.d.






Fuente: Elaboración propia, SNV 2011. n.d.: no disponible.


efluentes candidatos a tecnologías más intensivas. Se pueden emplear sistemas de crecimiento adherido como filtros anaeróbicos, sistemas de lechos fluidizados y otros, aun-que la tecnología más difundida para este tipo de efluentes es la de reactores anaeróbicos de flujo ascendente (RAFAs, o “UASBs”, por sus siglas en inglés). Nadais et al. (2005) documentan el tratamien-to de efluentes de procesadoras de lácteos en sistemas UASB con tiempos hidráulicos de residencia de 6 a 12 horas.

G. Granjas porquerizasLa tabla 50 resume las variables de composición que inciden en los sis-temas de digestión aplicables a los sustratos. Seguidamente se presen-tan las principales conclusiones del análisis.

Los datos indican que:

l Los pH se reportan ligeramente alcalinos, con un máximo de 8.2 y un medio de 8.0. La alcalinidad total de las muestras no se deter-minó pero la acidez volátil en el proceso de digestión le afectaría, cuyos efectos deben valorarse en ensayos de tratabilidad del efluen-te. Dado que los valores de pH re-portados no son extremos, es de esperar que no dé problemas, pero está sujeta a ensayo.

l La temperatura media fue de 26 °C, al igual que la máxima. La mínima fue de 25 °C. El efluente presenta muy poca variación en su tempera-tura, pues se descarta a tempera-tura ambiente. Las variaciones que podrían darse reflejarían las varia-ciones en la temperatura ambiente. No se emplea agua caliente en el proceso.

l La corriente dispone de suficientes nutrientes como para satisfacer el consumo de N y P en la digestión. Hay abundante N y el efluente final podría valorizarse como un abono líquido.

l La relación DQO soluble/DQO total en este caso indica que la carga orgánica se encuentra prin-cipalmente en forma particulada en suspensión (y como sólidos sedimentables). Las muestras se tomaron antes de la separación

TAblA 50. Variables que afectan las condiciones de digestión de sustratos en efluentes porcinos y cerdaza


Efluentes

pH unidades pH min 7.8; max 8.2; med 8.0

Temperatura °C min 25; max 26; med 26


mg/l 1,447


mg/l 161


mg/l 120

Fósforo total requerido

mg/l 23.1

DQO soluble/DQO total

% 38.6

Cerdaza

Humedad % 72.2

Materia seca % 27.8

pH unidades pH 10.6

C:N:P veces 28.7:1:0.15



de la cerdaza; esa relación proba-blemente aumentaría en el efluente tamizado por la maquina separa-dora pero muy posiblemente no alcanzaría el contenido mínimo de 90% DQO soluble para justificar métodos más intensivos de diges-tión. Dependiendo de la escala de operaciones, las tecnologías aplicables en este caso incluyen sistemas de digestión no intensi-vos, de crecimiento suspendido, como sistemas de flujo en pistón (digestores “tipo salchicha” para instalaciones de pequeña escala, o reactores de flujo en pistón para sistemas de mayor escala), lagunas anaeróbicas cubiertas, tanques di-gestores infinitamente agitados, o sistemas un tanto más intensivos con recirculación de sólidos, como los de contacto anaeróbico, para las instalaciones de mayor escala.

H. Granjas avícolasLa tabla 51 resume los parámetros que influencian la digestión y el tipo de tecnología apropiado a las carac-terísticas del sustrato en las granjas avícolas.

Se observa que:

l Para la gallinaza, los contenidos de humedad y materia seca sugieren que el material está muy cerca del límite de fermentación (35% MS). El compost está mucho más allá de tal valor.

l Ambos sustratos se clasifican como sólidos, y aun cuando la ga-llinaza podría fermentarse a tal hu-medad, la degradación sería lenta y de baja eficiencia.

Para alcanzar el potencial pleno de biogás de estos sustratos, es ne-cesario reducir su MS al óptimo de 6%. Ello implicaría la necesidad de diluir en una matriz líquida, ideal-mente un efluente; es decir, prac-ticar la codigestión. Esto ayudaría a equilibrar la relación de carbono a demás nutrientes. Ambos sus-tratos son notablemente ricos en nitrógeno (la relación C:N es casi la mitad de lo requerido). Esto su-giere un potencial para inhibir la digestión por exceso amoniacal.

l De no haber un sustrato liquido disponible para codigestión, los materiales deberían diluirse con agua y probablemente requerirían que se redujera su tamaño para facilitar la hidrólisis inicial en el medio de digestión. La valoración del potencial práctico de biogás de un sustrato no puede hacerse confiablemente sin estudios más detallados y ensayos de digestión a escala de laboratorio y piloto. Por la importancia que estos dos sustra-tos tienen en el potencial nacional de biogás, ameritan estudios técni-cos y de viabilidad económica más detallados.

TAblA 51. Variables que afectan las condiciones de digestión de gallinaza y compost de aves en granjas avícolas


Humedad % 61.5 22.4



C:N:P veces 12.1:1:0.4 10.3:1:0.4



I. Procesadoras de carne de polloLa tabla 52 resume los resultados de los indicadores de condiciones de di-gestión y las tecnologías aplicables a los sustratos de las procesadoras de carne de pollo.

l Los valores de pH determinados para la corriente de efluentes son cercanos a la neutralidad con poca variación. Se encuentran dentro del rango de viabilidad de las bacterias metanógenas. Por su parte, los pH reportados para el estiércol y harina de carne son más bajos que en los efluentes, encontrándose más bien del lado ácido, pero cercanos al va-lor de neutralidad. El valor más bajo reportado en 6.0 es menor al viable para las bacterias anaeróbicas. El proceso de digestión se acompa-ña de un incremento en la alcalini-dad del medio. Esto crea un efecto "buffer" que ayuda a regular el pH. Aunque siempre se necesita analizar los sustratos para la biodigestión vía estudios de tratabilidad, no se espe-ran grandes problemas de pH.

l La temperatura de los sustratos re-fleja la temperatura ambiental. Sería prudente analizar, como parte de los análisis de tratabilidad, las posibles ganancias de calentar el sustrato a 35 °C en la reducción de los tiem-pos de residencia. Esto respondería a la disponibilidad térmica del gas.

l El sustrato líquido contiene sufi-ciente N y P para suplir las necesi-dades de nutrientes en la digestión. Por su parte, la relación C:N:P de ambos sustratos sólidos sugiere un exceso de N en dichos sustratos. El efluente final posdigestión, que resultaría de un proceso de codi-gestión de los tres sustratos sería rico en nutrientes residuales, parti-cularmente N. La relación indicada para los sustratos sólidos sugiere la importancia de asegurar que, por posibles altas concentracio-nes de amoníaco resultantes de la conversión del nitrógeno orgánico a amoniacal en la digestión, no se produzca una inhibición amoniacal.

TAblA 52. Variables que afectan las condiciones de digestión de efluentes y sustratos sólidos en procesadoras de carne de pollo


Efluentes

pH unidades pH min 7.4 max 7.6

Temperatura °C min 23 max 23


mg/l 147


mg/l 28.5


mg/l 48.5

Fósforo total requerido

mg/l 4.1

DQO soluble/DQO total

% 24.9

sustratos sólidos

estiércol harina carne

Humedad % 71.1 36.5



C:N:P veces 8.9:1:0.27 4.8:1:0.17

Fuente: Elaboración propia

Dado que se demostró que usar ha-rina de plumas para biodigestión no es económicamente viable, los resul-tados del análisis para este material no se presentan aquí. De los datos tabulados puede observarse que:


l La materia seca en el estiércol es del 19% (unas tres veces más con-centrada que el óptimo de 6%) y el sustrato podría digerirse en su estado original como un semisó-lido. Pero el contenido de materia seca de la harina de carne es toda-vía mayor (64%), muy por encima del límite de digestión. Por eso, lo mejor es la codigestión de los tres sustratos, empleando entonces las aguas residuales como medio de dilución.

Tecnologías de producción de biogás usadas en Honduras y costos aproximadosLa adopción de tecnologías de bio-gás en Honduras es reciente. Ha tenido particular difusión en las ac-tividades productivas industriales y agroindustriales que han observado las ventajas de su uso. Se caracte-rizan por disponer de sustratos fácil y convenientemente fermentables. También ha contribuido el estímulo por la incorporación de los proyectos al Mecanismo de Desarrollo Limpio y los incentivos que este presenta. La utilidad del gas para su uso como combustible primario en las opera-ciones industriales, generando aho-rros por la sustitución de combus-tibles tradicionales, y para generar y vender, han empujado en esa di-rección.

Producir biogás a gran escala ha te-nido particular relevancia en la indus-tria de extracción de aceite, pues el efluente de las plantas extractoras, por su alta concentración de materia orgánica, es interesante como sus-trato para la producción rentable de biogás. En la industria de bebidas fer-mentadas y carbonatadas se cuenta también con un interesante proyecto de biogás. A efecto de documentar la experiencia hondureña en el desa-rrollo y operación de estos proyec-tos, durante este estudio se realiza-ron visitas a centros de producción que operan instalaciones de biogás a escala industrial. A continuación se consigna un resumen de dos de los sistemas instalados y sus costos promedios.

A. Biogás en la industria de bebidas fermentadas y carbonatadas

La motivación principal para desarro-llar la planta fue el tratamiento de las aguas residuales de la industria, que necesitan depurarse a satisfacción de la normativa nacional de descar-ga, por lo que se necesitaba un siste-ma más intensivo de tratamiento que pudiese operar a tasas específicas de carga más elevadas, reduciendo el tamaño total de la instalación re-querida. La tecnología de reactores anaerobios de flujo ascendente o RAFA (a veces llamados UASB, por sus siglas en inglés, de Upflow Anae-robic Sludge Blanket) se pensó apro-piada al efecto. La tabla 53 resume los rasgos técnicos principales de diseño del sistema.


El sistema tiene una producción me-dia de unos 3,290 Nm3 de biogás por día, valor que se reportaría por debajo de la capacidad instalada. El biogás se emplea actualmente como sustitu-to de combustibles fósiles para gene-rar el vapor requerido en la industria. La cantidad producida logra suplir entre un 11 y un 13% de las necesi-dades, por lo cual el gas generado contribuye a suplir, pero no sustituye totalmente, tales necesidades. Ello viene a significar un ahorro equiva-

lente a cerca de los 110,000 USD/año en combustibles. El sistema reporta costos positivos de operación (esti-mados en unos 25.6 Lps/m3 efluente tratado) que están asociados, princi-palmente, a la necesidad de neutra-lizar el efluente alimentado que, por contener agentes limpiantes y otros contaminantes, reporta niveles de acidez total que exceden la capaci-dad buffer del sistema, debiéndose emplear soda cáustica como agente neutralizante.

TAblA 53. Características principales de diseño y operación, sistema de biogás y tratamiento de efluentes en una industria de bebidas fermentadas y carbonatadas


Tipo de tecnología Reactor anaerobio de flujo ascendente (RAFA)

Sistema de digestión Intensivo, de crecimiento suspendido

DISE

ÑO

Capacidad de tratamiento m3 efluente/día 5,443

Tiempo hidráulico de residencia horas 10.6

DQO mg/l 3,875

Tasa específica de carga kg DQO/m3

reactor-día

8.5

Capacidad de gas Nm3/día 9,275

Potencia térmica equivalente MWt 2.85

Potencia eléctrica equivalente MWe 1.14

OPER

ACIÓ

N

Carga de tratamiento aplicada m3 efluente/día Variable, hasta 3,000

DQO aplicada mg/l Hasta 7,000; 5,000 promedio

Gas producido Nm3/mes 100,000 promedio

Contenido de metano en gas % 74

Temperatura de digestión °C 33-37

pH unidades pH 6.4

Eficiencia de digestión % 85

Fuente: Elaboración propia a partir de información primaria (Entrevista con encargado planta de trata-miento).


La inversión en la construcción y puesta en marcha del sistema se re-portó en 3.573 MUSD. Esto incluye el costo del sistema de lagunas aireadas que se emplea para pulimento final del efluente anaerobio, previo a su descarga, muy a satisfacción de la norma nacional. La DBO5 del efluente final se reportó en una media de 12 ppm (norma nacional: 50 ppm) y la DQO en una media de 39 ppm (nor-ma nacional: 200 ppm). La empresa no convierte el gas en electricidad, aunque manifestó que estudia la po-sibilidad.

B. Biogás en la industria de aceite de palma

El motivo principal para desarrollar el proyecto fue la necesidad de tratar las aguas residuales de la planta de extracción de aceite de palma. Se buscaba una tecnología apropiada a la naturaleza del efluente, que permi-tiese valorizar los subproductos del

tratamiento, contribuyendo a amorti-zar los costos de inversión y opera-ción del sistema.

Las instalaciones de biogás de esta industria emplean una tecnología no intensiva de crecimiento suspendido en forma de un sistema de lagunas anaerobias cubiertas. Hay tres lagu-nas, conectadas a su vez al sistema de tratamiento final del efluente anae-robio, consistente de lagunas faculta-tivas y lagunas finales de pulimento.

La capacidad instalada de generación eléctrica es de 2.2 MW en forma de tres conjuntos motor-generador: dos de 630 kW y uno de 940 kW. La inver-sión total realizada se reportó en 2.5 MUSD. La planta extractora tiene una capacidad instalada de 55 tm RFF/h, que se emplea a capacidad plena en los meses de más alta producción, cuyo pico ocurre en septiembre y oc-tubre. La planta produce efluentes a razón de 1.2 m3/tm RFF procesado.

TAblA 54. Características principales de operación, sistema de biogás y tratamiento de efluentes en una planta de extracción de aceite de palma


Tipo de tecnología Lagunas anaerobias cubiertas (LAC)

Sistema de digestión No intensivo, de crecimiento suspendido

OPER

ACIÓ

N

Carga de tratamiento aplicada m3 efluente/día Variable, hasta 1,584

DQO aplicada mg/l Hasta 65,000 (con jugo raquis)

40,000 (sin jugo raquis)

Gas producido Nm3 gas/m3 efluente 25-30

Contenido de metano en gas % 55-64

Temperatura de digestión °C 37-38

pH unidades pH n.r.

Eficiencia de digestión % n.r.

Fuente: Elaboración propia a partir de información primaria.


Recientemente, la empresa ha me-jorado la valorización energética de sus desechos al introducir un nuevo componente a sus efluentes: el “jugo de raquis”, que son las aguas que, por prensado, se extraen de los racimos vacíos y que amplían el contenido or-gánico del efluente. Estos racimos, una vez que se les extrae la hume-dad libre, se destinan a combustión en la caldera de la planta extractora. La instalación de potencia eléctrica de la planta tiene una capacidad de generación de 3.4 MWe; la planta ex-tractora consume 1.0 MWe, quedan-do entonces un excedente eléctrico comerciable de 2.4 MWe, no derivado del biogás. De esta forma la empre-sa pretende aprovechar al máximo el potencial eléctrico de todos sus dese-chos. De hecho, ha señalado el cami-no que empiezan a seguir sus pares que tienen instalaciones de biogás.

C. Biogás en una finca de ganado bovino

Para calcular los costos de los sis-temas de biodigestión a pequeña escala, se tomó como referencia un modelo con capacidad para procesar el estiércol de una pequeña unidad ganadera familiar que, conforme ci-fras oficiales tendría, en promedio, ocho cabezas de ganado bovino. Se escogió un modelo de “tecnología intermedia” de producción de bio-gás a pequeña escala, denominado “digestor de media salchicha”; sus características de diseño superan los dos problemas principales de

las tecnologías más tradicionales —como el digestor “tipo chino” y el “tipo salchicha”—, que se refieren a la dificultad de agitar adecuadamen-te los contenidos del digestor y a la poca durabilidad de la membrana de cubierta (en los modelos “tipo sal-chicha”), particularmente cuando la cámara de digestión está expuesta al sol o la entierran en el suelo para intentar protegerla.

El digestor modelado se compone de una cámara de entrada, una cámara de digestión o cuerpo principal y una cámara de salida, como se ilustra en la figura 5.2. La cámara de digestión posee una cubierta que retiene el bio-gás dentro del sistema de digestión. Esta es una película de polietileno de alta densidad de 0.006 pulgadas de espesor y un techo para proteger la membrana plástica de las inclemen-cias climáticas. Dentro de la cáma-ra de digestión, y flotando sobre el líquido, se colocan dos segmentos de tubería de PVC de 6” de diámetro, semillenos con arena (para lastre) y taponados en ambos extremos, que constituyen flotadores para la agita-ción directa de los contenidos de la cámara de digestión. Se trabajó con el supuesto de un tiempo hidráulico de residencia de 20 días.

La tabla 55 resume las características de diseño para el digestor empleado como modelo para estimar costos a pequeña escala. Puede observarse que el costo total estimado es de L 41,201 (USD 2,165).


FIGURA 6. Vista en planta de biodigestor escala finca familiar

Fuen

te: E

lab

ora

ció

n p

rop

ia, S

NV

201

1.


Para facilitar el conocimiento de los recursos técnicos nacionales dispo-nibles para desarrollar proyectos de biogás, y conocer sus capacidades y servicios ofrecidos, se realizó una breve encuesta con el apoyo del Co-legio de Ingenieros Mecánicos, Elec-tricistas y Químicos de Honduras (CI-MEQH) y del Colegio de Ingenieros Civiles de Honduras (CICH).

Cabe destacar que la concepción, análisis, diseño, desarrollo, puesta en marcha y operación de proyectos de biogás es una actividad multidis-ciplinaria, que demanda capacidades en prácticamente todas las ramas tra-

dicionales de las ingenierías (química y bioquímica, mecánica, eléctrica y civil), y aun cuando existan empre-sas que ofrecen proyectos de biogás como un paquete “llave en mano”, es-tas deberán emplear diversas capaci-dades en un momento u otro.

Aparte de los servicios de ingeniería, son pertinentes los servicios de otras empresas, particularmente cuando los proyectos deseen usar los incen-tivos del MDL. Insertarse en el es-quema del mercado de carbono que opera a escala internacional, incluye verificar, validar, y certificar proyec-tos, al igual que la intermediación co-

TAblA 55. Características básicas de diseño sistema de digestión “tipo media salchicha”


Tipo de tecnología Flujo en pistón, tipo “media salchicha” (pequeña escala)

Sistema de digestión No intensivo, de crecimiento suspendido

DISE

ÑOCapacidad de tratamiento l efluente/día 330

l estiércol fresco/día 1.3

l estiércol corral/día 80.5

Tiempo hidráulico de residencia días 20

Rendimiento de biogás Nm3/kg DQO

Nm3/kg MOS, estiércol fresco

Nm3/kg MOS, estiércol de corral

0.53

0.6

0.24

Capacidad de gas Nm3/día 3.5

Potencia eléctrica equivalente kWe 0.26

Volumen digestor m3 10

Costo estimado USD 2,165

Costo específico, por capacidad eléctrica

USD/kWe 8,327

Costo específico, por unidad de volumen

USD/m3 capacidad digestor

216.5

Fuente: Elaboración propia sobre la base de supuestos de diseño.


mercial de los certificados de reduc-ción de emisiones. Estos se retoman en la siguiente sección. Desarrollar proyectos de biogás necesitará tam-bién la competencia especializada de otros proveedores de servicios, como servicios legales para la constitución y registro de empresas, permisos de operación, etc.; de servicios técnicos y legales para el licenciamiento am-biental de proyectos; y de servicios químico-analíticos especializados22.

Los servicios de ingeniería se presen-tan a continuación conforme la se-cuencia lógica de los pasos que se seguirían al desarrollar un proyecto de biogás a mediana y gran escala.

l Concepción del proyecto: enten-dido como la concepción de la idea inicial de desarrollar un proyecto de biogás. Lo puede hacer cualquier ente capaz de reconocer la presen-cia de sustratos sujetos a digestión en una fuente, cuyo acceso esté asegurado o pueda asegurarse. El acceso a información general so-bre el tema ayudará a determinar la viabilidad del proyecto, la cual debe verificarse técnicamente.

l Análisis de los sustratos can-didatos a digestión: para evaluar la factibilidad de una propuesta de producción de biogás, es indispen-sable establecer las cantidades y composiciones de los sustratos candidatos a digestión. Esto im-plica estructurar los procedimien-tos apropiados y representativos de cuantificación de los sustratos que tenga en cuenta las posibles variaciones periódicas y demás en su disponibilidad. Implica también

22 Para detalles sobre prestadores de servi-cios ambientales y laboratorios analíticos capaces de caracterizar sustratos véase www.serna.gob.hn

conocer los parámetros necesarios a analizar para caracterizar la com-posición de los sustratos, como sa-ber con exactitud cuáles son los procedimientos de muestreo de las corrientes que generen resultados representativos.

l Analizar la tratabilidad de los sustratos y establecer el po-tencial de producción de biogás: cuantificar y caracterizar los sus-tratos candidatos a digestión son el primer recurso para estimar el potencial de biogás, siempre que se empleen los factores de rendi-mientos apropiados. Para elegir la tecnología que tenga los mejores rendimientos, es necesario analizar los sustratos en un laboratorio o planta piloto. De esa manera, se replica a pequeña escala el pro-ceso de digestión, analizando los resultados de su uso; y se asegura el cálculo del “potencial práctico de biogás”.

l Estudios de factibilidad: bus-can valorar la posibilidad técnica, el atractivo económico, la viabili-dad ambiental y los impactos so-cioeconómicos de un proyecto. Por lo general se desarrolla un estudio de prefactibilidad, usando proce-dimientos rápidos de diseño y/o indicadores gruesos de costos. Si fuera viable bajo esas condiciones, después de un diseño detallado, se verifica la factibilidad del pro-yecto con costos detallados y co-tizaciones. Un análisis completo de factibilidad tomará en cuenta los requerimientos ambientales a satisfacer. Las variables socioeco-nómicas, usualmente, se miden en función de los empleos e ingresos generados, los ingresos nacionales derivados de la actividad, el aho-rro de divisas por la sustitución de


combustibles importados, las ga-nancias ambientales por la reduc-ción de emisiones, y la posible eli-minación de impactos ambientales negativos si no hubiera tratamiento de desechos.

l Diseño detallado: cuando se es-tablece la viabilidad de un sistema y tecnología de digestión, en esta etapa es necesario diseñar el sis-tema a operar. Ello resultará en las especificaciones constructivas y planos para todos los equipos a construir para la nueva planta de biogás, y/o la selección de equipos que pueden adquirirse. Se dibuja-rán todos los planos de instalación general de la planta: obras civiles, mecánicas, electromecánicas, eléctricas y de sistemas de instru-mentación y control del proceso y se definirán las especificaciones técnicas. Un segundo producto clave de esta etapa es el presu-puesto general, que servirá para controlar la ejecución del proyecto.

l Licitación: Con base en la etapa anterior se prepara la documen-tación de licitación. Aquí se ne-cesita de servicios de evaluación de las propuestas que se reciban de los licitantes. Esto requiere de capacidad técnica para evaluar la relación calidad/costo de las pro-puestas, al igual que para apoyar al proponente del proyecto en las negociaciones previas a la firma de un contrato de construcción con una o varias empresas.

l Construcción del proyecto: es la etapa que convierte la idea inicial en una realidad. Se puede dividir en dos etapas que ocurren parale-lamente: la construcción de obras, y el suministro y montaje de equi-pos, y la supervisión. Lo habitual en las prácticas de ingeniería, sobre todo en proyectos grandes, es que quien provee equipos y/o constru-ye las obras no es responsable ante el dueño del proyecto por la supervisión. Esto diferencia a las empresas contratistas de las con-sultoras en ingeniería; las primeras están a cargo de la ejecución fí-sica del proyecto y, las segundas, de su supervisión. Usualmente, el encargado de la supervisión es la empresa que diseñó el proyecto.

l Puesta en marcha y prueba: cuando termina el montaje de la planta, se pone en marcha; se ve-rifica su funcionamiento y se prue-ba para asegurar que la capacidad real satisface las especificaciones. Tales actividades suelen desarro-llarse conjuntamente por el super-visor y el contratista para realizar los ajustes necesarios. Al final del proceso, el dueño de las instalacio-nes puede emitir un acta de recep-ción, donde certifique la capacidad de la planta.

l Servicios de posentrega: algunos pueden empezar a prestarse antes de terminar la construcción de la planta para evitar demoras en el arranque. El primero y más eviden-te es entrenar el personal que ma-nejará la planta. A veces, cuando los dueños de proyectos de biogás no tienen experiencia, se inclinan a delegar el manejo en equipos técni-cos especializados, especialmente en las empresas que han apoyado el desarrollo del proyecto.


Para operar con seguridad un sistema de biogás, se requiere de monitoreo y control. La tendencia actual, sobre todo en sistemas de mayor escala, es hacia la automatización del con-trol de la planta empleando sistemas que permiten el monitoreo integrado a partir de mediciones “en línea” y “en tiempo real”. Pero también exis-ten los que no se pueden monitorear de esta forma y requieren servicios de laboratorios auxiliares, basados en el muestreo y análisis. El apoyo técnico también es necesario para diseñar y ejecutar protocolos de mantenimiento de planta, atender la seguridad indus-trial y el control ambiental.

Un sistema automatizado o manual requiere diseñar sistemas de gestión de la información de planta. Así, las variables medidas pueden procesar-se de forma coherente, generando re-portes con la información apropiada para los distintos niveles y tipos de usuarios. De igual manera, se reque-rirá de apoyo técnico para diseñar y ejecutar protocolos de mantenimien-to, atención a los temas de seguridad industrial y control ambiental que de-mandan servicios profesionales es-pecializados.

La tabla 56 (ver página 108) resume las competencias profesionales pertinen-tes a los distintos pasos en desarrollar un proyecto de biogás. Se presentan dichas competencias en el orden de las etapas desarrollar proyectos indi-cadas arriba, que aluden, como se ha explicado, a las competencias técni-cas de ingeniería principalmente.

La encuesta registró diez empresas operando legalmente en el país, que manifestaron interés en desarrollar proyectos de biogás. La tabla 57 identifica los códigos asignados a dichas empresas, y en la tabla 58 se resume el giro, áreas de la ingeniería desarrolladas, experiencia en biogás y servicios que ofrecen estas empre-sas. Las direcciones de contacto, e identidad de los ejecutivos respon-sables se consignan en el anexo 2.

TAblA 56. Códigos de empresas

Código Empresa

A INGEA Consultores

B Ingenieros Consultores y Constructores Electromecánicos

CContratistas y Consultores Multidisciplinarios (CCM), S. de R. L.

D Suministros, Ingeniería, Tecnología, S. de R. L.

EAsesoría y Construcciones Eléctricas y Mecánicas, S.A. de C. V.

F SELECTRO-Servicios Electromecánicos

G Consultores Asociados de Honduras, S. de R. L.

H Tecnología de Proyectos, S. de R. L.

I Concretos y Agregados de Sula, S.A. de C. V.

JConsultorías y Construcciones Técnicas Industriales (CONTECNICA), S.A. de C. V.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de los resultados de encuestas.


TAblA 57. Competencias técnicas relevantes para desarrollar proyectos de biogás

Etapa Conocimientos y competencias en:

Concepción de proyecto

• Fuentes de generación biogás • Gestión y coordinación de proyectos

Análisis de sustratos Ingeniería Química, Ingeniería Ambiental, Análisis Ambiental, Química y áreas afines para: • Medición, muestreo y análisis de desechos • Servicios químico-analíticos especializados

Análisis de tratabilidad de desechos

• Ingeniería Química y Química-Ambiental • Servicios químico-analítico especializados

Estudios de factibilidad • Ingenierías Química/Bioquímica, Mecánica, Electro-mecánica, Eléctrica, Control Auto-mático y Civil para el prediseño y costeo de procesos de producción de biogás

• Análisis de factibilidad económica y financiera de proyectos• Análisis de viabilidad ambiental y socioeconómica de proyectos

Diseño de plantas de producción de biogás

• Ingeniería química/bioquímica en el diseño de los procesos de producción de biogás: diagrama de flujo de planta, balances de materia y energía, diseño de operaciones uni-tarias, diseño y/o dimensionamiento y especificación de equipos de proceso, definición de variables y bucles de control de planta, diseño de sistemas de tratamiento y manejo de desechos de proceso

• Ingeniería mecánica y electromecánica: diseño mecánico de tanques digestores/sis-temas de digestión y demás unidades de mecánicas proceso, diseño y/o dimensiona-miento y especificación de equipos electromecánicos

• Ingeniería eléctrica: diseño de sistemas de alimentación, generación y despacho de potencia eléctrica

• Control automático: diseño de sistemas de control automático de operaciones unitarias y sistemas de gestión de la información de control de la planta

• Ingeniería civil: diseño de obra civil de la planta

Licitación • Conocimiento detallado de plantas de biogás, especialmente de los sistemas de diges-tión y tecnologías relevantes al proyecto

• Manejo de información de precios de equipos y demás elementos, y de costos de desarrollo de sistemas de biogás

• Capacidad para discernir la calidad técnica de equipos, obras y demás relevantes a evaluar

Construcción del proyecto

• Ingenierías Química/Bioquímica, Mecánica, Electro-mecánica, Eléctrica, Control Auto-mático y Civil para:

• Construcción de obra civil, construcción y montaje de equipos mecánicos y electro-mecánicos, construcción y montaje de sistemas de suministro y manejo de potencia, construcción y montaje de sistemas de control automático, construcción de montaje de redes de tuberías

• Supervisión de lo anterior

Prueba y puesta en marcha

Ingeniería Química/Bioquímica, Mecánica, Electro-mecánica, Eléctrica, Control Automá-tico y Civil para la prueba, rectificación y ajustes, calibraciones y puesta en marcha de la planta

Servicios de posentrega

• Entrenamiento del personal a cargo de la planta• Diseño de sistemas de gestión de la información de control de planta• Diseño de procedimientos analíticos de laboratorio para las variables a medir fuera

de línea• Entrenamiento al personal de planta



TAblA 58. Empresas nacionales que ofrecen servicios para desarrollar proyectos de biogás

Código de empresa: A B C D E F G H I J

Giro principal:

Empresa consultora √ √

Empresa contratista √

Ambos giros √ √ √ √ √ √ √

Proyectos realizados en:

Ingeniería civil 1 10 15 30 275 37 34

Ingeniería eléctrica 4 50 35 n.e. 20 41

Ingeniería mecánica 4 30 10 36

Ingeniería química/bioquímica 31

Instrumentación y control 4

Evaluación de proyectos 4 1 5

Administración de proyectos 4 1

Experiencia en energía renovable en:

Energía hidráulica √ √ √ √

Energía solar √

Biomasa √ √ √

Energía eólica √

Proyectos de biogás realizados 1 3

Servicios ofrecidos para desarrollar proyectos de biogás:

Concepción del proyecto √ √ √ √

Administración del proyecto √ √ √

Caracterización de residuos √ √ √

Estudios de tratabilidad √ √ √

Análisis de factibilidad √ √ √

Diseño de proyecto √ √ √ √

Apoyo en licitación y contratación √ √ √ √ √

Construcción y montaje de obras √ √ √ √ √ √ √ √

Supervisión de obras √ √ √ √ √ √

Prueba y puesta en marcha √ √ √ √ √ √ √

Servicios de posentrega √ √ √ √ √

Fuente: Elaboración propia, SNV 2011. (n.e.: no especificado).


Alternativas de aprovechamiento del biogásEl mejor uso del biogás responde a las necesidades energéticas del usuario potencial, considerando los rendimientos de la conversión del gas a energía o potencia térmica, eléctri-ca y/o mecánica, las magnitudes de las potencias requeridas y la dispo-nibilidad de combustible. Esto debe analizarse caso por caso.

De manera general el biogás se pue-de emplear en las necesidades ener-géticas de cada sector productivo, sustituyendo o reduciendo el consu-mo de petróleo y sus derivados, leña o cualquier combustible que se utilice y que pueda resultar deficitario e in-cómodo.

También se puede aprovechar para producir energía eléctrica. El poder calórico promedio de un metro cúbico de biogás es de cinco mil kilocalorías (5,000 kcal.), lo que permite generar entre 1,3 y 1,6 kWh de electricidad, aproximadamente.

Igualmente, puede utilizarse como combustible en equipos que posean motores de combustión adaptados a este gas. Considerando la amplia dis-ponibilidad de este tipo de equipos y aparatos, se podría usar a gran escala en los sectores productivos del país. En la tabla 59 se listan algunos apara-tos y equipos que utilizan biogás, con su consumo medio y su eficiencia.

Conforme a los datos presentados en la tabla anterior, las cocinas y calentadores que utilizan gas licua-do son fácilmente modificables para biogás, agrandando el paso del gas de los quemadores. Las lámparas a gas pueden utilizarse para iluminar, pero debe tenerse en cuenta que tie-nen una muy baja eficiencia y que el ambiente donde se les utilice debe estar adecuadamente ventilado para disipar el calor que generan.

Los frigoríficos constituyen un intere-sante campo de aplicación directa del biogás, debido a que tienen un con-sumo parejo y distribuido a lo largo de las 24 horas del día, lo cual minimiza la necesidad de almacenaje del gas. Estos equipos funcionan bajo el prin-cipio de la absorción (generalmente de ciclo amoníaco refrigerante-agua absorbente). Recientemente se han desarrollado equipos para el enfria-miento de leche y/u otros productos agrícolas lo que abre un importante campo de aplicación directa y renta-ble del mismo.

Los quemadores infrarrojos, común-mente utilizados en la calefacción de ambientes (especialmente en criado-res y parideras), presentan como ven-taja su alta eficiencia, lo cual minimiza el consumo de gas para un determi-nado requerimiento térmico.

TAblA 59. Aparatos y equipos que pueden utilizar biogás

Aparato Consumo Rendimiento

Quemador de cocina 100-300 l/h 50-60

Lámpara de gas (tipo mantilla de 60 W)

120-170 l/h 30-50

Frigorífico (100 L) 30-75 l/h 20-30

Motor a gas 0,5 m3/kWh o Hph 25-30

Quemador de 10 kW 2 m3/h 80-90

Infrarrojo de 200 W 10 l/h 95-99

Cogenerador0,5 m3/kWh

(1kWe o 2kWt)Hasta 90

Fuente: Hilbert, 2008.


Además, el biogás se puede utilizar en motores de combustión interna tanto nafteros como diesel, pero debe considerarse que el gas obtenido por fermentación tiene un octanaje que oscila entre 100 y 110, lo cual lo hace muy adecuado para su uso en mo-tores de alta relación volumétrica de compresión, con la única desventaja de su baja velocidad de encendido.

En los motores de Ciclo Otto, el car-burador convencional se debe reem-plazar por un mezclador de gases. Estos motores arrancan con nafta y luego siguen funcionando con un 100% de biogás con una merma de la potencia máxima del 20% al 30%.

A los motores de Ciclo Diesel se debe agregar un mezclador de gases con un sistema de control manteniendo el sistema de inyección convencional. Así, estos motores pueden funcionar con distintas proporciones de bio-gás y otros combustibles, pudiendo convertirse fácil y rápidamente de un combustible a otro, lo que los hace muy confiables. El gasoil no se puede reemplazar en los motores funcionan-do a campo del 85% al 90%, debido a la menor autonomía conseguida comparada con la original.

También debe tomarse en cuenta que la proporción de H2S en el biogás causa deterioro en las válvulas de ad-misión y de escape de determinados motores, obligando a un cambio más frecuente de los aceites lubricantes. El grado de deterioro en los motores varía considerablemente, y los resul-tados obtenidos experimentalmente suelen ser contradictorios.

Los motores a biogás tienen un am-plio espectro de aplicación, siendo los más usuales el bombeo de agua, el picado de raciones y el funciona-miento de ordeñadoras en el área rural. Otro uso muy generalizado es para activar generadores de electri-cidad.

Por otro lado, tomando en cuenta que los volúmenes de biogás a ser obteni-dos por cada uno de los sectores de-penden de diversos factores, en este estudio se han previsto aplicaciones teóricas que pueden observarse en la figura 7, donde se muestran alter-nativas de utilización de un metro cú-bico de biogás, con sus respectivos consumos.

FIGURA 7. Alternativas de utilización de un metro cúbico de biogás, con sus respectivos consumos

Fuen

te: H

ilber

t, 1

978.

Puede generar

6.25 kW de electricidad

Puede hacer funcionar una pantalla

infrarroja de 3,000 calorías durante

3 horas

Puede mantener funcionando un

termotanque de 110 litros durante

3 horas

Puede hacer funcionar

un frigorífico de 14"3 durante

10 horas

Puede hacer funcionar

un motor de 1 HP durante

2 horas1m3de biogás


En resumen, el biogás se puede usar para generación o aplicaciones térmi-cas, en sustitución de combustibles. A mediana y gran escala incluyen:

Finalmente, el material o lodo que se extrae de los biodigestores (bioabo-no), después del proceso de fermen-tación y producción del biogás, se puede usar para alimentar aves de corral, peces, ganado, etc., o para sustituir fertilizantes químicos, depen-diendo de su origen y composición final.

l Generación industrial de vapor l Calentamiento de agua l Calentamiento de fluidos tér-micos y corrientes de proceso

l Producción de frío industrial, usando circuitos refrigerantes de absorción

l Combustión en motores de combustión interna para pro-ducir potencia mecánica

l Generación de calor para co-cinar, calefacción y otros usos

l Producción de iluminación l Producción de potencia mecá-nica

l Refrigeración

A más pequeña escala, en contextos rurales, agrícolas y/o agropecuarios, los usos posibles son:


Potencial de participación en el mercado de carbono

La continua liberación de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a la atmós-fera provoca calentamiento global. El calentamiento global sucede cuando la actividad humana altera el fenó-meno natural del efecto invernadero, incrementando la cantidad de GEI emitidos y retenidos en la atmósfera, ocasionando así un incremento en la temperatura terrestre.

La mayoría de los países se unie-ron a un tratado internacional —la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC)— para considerar qué se puede hacer para reducir el ca-lentamiento global y hacer frente a cualquier aumento de la temperatu-ra. Este tratado entró en vigencia en 1994. Posteriormente, varias naciones ratificaron una adición al tratado, el Protocolo de Kyoto (PK), el cual esta-blece compromisos de reducción de emisiones de GEI.

Los sectores de café, palma africana, azúcar, producción avícola, ganado bovino y porcino, son responsables de la emisión del gas metano, uno de los GEI que el PK busca reducir. Estos sectores pueden desarrollar proyectos de biogás productivo, los cuales reducen las emisiones directas del gas metano a la atmósfera. Y las reducciones de emisiones se pueden comercializar en el mercado de car-bono como Certificados de Emisio-nes Reducidas o bonos de carbono.

El mercado de carbonoEl PK es un tratado internacional que entró en vigor en 2005 para reducir las emisiones de GEI en un 5.2% con respecto a los niveles de 1990, en-tre el período 2008-2012. Los países industrializados asumieron el com-promiso (excepto Estados Unidos), a quienes se les atribuye la responsa-bilidad de emitir la mayor cantidad de GEI a la atmósfera.

El PK propone reducir las emisiones de los siguientes GEI: Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4), Óxido Nitroso (N2O), Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoro de Azufre (SF6).

Para reducir las emisiones de los GEI mencionados, el PK propone tres me-canismos: i) el comercio de derechos de emisión entre países desarrolla-dos; ii) la Implementación Conjunta, que se refiere a reducir las emisiones mediante proyectos implementados conjuntamente entre países desarro-llados y economías en transición; y iii) el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). que reduce emisiones de GEI en países en vías de desarrollo.

5


El MDL es una opción para que los países industrializados cumplan con sus compromisos de reducir emisio-nes mediante proyectos en países en vías de desarrollo como Honduras. La racionalidad de este mecanismo radica en que el precio de reducir o absorber emisiones de GEI en un país desarrollado es superior al de reducir-las en un país en desarrollo.

Los mecanismos del PK dieron origen al mercado de carbono. El mercado de carbono es una plataforma virtual que se desarrolla como una bolsa de valores, donde se comercializan las reducciones de emisiones de GEI pro-venientes de proyectos, conocidas como bonos de carbono o créditos de carbono.

Cada bono o crédito de carbono representa una tonelada medida en términos del gas más común en la atmósfera: el CO2. Es decir, que cada bono o crédito de carbono represen-ta una tonelada de CO2 equivalente (tCO2e).

El PK también se conoce como el mercado de cumplimiento, definido por los compromisos de reducción de emisiones de GEI asumidos por los países industrializados. El merca-do voluntario de carbono representa el conjunto de iniciativas voluntarias fuera de los mecanismos del PK. Al igual que el PK, el mercado volunta-rio permite desarrollar proyectos que buscan reducir las emisiones de GEI. El mercado voluntario se rige por di-ferentes estándares que establecen las reglas de participación. Ejemplos de dichos estándares son el Verified Carbon Standard (VCS), el Gold Stan-dard (GS), Plan Vivo, Social Carbon, Climate Community and Biodiversity Standard (CCBS), VER+, ISO 14064-2, entre otros.

Aquí se presenta información sobre el MDL (el único mecanismo del PK que permite la implementación de proyec-tos que reducen emisiones de GEI en países en vías de desarrollo) e infor-mación relacionada con los estánda-res VCS y GS del mercado voluntario. Estas tres estructuras han permitido desarrollar un número significativo de proyectos de biogás, a los cuales se les atribuye la reducción de emisiones de uno de los GEI: el gas metano.

Proyectos de biogás en el mercado de carbonoLos proyectos que pueden participar en el mercado de carbono son los de generación de biogás (conocidos también como proyectos de captu-ra de metano) y los de utilización/aprovechamiento del biogás. Ambos participan en el mercado de carbono por su contribución a la mitigación del cambio climático, identificada de la siguiente manera:

l Proyectos de generación de biogás: evitan la emisión de CH4 directamente a la atmós-fera mediante la captura de metano.

l Proyectos de utilización de biogás: el biogás sustituye el uso de combustibles fósiles para generar energía térmica; o sustituye el uso de la energía de la red para las actividades productivas, ya sean domésti-cas o industriales.


En general, los proyectos de genera-ción de biogás consisten en un siste-ma compuesto por un biodigestor o biorreactor, que está herméticamente cerrado y dentro del cual se deposi-tan desechos sólidos y/o líquidos pro-venientes de actividades industriales o agrícolas (ej. desecho animal, hu-mano, aguas residuales de procesos productivos industriales como el café, palma africana, caña de azúcar, pro-cesadoras de carne, entre otros) con alto contenido de materia orgánica, y donde se tratan para su descomposi-ción bajo un proceso anaeróbico que genera el biogás.

Estos proyectos son una fuente de re-ducción de emisiones de GEI debido a que capturan el metano proveniente de la descomposición de la materia orgánica. El biogás está compuesto, principalmente, por metano (CH4), uno de los gases que se pretenden reducir debido a su poder de calentamiento global (21 veces más potente que el CO2).

Los proyectos de utilización del bio-gás son aquellos que contribuyen a la generación de energía renovable. Se desarrollan a partir de una de las características atribuibles al CH4, el componente que da el poder ener-gético al combustible. Por tanto, de-pendiendo de la biomasa utilizada, se puede obtener biogás con mayor o menor porcentaje de metano; es decir, con mayor o menor calidad energética aprovechable. En general, los porcentajes de metano típicos del biogás varían entre un 55% y un 70% (Martínez, 2008).

Los proyectos de utilización del bio-gás pueden acceder al mercado de carbono, debido a que este represen-ta una fuente de energía renovable. El biogás se puede utilizar para sustituir la utilización de combustibles fósiles, los cuales son generadores de CO2, uno de los gases que el mercado de carbono tiene como meta reducir.

Aun sin participar en el mercado de carbono, siempre se debe evaluar y considerar el desarrollo de un pro-yecto de biogás, debido a los poten-ciales beneficios derivados del mis-mo, como: reducir los malos olores, enfermedades y la contaminación de los ríos (beneficios ambientales y de salud) y reducir los costos (por la sus-titución del uso de combustibles fó-siles y energía de la red), entre otros.

A marzo de 2011 se habían registrado23 344 proyectos de biogás bajo el MDL en los países que participan de este mecanismo. La mayoría se ha desa-rrollado en Asia y el Pacífico (172) y América Latina (165); y en menor grado en África (2), Europa y Asia Central (4) y Medio Oriente (1) (UNEP RISO CENTER, a marzo 2011). (Ver figura 8).

23 Ver definición de registro de un proyecto en el tema “Ciclo de proyectos en el mer-cado de carbono”.

FIGURA 8. Porcentaje por área geográfica de proyectos de biogás registrados en el MDL


África

Latinoamérica

Asia y el Pacífico

Medio Oriente

Europa y Asia Central

1

Área geográfica %

48

50

0

1


Para desarrollar proyectos bajo el MDL, Honduras ratificó el PK en 2005, registrando a marzo de 2011 tres pro-yectos de biogás a partir de aguas residuales: dos en el sector de palma africana y uno en la industria de pro-ducción de bebidas, como se resume en la tabla 60.

Los proyectos desarrollados en Hon-duras son de generación y de utiliza-ción de biogás. El biogás se utiliza para generar calor y electricidad.

Proyectos de biogás en el mercado vo-luntario (VCS y GS). Por lo general, bajo el VCS y el GS se desarrollan los proyec-tos más pequeños, o aquellos que no logran participar en el MDL. La mayoría se ha registrado en Asia. En América Latina, Brasil y Argentina han registrado 10 proyectos de biogás en el VCS.

Honduras ha registrado dos proyec-tos en el GS (mercado voluntario). Es importante destacar que estos dos proyectos son los mismos registrados en el MDL (mercado de cumplimiento). Son particulares porque han logrado obtener doble certificación: la del MDL y la del Gold Standard, lo que les ga-rantiza un mejor precio en la venta de los bonos de carbono.

Ciclo de proyectos en el mercado de carbonoEl ciclo de proyectos en el mercado de carbono está compuesto de al me-nos siete pasos. Estos se refieren al conjunto de obligaciones que debe seguir un proyecto que tenga como objetivo final emitir bonos de carbono. Los pasos se muestran en la figura 9 y se describen a continuación.

l PDD: se refiere al Documento de Diseño de Proyecto (Project Design Document, PDD por sus siglas en inglés). Este es el documento base y obligatorio que describe el pro-yecto con base en los requisitos técnicos, sociales y ambientales de un proyecto que pretenda emitir bonos de carbono. Incluye la meto-dología de línea base y monitoreo que empleará, el período de acre-ditación, entre otros aspectos. Para la elaboración del PDD se puede contratar a un consultor de apoyo especialista en la materia, en caso de que el dueño del proyecto no tenga la capacidad técnica reque-rida.

TAblA 60. Proyectos de biogás desarrollados en Honduras bajo el MDL

Sector Empresa Nombre del Proyecto

Palma africana EECOPALSARecuperación de biogás (a partir del tratamiento de aguas residuales) y generación de electricidad.

Palma africana Energéticos JaremarRecuperación de biogás de las plantas extracto-ras de aceite de palma africana y generación de calor y electricidad.

Bebidas Cervecería Hondureña Proyecto de captura de metano.

Fuente: UNEP RISO CENTER y UNFCCC, a marzo 2011.


l Carta de Aval o Supervisión gu-bernamental: los proyectos MDL requieren que el país donde se de-sarrolla un proyecto haya designa-do una Autoridad Nacional para la emisión de una carta de aval gu-bernamental que haga constar la participación voluntaria del país y la contribución del proyecto al de-sarrollo sostenible. La Autoridad Nacional Designada (AND) en Hon-duras es el titular de la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA). Para los proyectos desa-rrollados bajo los estándares del mercado voluntario, si bien no se exige contar con una carta de aval gubernamental, se requiere que se le comunique a la AND sobre la intención de participar en el merca-do de carbono, así como compartir información e invitar a los eventos de socialización de los proyectos24.

l Validación y registro: la valida-ción consiste en evaluar un pro-yecto demostrando su viabilidad social, económica y ambiental. El MDL y los estándares del mercado voluntario exigen que la evaluación la haga una de las Entidades Ope-racionales Designadas (EOD) que esté aprobada por la Junta Ejecu-tiva (JE) del MDL. Hay excepciones, como la hecha por el GS para cier-to tipo de proyectos. Las EOD que han sido acreditadas por el MDL se presentan en el anexo 4. Para los proyectos de biogás registra-dos en Latinoamérica, algunas de las EOD contratadas para la valida-ción son: AENOR, DNV, Rina, SGS, TÜV-SÜD.

24 Como dueño de un proyecto, se debe es-tar pendiente de algún cambio de la AND, consultando directamente con la SERNA.

l El registro se refiere a la acepta-ción del proyecto por parte de la JE del MDL o, en su defecto, el comité de selección de los estándares del mercado voluntario. Cuando se re-gistra un proyecto significa que ha cumplido los requerimientos y que está listo para ser implementado25.

l Monitoreo: es responsabilidad del dueño del proyecto, haciéndolo él mismo o contratando los servicios de un consultor de apoyo. El mo-nitoreo consiste en vigilar y medir sistemáticamente el rendimiento del proyecto. Este se lleva acabo de acuerdo al plan de monitoreo registrado en el PDD y hace posi-ble medir o calcular la reducción de emisiones de un proyecto.

l Verificación y certificación: la verificación consiste en revisar periódicamente y determinar las reducciones de emisiones moni-toreadas; la realiza una EOD. Si el proyecto es de gran escala, la EOD debe ser diferente a la que hizo la validación del proyecto; en caso de que sea de pequeña escala, puede ser la misma. El Reporte de Verificación y Certificación se entrega a la JE del MDL (o a la enti-dad correspondiente en el caso de los proyectos desarrollados para el GS y el VCS), para que procedan a emitir o entregar los bonos de carbono.

25 Los proyectos registrados a marzo de 2011 se encuentran en www.cdm.unfccc.int/ y en las páginas oficiales del GS (http://www.cdmgoldstandard.org/) y el VCS (http://www.v-c-s.org/).


El ciclo de proyectos determina quién es el responsable de cada paso (ver figura 9). Si el proponente lo consi-dera adecuado, puede contratar los servicios de un consultor de apoyo para la asesoría de todo el ciclo y la comercialización de los bonos de car-bono. Lo anterior no elimina la necesi-dad de contar con el apoyo de la AND y de las EOD, así como la necesidad de invertir tiempo por parte del dueño del proyecto.

Sobre los costos del ciclo de proyectosLos costos de participar en el mer-cado de carbono son diferentes a los relacionados con el diseño e imple-mentación del proyecto. Participar en el mercado de carbono es un proceso independiente, pero paralelo, al dise-ño del proyecto y su implementación.

Los costos dependen de muchos factores. Por ello se recomienda al dueño de proyecto hacer cotizacio-nes, antes de comenzar a desarrollar alguna actividad relacionada. Algunos de los costos directos que hay que tener presentes son los relacionados con:

1. La planeación (preinversión)

l Estudios de prefactibilidad, de factibilidad técnica y económica-financiera, planes de negocios, do-cumentos a preparar para atraer a potenciales inversionistas.

l Cumplimento de la reglamentación nacional de carácter ambiental, co-mercial, entre otras.

l Coordinación e implementación de la Consulta Pública (socialización del proyecto con las comunidades aledañas al proyecto).

l Elaboración del PDD.

l Registro de un proyecto bajo el MDL (o bajo el estándar del mer-cado voluntario bajo el cual se de-sarrolla el proyecto).

2. La construcción/implementación (inversión)

l Tecnología a emplear l Construcción del proyecto l Monitoreo del proyecto l Costos financieros de la deuda ad-quirida.

3. Los del ciclo de proyectos

l Personal asignado por el dueño para el acompañamiento en el ciclo del proyecto.

l Contratación los consultores de apoyo (de considerarlo necesario), para servicios de asesoramiento durante el ciclo de proyectos, asis-tencia técnica para la elaboración de estudios de factibilidad, desa-rrollo de las consultas públicas, documentación técnica (PDD) y la comercialización de bonos, entre otros servicios.

l Contratación de la EOD para la va-lidación y verificación (este es un requisito).

Algunos consultores de apoyo que han estado involucrados en proyectos de biogás para Latinoamérica son: SNV, South Pole, Ecosur, Ecosecuri-ties, Ecofys, Ecoenergy y Ecoinvest, entre otros.

Otros costos son los de operación y pueden consistir en rubros como combustible, salarios y beneficios so-ciales, renta, agua, electricidad, gas, impuestos, suministros de oficina, mantenimiento, mercadeo, adminis-tración, depreciación y costos finan-cieros; y costos de inversión como el capital de trabajo inicial, adquisición de seguros, adquisición de tierras,


impuestos, gastos legales, permisos, preparación del sitio, ingeniería, licita-ción y construcción, intereses durante el período de construcción, pruebas, costos de arranque, supervisión, etc. Es importante que el dueño de un proyecto identifique la mayor parte de los costos que pueden tener un impacto significativo sobre la factibi-lidad financiera del mismo.

BeneficiosLos proyectos que logran demostrar la reducción de emisiones de GEI o su absorción, reciben bonos de car-bono que pueden ser transados en el mercado de carbono. Los bonos de carbono representan una fuente de ingresos para el desarrollador de un proyecto. Parte de estos ingresos deben ser destinados a lograr los ob-jetivos de desarrollo sostenible esta-blecidos por el país donde se desa-rrolla el proyecto.

El precio de venta de los bonos de carbono lo determinan la oferta y de-manda, así como el riesgo y la incer-tidumbre del mercado en el momento de su comercialización. A modo de ejemplo, si los bonos de carbono se venden antes del registro del proyecto, el comprador asume mayor riesgo (por la posibilidad de que el proyecto no sea registrado y que por ello no pueda emitir los bonos ya comprados). Por ende, el comprador paga un precio más bajo por los bonos que aún no se han generado. Siguiendo esta lógica, un proyecto ya registrado puede ven-der los bonos a un mayor precio, pero por lo general será menor que el de los bonos que se comercializan cuando ya han sido certificados y emitidos. Una de las principales razones por las que los dueños de proyecto venden los bonos por adelantado, es decir, antes

del registro del proyecto o antes de su emisión, es la falta de capital para financiar el ciclo de proyectos.

Los precios de los bonos de carbo-no también difieren si se generan por proyectos registrados en el MDL o bajo alguno los estándares del mer-cado voluntario. El MDL presenta un marco regulatorio mucho más fuerte y confiable que el mercado volunta-rio, por lo que los bonos generados por proyectos registrados bajo este mecanismo, reciben un precio ma-yor que los generados bajo el GS o el VCS. Ahora bien, cuando un proyecto es registrado bajo el MDL y además se certifica como GS, el precio de los bonos supera a los que se generan por proyectos que únicamente se han registrado bajo el MDL.

Las condiciones y el precio de com-pra-venta de los bonos de carbono se establecen en un documento denomi-nado Acuerdo de Compra de Emisio-nes Reducidas (ERPA, por sus siglas en inglés).

Ciclo financiero de los proyectosPocos desarrolladores de proyectos, aparte de las grandes compañías, tienen los recursos necesarios para financiarlos. Muchas veces, una ba-rrera importante para desarrollar un proyecto en el mercado de carbono es el financiamiento disponible para el ciclo de proyectos. Adicionalmente, la incertidumbre del mercado después de 2012 (especialmente para el MDL) y las ineficiencias identificadas en el proceso de aprobación, entre otras cosas, impactan negativamente el fi-nanciamiento de los proyectos en el mercado de carbono.


En los países pobres, los produc-tos financieros desarrollados por las fuentes de financiamiento local no son adecuados para los proyectos que desean participar en el mercado de carbono, y resultan bastante cos-tosos por los riesgos percibidos en una actividad desconocida por las en-tidades financieras. Un reto aún ma-yor es lograr obtener financiamiento de fuentes internacionales, debido a la percepción de un ambiente de negocios riesgoso y de inestabilidad económica (Banco Mundial, 2010).

En los países más pobres de la región en desarrollo, el sector de proyectos de energía limpia —que incluye los proyectos de biogás—, enfrenta aún mayores restricciones para acceder a financiamiento. A 2008, la región en desarrollo percibió el 31% del total in-vertido en el sector de energía limpia (USD 119 billones) y la mayor parte de ese porcentaje se concentró en los países más ricos de la región (Brasil, China e India). Lo anterior confirma la presencia de enormes barreras para el acceso a financiamiento de los países más pobres (Banco Mundial, 2010).

FIGURA 10. Ciclo financiero de un proyecto en el mercado de carbono

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te: E

lab

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Guí

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, 20

07.

Bonos de carbono

Validación Registro

PDD

Carta deendoso Monitoreo

Verificar Certificar

Ciclo de proyectosen el mercado de carbono

Estudio depre-factibilidad

Estudio de factibilidad y plan

de negocios

Negociacionescon fuentes definanciamiento

Reportes einstitucionesfinancieras

Paquete financieroy documentos para el

cierre financiero


Corresponde a los dueños de proyec-to establecer y mantener un buen diá-logo con los representantes de cada una de las instituciones financieras, así como seguir los lineamientos es-pecíficos para someter una aplica-ción. Para lograr establecer un caso sólido que aumente la posibilidad de recibir financiamiento, el dueño debe desarrollar el ciclo financiero de pro-yectos.

El ciclo financiero de un proyecto consiste en un estudio de prefactibi-lidad seguido de una preparación de un estudio de factibilidad, un plan de negocios detallado y un paquete de documentación para los financistas potenciales (AEA, 2007). Desarrollar el ciclo financiero es paralelo al ciclo de proyectos, como se muestra en la figura 10.

La “Guía Centroamericana de Finan-ciamiento de Carbono”, de la Alianza de Energía y Ambiente con Centroa-mérica (AEA), presenta una guía so-bre el ciclo financiero de proyectos de energía renovable. También presenta otras fuentes de información relacio-nada.

Para desarrollar un proyecto que per-mita la emisión de bonos de carbono, se requiere cumplir con ciertas con-diciones que se mencionan a conti-nuación.

Requisitos de los proyectos en los mercados de carbonoEn primera instancia, se requiere veri-ficar el cumplimiento de los requisitos y criterios de elegibilidad establecidos por el esquema bajo el cual se quiera desarrollar un proyecto de reducción de emisiones (e.g. MDL, VCS o GS). Estos requisitos y criterios de elegibi-lidad reflejan el contexto bajo el cual se pueden desarrollar los proyectos26. La tabla 61 resume los requisitos y criterios de elegibilidad que un dueño de proyecto debe examinar para de-terminar si puede participar en uno de los esquemas que ofrece el mercado de carbono.

Para mayor información y detalle, se pueden visitar las páginas web inclui-das en el anexo 3. Se recomienda re-visar los sitios oficiales cada cierto tiempo, por cualquier cambio que surja en los requisitos a partir de la fecha de elaboración de este docu-mento. El resumen presentado en la tabla 61 da una idea de cómo iden-tificar los requisitos y poder conocer qué esquema es viable para desarro-llar un proyecto de biogás.

26 Se debe tomar nota que el presente do-cumento presenta al MDL y solamente aquellos estándares que han registrado un número significativo de proyectos de biogás (Gold Standard y Verified Carbon Standard).


TAblA 61. Requisitos para acceder al mercado de carbono

MDLMercado voluntario

VCS GS

Del país en donde se pretende implementar el proyecto (país anfitrión)

Haber ratificado la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y el Protocolo de Kyoto, y ser país en vías de desarrollo.

X El proyecto se tiene que desarrollar en un país en desarrollo, como lo establece el MDL.

Haber designado a una Autoridad Nacio-nal, encargada de revisar y aprobar la propuesta de los proyectos.

X No es obligatorio. Pero si es posible, mantener informada a la AND sobre el proyecto.

Requiere que el dueño del proyecto man-tenga informada a la AND.

Criterios de elegibilidad determinados por el MDL o los estándares del mercado voluntario

Incluyen desarrollar proyectos de biogás.

X X X

Ubicación de los proyectos. Aplican a países que no tengan topes de emisio-nes de GEI, como Honduras.

X X X

Tamaño de los proyectos. Gran escala

Pequeña escala

• Sin límite superior o inferior

• Megaproyectos: >1’000,000 tCO2/año.

• Proyectos: 5,000 a 1’000,000 tCO2/año.

• Micro proyectos: <5,000 tCO2/año.

• Los proyectos pue-den calificar como de pequeña escala si cumplen con los mismos criterios que el MDL.

• Sin límite superior o inferior.

• Gran escala y pequeña escala de acuerdo con los criterios estableci-dos por el MDL.

• Para proyectos de microescala solo del GS: <5,000 tCO2/año. Solo en Haití, Bolivia y Paraguay. Otros países podrían ser elegibles bajo soli-citud expresa a la secretaría del GS.

Período de acreditación. Se refiere al tiempo que un proyecto puede emitir bonos de carbono, posterior al cual se debe hacer una renovación del mismo.

• La duración puede ser de un máximo de diez años sin opción de renova-ción.

• Siete años con op-ción a ser renovado dos veces más (21 años).

Cada 10 años. Se puede renovar dos veces más. En total: 30 años.

Cada 10 años. No se permite renovar.

Cada 7 años. Se puede renovar dos veces más. En total: 21 años.



VCS GS

Restricciones en el financiamiento de proyectos.

El financiamiento por parte de la Asistencia Oficial para el Desa-rrollo (AOD; en inglés: Official Development Assistance, ODA) no está permitido.

El financiamiento por parte de la AOD no está permitido.

• El financiamien-to AOD no está permitido para proyectos GS que se desarrollan en conjunto con el MDL.

• Se permite para proyectos GS, si se puede estable-cer claramente la adicionalidad.

No haber comenzado la implementación del proyecto antes de su aplicación al mercado de carbono.

X Permite registro retroactivo para proyectos bajo ciertas condiciones.

Se puede hacer un registro retroactivo a ciertos proyectos bajo ciertas condiciones.

Requisitos de los proyectos

Demostrar su contribución al desarro-llo sostenible del país. Contar con un análisis de las repercusiones socioeco-nómicas derivadas del proyecto.

X X X

Impacto social y ambiental. No hay requisitos proactivos para los beneficios colaterales; es suficiente demos-trar que el proyecto cumple con las leyes ambientales naciona-les y locales.

No hay requisitos proactivos para los beneficios colaterales; es suficiente demos-trar que el proyecto cumple con las leyes ambientales naciona-les y locales.

Los beneficios de sus-tentabilidad deberán evaluarse y monito-rearse.

Deben ser “adicionales”, es decir, que las actividades del proyecto deben diferir de las prácticas comunes (por lo general determinadas por la legislación del país) y que no se llevarían a cabo en ausencia de los incentivos económicos, sociales y ambientales que provee el mercado de carbono.

El MDL ha desarro-llado un conjunto de herramientas de adicionalidad. Pueden encontrarse en el sitio oficial del MDL (www. http://cdm.unfccc.int/).

•Pruebadeexceden-te sobre la regulación.

•Pruebadebarrerasen la implementación.

•Pruebadeprácticacomún.

Herramienta de adicionalidad para el MDL (última versión).

Cumplir con los requisitos legales esti-pulados por el país.

X X X

Generar reducciones de emisiones de GEI en un país en desarrollo que sean reales, medibles y de largo plazo.

X X X



VCS GS

La reducción de emisiones debe ser certificada por una tercera parte inde-pendiente. Estas partes son las encar-gadas de validar los proyectos MDL propuestos o de verificar y certificar reducciones de emisiones.

X X X

Requisitos para el dueño de proyecto

Contar con las constancias de haber cumplido con los requisitos de las leyes nacionales vigentes (ambientales, comerciales y demás).

X X X

Contar con la documentación técnica exigida por el mercado de carbono.

X X X

Contar con la carta de endoso del país anfitrión para el proyecto, emitida por la AND.

X No es obligatorio Es obligatorio que la AND tenga conoci-miento del proyecto, pero no se requiere que emita una carta de endoso.

Fuente: Elaboración propia, SNV, 2011.

Demostrar la adicionalidad del proyecto y establecer la línea de baseEl concepto de adicionalidad es muy importante en el mercado de carbo-no. Esencialmente, este plantea una sencilla pregunta: ¿un proyecto habría ocurrido de todas formas, incluso en ausencia de los ingresos por los bo-nos de carbono? El análisis de la adi-cionalidad está relacionado con la po-sibilidad de verificar que la actividad de proyecto no se hubiera ejecutado en ausencia del MDL (Finanzas Car-bono, agosto 2011). En la práctica, la adicionalidad es difícil de demostrar. Para conocer sobre los procedimien-tos para demostrarla, es recomenda-ble consultar la página oficial del MDL.

La adicionalidad de un proyecto es tan importante en el mercado volun-tario de carbono como en el MDL; de hecho, la mayoría de las reglas de adicionalidad del MDL aplican tam-bién para el mercado voluntario de carbono.

La adicionalidad se define como una actividad de proyecto que tendrá ca-rácter adicional si la reducción de emisiones de GEI es superior a la que se produciría en un escenario de línea de base. Este se refiere al volumen de emisiones de GEI generado bajo el escenario más plausible, habitual o probable (business as usual) en au-sencia de un proyecto.


El escenario de línea de base sirve para demostrar cómo un proyecto contribuye a la reducción de emisio-nes. La diferencia entre las emisiones emitidas en el escenario de línea de base y las emisiones emitidas durante el proyecto, representa el volumen de emisiones reducidas que se certifican como bonos de carbono.

La figura 11 ejemplifica cómo un pro-yecto contribuye a la reducción de emisiones de GEI.

En la figura anterior se ilustra un ejem-plo del escenario de línea de base re-presentado por la práctica común de mantener lagunas de oxidación abier-tas donde se depositan las aguas re-siduales provenientes de la extracción de aceite de palma africana. Estas aguas no reciben tratamiento alguno, por lo que liberan gas metano direc-tamente a la atmósfera. La cantidad de emisiones son contabilizadas y el volumen total de emisiones en el es-cenario de línea de base se represen-ta por la línea superior de la figura 11.

Desarrollar un proyecto de captura de metano de las lagunas de oxidación, constituye el escenario de emisiones con el proyecto. Se contabiliza el vo-lumen total de emisiones generadas por el proyecto y se representa por la línea inferior de la misma figura.

La diferencia entre las emisiones emi-tidas en el escenario de ausencia del proyecto, y las emitidas en el esce-nario con el proyecto, constituye el volumen de emisiones reducidas re-presentadas por tCO2e y que se cer-tifican como bonos de carbono (área sombreada en azul de la figura 11).

Las metodologías de línea de base y de monitoreo representan las guías y procedimientos que se deben utilizar para demostrar la adicionalidad de un proyecto; para identificar el escena-rio de línea de base; para calcular las reducciones de emisiones resultantes de la implementación del proyecto; y para implementar el plan de monito-reo (Finanzas Carbono, al 18 de mayo 2011). Utilizar las metodologías y sus resultados es parte del PDD.

Para conocer más detalles sobre el conjunto de metodologías que pue-den emplearse para desarrollar un proyecto de biogás, consultar el ane-xo 5.

FIGURA 11. Comparación de la línea de base y el escenario de emisiones reducidas para un proyecto en el mercado de carbono

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1.

EmisionestCO2e

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5 10 15 20

15,000

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30,000

37,500

45,000

Años de acreditación

Escenario de emisiones con el proyecto

Escenario de emisiones sin el proyecto (línea de base)

Créditos de carbono

21


Tamaño de los proyectosEL MDL, el VCS y el GS clasifican los proyectos de acuerdo a su tamaño. Existen proyectos de gran escala y pequeña escala, así como los de mi-croescala. Un proyecto es de gran escala cuando sobrepasa los límites establecidos para los proyectos pe-queños. Los proyectos de pequeña escala son de tres tipos:27

Los proyectos de pequeña escala tienen la ventaja de seguir procedi-mientos más simplificados que los de gran escala. Sin embargo, muchos proyectos son tan pequeños y dis-persos, que no se pueden desarrollar como de pequeña escala, principal-mente por los costos relacionados. Para este tipo de proyectos existen los Programas de Actividades.

27 1 kilo tonelada=1,000 toneladas

Programa de actividadesEn 2007, el MDL amplió la participa-ción de proyectos muy pequeños y dispersos mediante los Programas de Actividades (PoA). Contrario a lo que ocurre con la reducción de emi-siones mediante proyectos grandes o pequeños, los PoA representan una estructura general donde puede in-cluirse una cantidad ilimitada de ac-tividades de reducción de emisiones que son de pequeña escala y que se encuentran geográficamente disper-sas.

Las actividades desarrolladas bajo un PoA reciben el nombre de Activida-des Programáticas del MDL (CPA, por sus siglas en inglés). Cada CPA puede consistir en un único proyecto o pue-de agrupar subproyectos más peque-ños (ver figura 12). Cuando la suma de los CPA es significativa, genera una cantidad de bonos de carbono cuyo valor monetario puede marcar una diferencia para el programa.

Aspectos organizativos, financieros, legales y del carbono

La tabla 62 resume algunas de las tareas organizativas, financieras, le-gales y relativas al carbono que co-rresponden al desarrollo de un PoA.

El éxito de un PoA, requiere de una gestión eficaz e integrada de los as-pectos organizativos, financieros, le-gales y relativos al carbono en una estructura coherente. Esta responsa-bilidad recae en la entidad coordina-dora del PoA.

l Tipo I: Actividades de proyectos de energía renovable que requieren tecnología que remplaza el uso de combustibles fósiles. La capacidad instalada de la tecnología debe ser de un máximo de 15 MWelectrici-dad o 45 MWtérmicos (o equivalen-te apropiado).

l Tipo II: Actividades de proyectos de mejora de eficiencia energética que reduzcan el consumo de ener-gía, por el lado de la oferta y/o de la demanda, con un máximo equiva-lente de 60 Giga Watt hora por año (GWh/año).

l Tipo III: Otras actividades de pro-yectos que reduzcan las emisiones en la fuente y emitan directamente menos de 60 kilo toneladas de CO2e (ktCO2e

27) por año (UNFCCC, 2007).


Entidad coordinadora del PoA

La entidad coordinadora de un PoA está encargada de la administración de los aspectos organizativos, fi-nancieros, legales y los relativos al carbono. Se requiere que tenga una presencia regional fuerte, o indirecta-mente, a través de una red de socios que faciliten el alcance a nivel local del programa.

Algunas de las entidades candidatas a coordinar un PoA son: a) bancos de desarrollo, estatales y privados que tienen experiencia en programas de financiamiento con el componente ambiental; b) empresas con expe-riencia en programas de demanda de productos / servicios; c) las au-toridades públicas en el área de pro-tección ambiental, energía, transporte o viviendas y organizaciones no gu-bernamentales con experiencia en proyectos participativos de desarrollo sostenible.

La entidad coordinadora de un PoA puede delegar y contratar los servi-cios para desarrollar las tareas que considere fuera del alcance de sus capacidades y experiencia. Al exter-nalizar tareas, es importante que los roles, derechos y responsabilidades de las entidades y actores involucra-dos estén claramente definidos.

Un servicio que se puede contratar, es el de una empresa especializada que se encargue de los aspectos re-lativos al carbono. Estas empresas tienen un rol específico y definido por el MDL. Ejemplos de su rol son la administración y supervisión de la entidad responsable de la validación y verificación de las reducciones de emisiones, la comunicación oficial con la Junta Ejecutiva del MDL, el re-gistro del programa y su aprobación (Climate Focus, 2011).

FIGURA 12. Mecanismos de funcionamiento de un Programa de Actividades

Programa de Actividades

CPA 1Único proyecto

CPA 2Único proyecto

CPA 3Agrupación (bundle)

de proyectos

CPA 4Agrupación (bundle)

de proyectos

Sub-proyecto 1 Sub-proyecto 1




TAblA 62. Tareas correspondientes al desarrollo de un PoA

Diseño del Programa

• Diseñar el programa• Diseñar un plan de negocios sólido• Diseñar una hoja de ruta que proporcione orientación a todos los actores relevantes en

el programa

Aspectos relacionados con el carbono (es decir, los aspectos que se relacionan directamente con la gestión del proyecto en el mercado de carbono)

• Desarrollar internamente conocimiento especializado sobre el MDL o tercerizarlo.• Redactar y remitir la documentación requerida para el PoA y para cada CPA, e informes

de monitoreo.• Contratar y coordinar a las entidades validadoras y verificadoras.• Obtener las cartas de aprobación y autorización de la AND.• Coordinar la emisión de los CER.

Aspectos relacionados al desarrollo y administración de la estructura operativa / legal

• Establecer y administrar una base de datos central con la información del proyecto.• Expandir la capacidad operativa a medida que se desarrolle el proyecto.• Administrar y organizar contratos y acuerdos entre los grupos interesados y los

participantes.• Asegurar la propiedad de los ingresos de carbono.

Recaudación de fondos y gestión financiera

• Asumir la responsabilidad de organizar la financiación del programa, y/o apoyar a desarrolladores de CPA individuales mediante la búsqueda de financiamiento.

• Promover el programa. • Desarrollar e implementar un esquema de incentivos que atraiga participantes, por

ejemplo, mediante donaciones aplicadas, subsidios o préstamos.• Organizar la distribución o utilización de los ingresos de carbono.

Distribución y mantenimiento de la tecnología

• Asegurar el acceso a la tecnología y a los servicios relacionados.• Asegurar que la tecnología cumpla a largo plazo con los criterios de diseño y los

requisitos definidos en los documentos del MDL.• Coordinar la distribución de la tecnología, la instalación y los servicios de

mantenimiento, y reparación.

Coordinación y comunicaciones con los grupos interesados

• Cumplir con las responsabilidades relacionadas con la comunicación directa con la entidad reguladora del carbono.

• Organizar reuniones de los grupos interesados e integrar las sugerencias o abordar las inquietudes en el diseño del programa.

• Coordinación entre todos los actores involucrados, incluyendo financistas, proveedores de tecnología, participantes del programa, validadores y autoridades pertinentes del país anfitrión.

• Desarrollar una red interna de personal o de socios locales reconocidos que brinden apoyo para la difusión del programa.

• Funcionar como entidad de contacto/punto para todos los asuntos relacionados con el programa y las entidades involucradas (e.g. los diferentes propietarios, desarrolladores y financistas de cada CPA).

Fuente: Climate Focus, 2011.


Es preferible que la entidad coordina-dora del programa tenga experiencia en desarrollar otros PoA. De no tener dicha experiencia, por lo menos se recomienda que tenga práctica en la organización de programas con la intervención de varios participantes. Además, es conveniente que cuen-te con conocimiento amplio sobre el mercado de carbono y el funciona-miento de un PoA. Todo lo anterior incrementa la posibilidad de tener una mejor administración de un programa.

El PoA requiere de la participación de varios actores y entidades. En-tre ellos: las empresas consultoras especializadas en el mercado de carbono, los proveedores de tecno-logía, instituciones financieras, los desarrolladores de los CPA y orga-nismos gubernamentales claves. Las entidades de validación del programa y de verificación de la reducción de emisiones (Entidades Operacionales Designadas) prestan un servicio que es obligatorio contratar. Asimismo, se requiere de la participación obligato-ria de la Autoridad Nacional Designa-da para la emisión de las cartas de aprobación del PoA, y de la partici-pación oficial en el PoA de la entidad encargada de la comunicación oficial del programa.

El desarrollo exitoso de un PoA re-quiere de la aceptación pública y po-lítica. Con el propósito de despertar el interés de los potenciales partici-pantes y generar presión pública y compromiso político para desarrollar un programa, se sugiere organizar reuniones con los actores y entida-des claves, generar y distribuir infor-mación sobre las CPA a desarrollar, y promocionar el proyecto de manera activa para su rápido crecimiento.

Los PoA pueden servir de incentivo para mejorar el cumplimiento de la legislación ambiental vigente que no presenta un alto grado de cumplimien-to en el país. Lo anterior convierte a los PoA en herramientas o incentivos para alcanzar metas de reducción de emisiones más ambiciosas.

La información presentada en este apartado aplica a las opciones com-parables que se desarrollan en el VCS y el GS. Dichas opciones no están li-mitadas a la fecha de vencimiento del primer período del PK. El VCS utiliza el concepto de Agrupamiento de Pro-yectos, que es similar a los PoA bajo el MDL. El Agrupamiento de Proyectos permite al desarrollador de proyec-tos reunir una serie de actividades similares y monitorearlas en forma uniforme. Al igual que en el caso de los PoA, no es necesario identificar todas las actividades al momento de su registro (Climate Focus, 2011).

El Gold Standard se utiliza para pro-yectos voluntarios y también como una marca de calidad en proyectos del MDL. Se utiliza para los PoA del MDL y PoA voluntarios, para los que presenta una ventaja fundamental: permite agregar actividades de pro-yecto al PoA, incluso si su fecha de inicio es anterior a la fecha de registro del PoA (Climate Focus, 2011).

La publicación “PoA Blueprint Book de KfW” (2009) incluye esquemas or-ganizativos para una amplia variedad de PoA, que van desde estufas do-mésticas a calderas industriales. Otra guía interesante ha sido publicada por UNEP Risø, titulada “Primer on MDL Programme of Activities” (2009), que describe varios modelos organizati-vos y algunos ejemplos de PoA.


El documento “Climate Focus PoA Handbook”, publicado por Climate Focus (2011), resume y presenta ma-yores detalles al respecto. También recomienda otras fuentes bibliográfi-cas relacionadas con los PoA.

Al 11 de agosto de 2011, se han re-gistrado once PoA en el MDL. El úni-co que corresponde a la captura de metano, es el “Methane capture and combustion from Animal Waste Ma-nagement System (AWMS) of the 3S Program farms of the Instituto Sadia de Sustentabilidade”.

En resumen, este PoA tiene como ob-jetivo instalar más de 1.000 biodiges-tores en cinco provincias de Brasil. Es coordinado por el Instituto Sadia de Sustentabilidade, una organización sin fines de lucro vinculada a Sadia, un productor de alimentos enfriados y congelados. Sadia creó ese Instituto para que asumiera la responsabilidad de la gestión de este PoA; externali-zó al Instituto la función de empresa consultora especializada en el mer-cado de carbono. Su PDD se puede encontrar en la página oficial de la CMNUCC.

Acciones nacionales apropiadas de mitigaciónLas Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (NAMA, por sus siglas en inglés) fueron formalizadas como una opción de mitigación para los países en desarrollo, en el contexto de la negociación sobre acción coo-perativa a largo plazo en el marco de la Convención Marco de las Nacio-nes Unidas para el Cambio Climático (UNFCCC), bajo el Plan de Acción de Bali, adoptado en 2007. El Plan de

Acción de Bali proponía el examen de “Medidas de mitigación adecuadas a cada país por las Partes que son países en desarrollo en el contexto del desarrollo sostenible, apoyadas y facilitadas por tecnologías, finan-ciación y actividades de fomento de la capacidad, de manera mensurable, notificable y verificable”.

Aunque existen diversas interpreta-ciones sobre la noción de las NAMA, de modo general se entiende que es-tas serían acciones, propuestas por los países en desarrollo, que reducen sustancialmente las emisiones de GEI por debajo del nivel que resulta de seguir haciendo las cosas bajo el es-cenario más plausible, habitual o pro-bable (business as usual). Las NAMA abarcan tanto los esfuerzos para construir capacidades para reducir emisiones, como las medidas para reducirlas, y pueden adoptar la forma de políticas y medidas, regulaciones, estándares, programas e incluso de incentivos financieros. Asimismo, podrían incluir uno o más sectores, y sería posible desarrollar más de una

NAMA en un solo sector.

Debido a su alcance, amplitud y flexi-bilidad, las NAMA pueden convertirse en un puente entre los países desa-rrollados y en desarrollo para facilitar la mitigación, pues están en línea con el principio de las responsabilidades comunes, pero diferenciadas.

La negociación internacional en cam-bio climático permitió que el concepto de NAMA fuera paulatinamente ela-borado y refinado desde su inserción inicial como objeto de negociación. Actualmente, las NAMA representan lo que parece ser un mecanismo pro-metedor para después de 2012, con objeto de proveer reducciones en la escala necesaria y que sean efecti-


vas, para canalizar recursos finan-cieros y tecnológicos, y para hacerlo de tal modo que esas acciones pue-dan ser reconocidas y mensuradas, permitiendo que los países en desa-rrollo pongan en marcha acciones apropiadas a sus circunstancias, al tiempo que reciben de los países de-sarrollados los recursos financieros, tecnológicos y de asistencia técnica necesarios para la ejecución de esas acciones. A la vez, debido a su al-cance, las NAMA tienen potencial para entregar contribuciones sustantivas en términos de reducción de GEI.

Los resultados de la última sesión de la Conferencia de las Partes celebra-da en diciembre de 2010 en Cancún, México, representan importantes pro-gresos en la elaboración del concepto de NAMA, pues incluyen la creación de un registro de la oferta de NAMA por un lado, y de apoyo financiero y tecnológico por el otro; el acceso a los recursos financieros que podrían provenir del Fondo Climático Verde y las orientaciones para elaborar crite-rios para que las reducciones sean sometidas a escrutinio de manera mensurable, notificable y verificable. Estas tareas deberán estar finalizadas en diciembre de 2011 (Finanzas Car-bono, a agosto 2011).

Potencial de reducción de emisiones en cada sectorPara cada sector seleccionado para este estudio, se estimó la cantidad de toneladas de dióxido de carbono equivalente (tCO2e) que podrían dejar de ser emitidas a la atmosfera para generar biogás.

Para las estimaciones de las tCO2e, se utilizaron los datos de producción más recientes, que son generados por el INE o las asociaciones de pro-ductores. Para cada sector se consi-deró el volumen total de producción y se multiplicó por un factor de con-versión (calculado con base en los resultados de muestras tomadas en una empresa representativa por sec-tor) que permitió estimar el volumen total de desechos generados. Estos desechos corresponden a aguas re-siduales y residuos sólidos.

Durante las entrevistas a las empre-sas que colaboraron con el estudio, se identificaron los desechos que no tienen uso en el sector, y para los cua-les corresponden las estimaciones de tCO2e. La tabla 63 presenta el resu-men de tales estimaciones, tomando únicamente las aguas residuales de los procesos productivos, a excep-ción del sector café, donde se hizo una estimación para las aguas mieles y los desechos sólidos.

Si en el sector café se utilizara la pulpa y las aguas mieles para generar bio-gás, en conjunto tiene un potencial de reducir más de un millón de tCO2e al año. Si solo se consideran las aguas mieles, se calcula una reducción de emisiones de aproximadamente 244,000 toneladas. Actualmente la pulpa es utilizada como abono, por lo que considerar otro uso requiere de un análisis de costo beneficio.

Las aguas residuales de la palma afri-cana tienen un alto potencial para la reducción de emisiones a la atmós-fera; se calcula que pueden contribuir en aproximadamente 290,000 tCO2e al año.


En las granjas porcinas se estiman alrededor de 151,000 tCO2e prove-nientes de las aguas residuales que corresponden al estiércol que ha sido mezclado con agua y que se genera en las porquerizas.

En los ingenios azucareros, la mayoría de los residuos se utiliza en el proceso productivo; las aguas residuales son las únicas que actualmente no tienen un uso, por lo que se podrían utilizar para generar biogás. La estimación para este sector es de 108,324 tCO2e al año.

Para la actividad de ordeño de vacas, hay que considerar que las estimacio-nes se basaron en una planta poco co-mún en el país (altamente productiva), dado que fue la que se mostró dispo-nible a apoyar al momento de realizar el estudio (29,904 tCO2e anuales).

En el procesamiento de lácteos y pro-ducción de jugos se generan desper-dicios líquidos que corresponden a derrames de leche, del concentrado de frutas, así como el suero de los productos lácteos; estos desechos son mezclados con las aguas de la-vado. Las estimaciones se calculan en 23,142 tCO2e anuales.

En los mataderos de bovinos y porci-nos, los desechos líquidos se derivan del lavado de la planta de matanza. Estos desechos comprenden el es-tiércol que los animales generan en la planta, la sangre y los detergentes utilizados para la limpieza. Es impor-tante mencionar que los residuos só-lidos (estiércol) que son generados fuera de la planta (durante el tiempo de cuarentena) y de los camiones que transportan a los animales, no tienen un uso actualmente, y se acumulan en un lugar designado dentro del ma-tadero, donde se seca al aire libre. No se logró hacer una estimación de

TAblA 63. Estimaciones de toneladas de dióxido de carbono equivalente por sector

Sector tCO2e equivalentes/ año

Sector café, cosecha 2009-2010 (IHCAFE). Aguas residuales + sólidos (pulpa)

1,239,126

Sector café, cosecha 2009-2010 (IHCAFE). Aguas residuales

244,280

Palma africana (INE, 2008) 289,506

Granjas porcinas (INE, 2008) 150,780

Ingenios azucareros, zafra 2009-2010 (APAH) 108,234

Ordeño de vacas (INE, 2008) 29,904

Sector lácteo (INE, 2008) 23,142

Mataderos de bovinos y cerdos (INE, 2008) 3,675

Planta procesadora de pollos (ANAVIH, 2010) 1,848

TOTAL 2,090,495



tCO2e, de estos desperdicios, debido a que no existe registro del volumen de estiércol acumulado y no se logró cuantificar un volumen significativo durante las visitas de campo. Se re-comienda tomar nota de este hecho, de manera que se comience a ge-nerar estadísticas al respecto, para cuantificar el volumen producido y así poder estimar las tCO2e en base al estiércol.

En las plantas procesadoras de pollos se generan varios subproductos que tienen un mercado nacional e interna-cional. Es por ello que las tCO2e son bajas en comparación con los otros sectores, dado que el único residuo son las aguas del lavado, que no re-presentan un volumen con carga or-gánica significativa.

En conclusión, las estimaciones de emisiones reducidas de GEI (repre-sentadas en toneladas de CO2e) in-dican el potencial de contribución a la mitigación del cambio climático. No implica ni sugiere que sea factible desarrollar un proyecto de pequeña o gran escala, o un PoA. Para de-sarrollar un proyecto que reduzca emisiones de GEI que puedan ser certificadas como bonos de carbo-no, es preciso cumplir con los as-pectos relevantes mencionados en este capítulo.


Mapeo de fuentes potenciales de financiamiento para iniciativas de biogás y el mercado de carbono

Aun con el potencial para generar biogás identificado en este estudio, el limitado acceso a capital para la inversión es una barrera importante. Si bien los sistemas de biogás pue-den proveer beneficios ambientales, sociales y económicos, los financia-dores califican los proyectos y enfo-can sus análisis económicos en la capacidad de producción de energía, particularmente eléctrica.

Por lo anterior, en esta sección se analiza el acceso a fondos para fi-nanciamiento de proyectos privados de generación de energía renovable en general y se describen los meca-nismos, fuentes de fondos y tipos de productos a los que podrían acceder los potenciales proponentes o desa-rrolladores de proyectos de biogás.

Financiamiento de proyectos de energía renovable (biogás)Se entrevistó a funcionarios de tres bancos comerciales, seleccionados por su posicionamiento en el sector y alta representatividad en el finan-ciamiento de servicios, incluyendo préstamos para proyectos de gene-ración de energía. Estos tres bancos, en conjunto, son responsables del 41% de la cartera de servicios de la

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banca comercial, y uno de estos es de capital internacional. También se entrevistó a funcionarios de un ban-co estatal de segundo piso y de una fundación que apoya instituciones de microcrédito.

Las entrevistas se enfocaron en co-nocer qué productos ofrece el ban-co para financiar proyectos de ge-neración de energía; cuántos están financiando y para qué tipo de gene-ración; el conocimiento sobre fuentes de energía renovable y el mercado de carbono; y, finalmente, la políti-ca institucional e interés en financiar proyectos energéticos. Los resulta-dos de las entrevistas28 se resumen a continuación.

Ninguna de las instituciones entrevis-tadas ha desarrollado un producto fi-nanciero con condiciones adaptadas a proyectos de generación de ener-gía; de hecho, según los actores del sector, no existe un producto de tal naturaleza en todo el sistema finan-ciero nacional. No obstante, todos los bancos consultados financian, o han financiado, proyectos para generar energía. En la actualidad, uno de ellos financia un proyecto de generación de energía por medio de biomasa de

28 Los datos de cada institución entrevistada y nombres de las personas se adjuntan en el apartado de fuentes documentales y bibliográficas.


la industria de extracción de aceite de palma africana.

A excepción de uno de los bancos entrevistados, todos manifiestan una baja colocación de fondos en pro-yectos de energía renovable, que no supera el 1% de su cartera total. Ade-más, no tienen una política definida para financiar este sector, y participan de manera circunstancial y coyuntu-ral. Esto se refleja en el alto escrutinio y lentitud con que son procesadas las solicitudes de clientes.

Los motivos que más destacaron los entrevistados fueron la falta de con-fianza en el mercado debido, en par-te, a la actuación de las instituciones públicas en el momento de aprobar este tipo de proyectos. Algo muy im-portante es la falta de conocimiento técnico, y la limitada capacidad de análisis de los proyectos. En efecto, solo uno de los bancos se declaró experimentado y técnicamente ca-paz para el análisis apropiado de proyectos de energía, y ya adoptó el “Project Finance” como metodología apropiada. Además, este es el primer banco del país en realizar un análi-sis del impacto ambiental a sus cien clientes más grandes en términos de préstamos.

Dos de las instituciones entrevista-das no son bancos comerciales: se trata de un banco estatal de segundo piso y un financiador de instituciones de microcrédito. El banco de segun-do piso se enfoca en dos activida-des económicas, pero incluye como actividad elegible para financiación la producción de energía renovable. Por tratarse de un banco de segun-do piso, los fondos están disponibles, para su intermediación, en todos los bancos del sistema financiero nacio-nal, financieras y algunas cooperati-

vas. Sin embargo, la demanda para proyectos de energía es muy baja. Actualmente solo existen dos pro-yectos financiados y uno en proceso de aprobación.

Los fondos de este banco —provistos por el Estado a través de sus propios fondos y de recursos movilizados de acuerdos bilaterales y multilatera-les—, tienen condiciones de plazo más amplias y una tasa de interés mu-cho menor que las disponibles en la banca comercial. El financiamiento en la línea de producción se puede apro-bar por un monto máximo de 50 mi-llones de lempiras (aproximadamente USD 2.6 millones) por proyecto, a un plazo de siete años más un período de gracia de tres años (10 años en total), a una tasa de 10%. Además, re-quiere de un 15% de coinversión, que es la mitad de lo que normalmente exigen los bancos en sus productos financieros convencionales.

La última institución entrevistada es una importante representante del sec-tor de microcréditos, que enfrenta una creciente demanda de proyectos de energía para viviendas. Por ello está estableciendo un fondo de $6 millo-nes para este rubro, que estará dis-ponible para sus 25 microfinancieras afiliadas. Algunas de estas ya están financiando proyectos energéticos, la mayoría para consumo de hogares, que se generan por tecnología de tipo solar o eólica. En las microfinancieras tampoco existe un producto particu-lar para financiar iniciativas de energía renovable/biogás; por tanto, las atien-den como proyectos especiales y, en otros casos, como financiamiento de activos fijos. También es una limitan-te importante el desconocimiento del tema y la limitada capacidad para evaluar los proyectos.


Todos los entrevistados expresaron interés por crecer en la participación de proyectos para generar energía, pero las limitantes que enfrentan son significativas. Primero, la limi-tada capacidad de análisis, que es parcialmente solventada apoyándo-se en la Asociación Hondureña de Instituciones Bancarias (AHIBA), en otras organizaciones con presencia nacional y enfoque en el sector ener-gético (BCIE, AHPPER y PNUD) y, en algunos casos, en consultores inter-nacionales. Segundo, el alto porcen-taje de coinversión es muchas veces una barrera para los proponentes de proyectos. Este porcentaje varía se-gún la fuente de fondos, y va desde el 15% hasta el 50%. Esto induce a los analistas a perfilar clientes con un fuerte respaldo económico de capital para cubrir la coinversión requerida, y garantizar el repago de la deuda en caso de que el proyecto no genere los flujos suficientes. Tercero, las tasas de interés y plazos que los bancos ofrecen por sus fondos propios no son adecuadas para los clientes.

En tal sentido, las fuentes de fondos siempre son externas y, preferible-mente, en divisa extranjera; pero es-tas son limitadas y su gestión suele ser lenta. Sumado a esto, el proce-so de aprobación del financiamien-to resulta costoso, por lo que estos bancos establecen límites mínimos de tamaño, que oscilan entre 0.5 a 1.5 MW de capacidad instalada. En vista de lo anterior, y para contribuir al análisis financiero de potenciales proyectos en los sectores objeto de estudio, a continuación se presenta una tabla que muestra los factores de conversión de biogás a energía en términos económicos.

Como puede observarse, la energía eléctrica asociada a la producción de biogás tendría un precio de merca-do de unos 102.1 MUSD/año (1,942.9 ML/año). En este caso se estiman los ingresos por conversión de biogás a electricidad en moneda nacional con un factor de conversión de 1 USD = 19.03 L. Sin embargo, debe tomarse en cuenta que, para producir electrici-dad, un proyecto de biogás debe ser catalogado como mediano o grande.

Para racionalizar las cifras presenta-das en la tabla anterior, se ofrece el ejemplo de un proyecto a pequeña-mediana escala: un estudio de pre-factibilidad realizado en una empre-sa cooperativa dedicada a apoyar la producción, beneficiado y comercia-lización de café (aproximadamente 44.000 quintales de café pergamino seco por cosecha). Se estimó que la misma podría producir 210 m3 bio-gás/día en su central de beneficiado húmedo, lo que significaría 386 kWh/día o 46.320 kWh/temporada. Sin embargo, la rentabilidad del proyecto dependerá de si puede obtener ingre-sos extras del mercado de carbono (adicionalidad), ya que el flujo de caja señala que la inversión no podría re-cuperarse en los siguientes diez años de su implementación. La alternativa para esta empresa, en caso de que no logre los ingresos extras, sería dar-le otro uso al biogás que se genere; por ejemplo, quemarlo directamente en la tostadora de café para sustituir el gas licuado.


Las instituciones movilizan recursos de fuentes nacionales e internacio-nales para financiar los proyectos del sector energético, y algunos bancos establecen alianzas con fondos inter-nacionales. Sin embargo, los entrevis-

tados destacaron que las fuentes de fondos más utilizadas por todos los actores es el banco estatal de segun-do piso y los bancos multilaterales, sobre todo el BCIE29.

29 Solo durante 2010, el BCIE aprobó iniciati-vas de desarrollo a Honduras por un valor de 480 millones de dólares.

TAblA 64. Estimación de ingresos por conversión de biogás a energía eléctrica

Sector/actividad Sustrato/desechoValor mercado

electricidad USD/año

Disponibilidad anual

(meses)

1. Granjas avícolas Estiércol de las aves (gallinaza) 32,075,876 12

Compost, aves muertas 2,027,606 12

TOTAL 34,103,481 12

2. Salas de ordeño Aguas residuales de la sala 2,114,845 12

Estiércol no diluido 20,205,111 12

TOTAL 22,319,956 12


Aguas residuales de beneficiado 5,021,931 4

Pulpa de café 12,084,751 4

TOTAL 17,106,682 4

4. Extractoras de aceite de palma


11,178,406 12

5. Granjas porquerizas Aguas residuales de la granja 8,718,615 12

Cerdaza recuperada de las aguas residuales 246,959 12

TOTAL 8,965,574 12

6. Ingenios azucareros Aguas residuales de ingenio 5,092,218 6

TOTAL 5,092,218 6

7. Procesadoras de leche y lácteos


1,987,133 12


Aguas residuales del matadero 271,704 12

Estiércol, transporte de aves 19,390 12

Harina de carne 785,800 12

TOTAL 1,076,894 12


Aguas residuales del matadero 225,840 12

TOTAL 225,840

TOTAL INGRESOS 102,056,185



TAblA 65. Mapeo de fondos disponibles para proyectos de energía renovable

Nombre de Fondo, Organización o Proyecto

País sede

Cobertura Propósito del fondoTamaño del fondo

Actores relevantes/ observaciones

Fondo para Energía Renovable y Pro-ducción más Limpia en Centro América

Central American Renewable Ener-gy and Cleaner Production (CAREC) Facility

Estados Unidos

Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, Panamá

Financiamiento de proyec-tos de energía renovable con financiación “mezza-nine” para demostrar su capacidad de transformar el financiamiento banca-rio local. El fondo puede invertir con bancos locales mediante créditos corrien-tes, subordinados, acciones preferentes y comunes, o una combinación de los anteriores, para apoyar a pequeños y medianos desa-rrolladores de proyectos.

USD 20,000,000

USD 500 mil hasta 2.5 millones por proyecto

USAID, Triodos, Fondo para de-sarrollar Energía Renovable, Finn Fund (Banco Finlandés para el Desarrollo), BIO (Banco de Bélgica para el Desarrollo), BCIE, BID.

Programa Lati-noamericano de Carbono Energías Limpias y Alternati-vas, PLAC+e

Vene-zuela

América Latina

Los temas de financiamien-to se enfocan desde tres perspectivas: Esquemas de financiamiento existentes; Anticipos en los ingresos futuros por reducciones de emisiones; Programa para proyectos de Eficien-cia Energética y Energías Alternativas.

USD 130,000,000

KfW (Banco Alemán de Desarrollo)

PLAC es un subpro-yecto de la Corpo-ración Andina de Fomento, CAF.

Iniciativa Nórdica de Clima para Países en Desarrollo

Nordic Climate Initiative for Deve-loping Countries (NCF)

Finlan-dia

África, Asia y América Latina (Bolivia, Honduras y Nicaragua)

Financiamiento no reem-bolsable para proyectos relacionados con el cambio climático. Los proyectos aprobados reciben entre 250,000 y 500,000 euros.

-- NDF (Fondo Nórdico para el Desarrollo), NEFCO (Corpo-ración Financiera Nórdica para el Ambiente).

La Corporación Financiera Nórdica para el Medioam-biente (NEFCO) es una institución financiera interna-cional establecida en 1990 por los 5 países nórdicos: Di-namarca, Finlandia, Islandia, Noruega y Suecia.



País sede



Fondo por el Clima

ProClimate Facility (ProCF)

Finlan-dia

África, Asia y América Latina (Bolivia, Honduras y Nicaragua)

Se propone mitigar el cambio climático, mejorar la capacidad de los países para adaptarse al cambio climático, así como para mejorar los medios de subsistencia mediante la eliminación de barreras a la inversión para, por ejemplo, energía renovable, eficien-cia energética, el agua y la gestión de residuos, e inversiones relacionadas con el cambio climático, otorgamiento de garantías parciales, así como otras fuentes de financiación para los proyectos.

10,000,000 euros

1-2 millones por proyecto

NDF (Fondo Nórdico para el Desarrollo), NEFCO (Corpo-ración Financiera Nórdica para el Ambiente).

Incluye hasta un millón de euros para asistencia técnica.

Fondo Mezzanine para la Infraes-tructura en Centro América

Central American Mezzanine In-frastructure Fund (CAMIF)

Estados Unidos

Centro-américa, Rep. Do-minicana, México y Colombia

Invierte en proyectos ener-gía, transporte, servicios públicos y telecomunicacio-nes. Puede incluir infraes-tructura, vivienda, agrone-gocios y turismo. Dentro de los instrumentos mezzanine que utiliza contempla los créditos subordinados, ac-ciones preferentes y otros de “cuasi-capital”.

USD 150,000,000

5-20 millones por proyecto

BID, IFC (del Grupo del Banco Mundial), Compañía Financie-ra Holandesa para el Desarrollo (FMO), BCIE, Fondos de México, FinnFund.

Prefiere proyectos que tengan capa-cidad de retribuir intereses o dividen-dos preferentes en un corto plazo, por lo que las inver-siones se ajustan particularmente a proyectos próximos a entrar en opera-ción.



País sede



Fondo de Capital de los Retos del Desa-fío del Milenio

MDG Equity Fund

Holanda Países en desarrollo de todo el mundo

Iniciativa privada enfocada en proveer soluciones de financiamiento y capital de largo plazo para proyectos que cumplen los Objetivos de Desarrollo del Milenio de las Naciones Unidas. Financia proyectos de ener-gía renovable y sostenible.

1.5 billones de euros

ROI am BV (Admi-nistrador), FMO, Organismo Multi-lateral de Garantía de Seguros (MIGA), Naciones Unidas.

La mayoría de proyectos que apoya han sido de generación eólica. Pero también finan-cia generación de biomasa y biocom-bustibles. El fondo trabaja en alianza con desarrolladores experimentados para apoyar a las empresas.

Fondo de los Retos del Desafío del Milenio para Energía Sostenible

MDG Sustainable Energy Fund

Holanda Países en desarrollo de todo el mundo

Invierte en proyectos de energía sostenible, energía renovable, biocombustibles, infraestructura y sanea-miento del agua.

-- ROI am BV (Administrador), FMO, Organismo Multilateral de Garantía de Seguros (MIGA).

Proyecto Aceleran-do las Inversiones en Energía Reno-vable en Centroa-mérica y Panamá (ARECA)

Hondu-ras

Centroa-mérica y Panamá

Su objetivo es promover el financiamiento a proyectos de energía renovable a través de la disminución de barreras financieras, mediante la implementa-ción de un mecanismo de garantía parcial de crédito y la creación de capacidades que impulsen desarrollar los pequeños proyectos de energía renovable en Centroamérica (menores a 10 MW).

Máximo USD 1 millón por proyecto

Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM), PNUD. Además de las garantías bancarias, promue-ve la preinversión, financiamiento y Certificación de Créditos de Car-bono para dichos proyectos.



País sede



Proyecto Mercados Centroamericanos para la Biodiversi-dad (CAMBio)

Hondu-ras

Centroa-mérica

Mipymes de 1-100 emplea-dos, que desean financiar proyectos amigables con la biodiversidad, nuevos o ya existentes.

USD 17,700,000

Máximo USD 1 millón por proyecto

FMAM. Junto con el financiamiento ofrece fondos no reembolsables para asistencia técnica a las empresas y un BioPremio, fondo de capital semilla para instituciones financieras interme-diarias sin fines de lucro que participen en el fondo.

Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM)

Global Environmen-tal Fund (GEF)

Estados Unidos

Mundial Apoyar con recursos las áreas estratégicas de actividad del FMAM: biodi-versidad, cambio climático y energía, aguas interna-cionales y áreas de focos múltiples que combinan la degradación del suelo, la biodiversidad y las aguas internacionales.

-- BID, PNUD.

Fondo de Desarrollo de MicroCarbonos

Micro Carbon Development Fund (MCDF)

Estados Unidos

Regional Financiar proyectos de eficiencia energética y donaciones a entre seis y diez proyectos capaces de ganar créditos de carbono a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) establecido por el Protocolo de Kyoto de las Naciones Unidas, así como por otros protocolos y normas de carbono.

USD 50,000,000

USD 2-8 por proyecto

Naciones Unidas, BID

Fuente: Elaboración propia a partir de información secundaria


Además de movilizar recursos ex-ternos, en los bancos es muy habi-tual la sindicación30 de préstamos, lo cual aumenta la capacidad de finan-ciamiento y, a la vez, diluye el riesgo para la institución involucrada. Los financiamientos sindicados permiten combinar financiamiento local con extranjero e, incluso, de otros inver-sionistas dispuestos a coinvertir en los proyectos. En general, la diversi-

30 El crédito sindicado es una de las formas en que las empresas consiguen financia-ción externa a través de deuda. La dife-rencia entre los créditos sindicados y los préstamos normales que las empresas obtienen de sus bancos es que, por el ta-maño del préstamo, este se divide entre varios bancos acreedores.

dad de fuentes de recursos externos y las formas en que se establecen los mecanismos para canalizarlos a las empresas, es bastante complejo. Par-ticipan muchos organismos interna-cionales y bancos multilaterales y de desarrollo; por tanto, combinan fon-dos privados y públicos, y préstamos con facilidades no reembolsables, por ejemplo, para financiar las fases de estudio o brindar asistencia técnica.

TAblA 66. Inversionistas privados con impacto social

Inversionista privado Ámbitos de interés Más información

E+Co • Realiza inversiones de energía limpia en países en desarrollo.

• Apoya modelos innovadores de negocios que ofre-cen soluciones duraderas al cambio climático y la pobreza.

www.eandco.net

Grassroots Business Fund

Ofrece capacitación, capital y orientación para que las personas puedan desarrollar y poner en marcha empre-sas viables y sostenibles.

www.gbfund.org

Fondo Ecoempresas (EcoE II)

Realiza inversión de capital para apoyar los mercados de ecosistemas y medios de vida comunitarios, ayudando a las empresas sostenibles alcanzar economías de escala y maximizar la conservación y el impacto social. EcoE II se centra en las pequeñas empresas y en crecimiento en industrias sostenibles como la agricultura orgánica y otras, como la energía basada en participación de la comunidad.

www.ecoenterprisesfund.com

Grupo Ecos Invierte en sectores como generación de energía renova-ble, biocombustibles y eficiencia energética, a través del fondo de coinversión sostenible.

www.grupoecos.com

Root Capital Proporciona capital, ofrece capacitación financiera y fortalece las conexiones de mercado para las empresas pequeñas y en crecimiento que buscan construir medios de vida sostenibles y transformar positivamente las comu-nidades rurales pobres y ambientalmente vulnerables.

www.rootcapital.org



Como puede apreciarse, los fondos se conforman de diversas fuentes que incluyen bancos multilaterales, bancos de desarrollo, bancos de in-versión, fondos privados, inversores independientes y otros. Esto se com-bina con diversos tipos de financia-miento que pueden incluir garantía de préstamos, capital de inversión, préstamos de largo plazo, fondos para sindicación de préstamos, fon-dos mixtos, fondos para donaciones, financiamiento de estudios y de asis-tencia técnica.

Los fondos también establecen perfi-les particulares de inversión, que los diferencian entre sí por condiciones como región geográfica, tipo de tec-nología de generación, etapa de de-sarrollo del proyecto a ser financiado, tamaño del proyecto por su capaci-dad de generación y por su impacto social y ambiental. Para saber dónde obtener mayor información, a conti-nuación se presenta una selección de inversionistas sociales que más se adaptan a este tipo de iniciativas.

Finalmente, aunque algunos fondos pueden ser gestionados directamente por la empresa que desea desarrollar el proyecto energético, la gran ma-yoría tiene varios niveles de interme-diación y administración, e intervie-ne en cada país a través de fondos o bancos con presencia local que les garantizan un proceso adecuado de verificación, aprobación, seguimiento y recuperación de los recursos.

Financiamiento de CarbonoUn aspecto importante que el dueño de proyecto debe tener en cuenta, es el financiamiento de carbono, que se refiere a los recursos destinados a la compra de bonos de carbono de proyectos que generan, o que se es-pera que generen, reducciones de GEI (Banco Mundial, al 23 de mayo, 2011). Esto se debe reflejar en los estudios de prefactibilidad y factibilidad eco-nómica-financiera que forman parte del ciclo financiero de un proyecto. Para beneficiarse del financiamiento de carbono, la estructura financiera base de un proyecto debe ser sólida. Algunos de los impactos que el finan-ciamiento de carbono puede tener en la viabilidad de un proyecto son:

l Mejorar la Tasa Interna de Retorno (TIR), dependiendo del tipo de proyecto, y atraer nuevos inversores que, de otra manera, no se hubiesen intere-sado en la inversión.

l El ERPA con una contraparte de crédito puede facilitar la ne-gociación con las instituciones financieras.

l Las contrapartes interesadas en la compra de bonos de car-bono pueden contribuir al pro-yecto con recursos adicionales, conocimiento técnico y expe-riencia (AEA, 2007).


Sobre el financiamiento de carbono, hay que tomar en cuenta que:

l Los flujos de ingreso por la venta de bonos de carbono son solo una pequeña parte del total del finan-ciamiento de un proyecto. Estos también dependen del volumen de bonos de carbono generados y vendidos, el tiempo de duración del ERPA y el precio de los bonos. La incertidumbre del mercado ha dado lugar a una reducción de los tiempos por los que se firma un ERPA y el precio de los bonos de carbono, reduciendo los flujos de ingresos por este concepto (AEA, 2007 y Banco Mundial 2010).

l Por lo general, los bonos son pa-gaderos al momento de su certifi-cación. Esto implica que, aun si re-sultase en flujo de caja significativo, la venta de bonos no resolvería el problema de financiar el proyecto en su etapa inicial. Es por ello que algunos dueños de proyectos ven-den los bonos por adelantado, a un precio más bajo, dado el riesgo que asume el comprador. Aunque el mercado ofrece algunas opcio-nes de pago por adelantado, las instituciones financieras han hecho pocos esfuerzos en monetizar los ERPA por cobrar, es decir, proveer recursos en base a la cantidad de bonos descritos en un ERPA y a ser emitidos en el futuro; esto, dado el relativo riesgo inherente a los pro-yectos del mercado de carbono, los marcos legales riesgosos y las in-certidumbres crónicas del mercado (AEA, 2007 y Banco Mundial 2010).

l No convierte un proyecto malo en uno bueno; sin embargo, sí pue-de mejorar la probabilidad de que buenas ideas se realicen como proyectos (AEA, 2007 y Banco Mundial 2010).

Fuentes de financiamiento disponibles La mayoría de los costos directos de los proyectos se producen durante la fase de planeación (preinversión); estos se consideran de alto riesgo, ya que no se recuperarán si el proyecto no se implementa. En consecuen-cia, deberán cubrirse por “capital de riesgo”. La situación se torna más compleja en cuanto a los costos de construcción / implementación (inver-sión) que son, por lo general, mucho mayores que los de planeación (Car-bono Finanzas, al 20 de mayo 2010).

Las fuentes de financiamiento más comunes son:

l Capital propio. l Préstamos provenientes de instituciones financieras nacionales o internacionales, fondos de carbono, fi-nanciamiento bilateral, compradores finales de los bonos, entre otros.

l Proveedores de equipo que pudieran ofrecer bienes en arrendamiento o a crédito;

l Entidades especializadas en el mercado de carbono. l Compradores finales de bonos de carbono. Son enti-dades de los países industrializados que pactan con el dueño del proyectos su participación en el mis-mo, ya sea aportando capital de riesgo, concediendo préstamos para la implementación, o ayuda de tipo tecnológico.

l Donaciones (que no provengan o desvíen recursos de Asistencia Oficial para el Desarrollo).

La tabla 67 resume los modelos de fi-nanciamiento más comunes, las fuen-tes de recursos, la descripción de los modelos, ventajas y desventajas.


TAblA 67. Modelos de financiamiento de proyectos y sus características

Modelos Fuente Descripción Ventajas Desventajas

Financiamien-to propio / interno

Capital propio. Es la capacidad de un dueño de proyecto de financiar con capital propio la to-talidad de los costos del proyecto.

No se requiere adquirir deuda. El dueño asume el papel de proponente del proyecto ante el MDL, GS, VCS e ISO.

El dueño del proyecto recibe la totalidad de los ingresos por la venta de bonos de carbono generados, teniendo todo el derecho a los retornos de la inversión.

Control sobre el proyecto y sus ingresos.

El financiamiento puede reunirse de manera más ágil si el dueño del proyecto tiene suficiente efectivo disponible.

Falta de expe-riencia en este tipo de proyec-tos.

Financiamien-to conven-cional de proyectos

Financiamiento mediante deuda externa (préstamos bancarios).

Muchos bancos no están interesados en financiar este tipo de proyectos, dada la relativa novedad de estos mercados y de los ingresos mediante créditos de carbono, así como los riesgos asocia-dos a la no realización del proyecto (por ejemplo, el rechazo de la CMNUCC o de los comités de los estándares del merca-do de carbono para su registro).

Tiene el potencial de po-ner a su disposición gran-des sumas de capital; sin embargo, esta forma no es muy común para los proyectos de créditos de carbono.

No se incurre, o se hace de manera limitada, a los recursos de los dueños del proyecto, reduciendo el riesgo asumido por ellos.

Limitado interés de los bancos por invertir en proyectos de alto riesgo.

Costo y tiempo necesarios para obtener el finan-ciamiento.

Los contratos se hacen con contrapartes solventes.

Microcrédito Bancos Similar a los préstamos bancarios convencio-nales, pero orientado a proveer pequeñas cantidades de créditos a prestamistas con limitada capacidad de pago. El fi-nanciamiento es provisto por instituciones locales.

Acceso al financiamiento. Escala limitada. Altas tasas de interés.

Deuda o prés-tamos a bajo interés

Bancos, organismos de financiamiento bilateral, fondos de carbono, comprado-res finales de bonos, entre otros.

Son préstamos ofrecidos a bajo interés y pueden brindar asistencia para desarrollar los compo-nentes de los proyectos (en especial proyectos MDL).

Reduce los costos financieros y en espe-cial benefician al MDL, ya que, por su marco regulatorio, representan un menor riesgo que los proyectos desarrollados en el mercado voluntario.

Los préstamos deben cumplir con los objetivos del programa de préstamos. Dili-gencia rigurosa.



Crédito por proveedor

Proveedores de bienes o servicios especializados.

Pueden ser proveedores de equipo / tecnología, empresas inversionistas especializadas, entre otras.

Amplia disponibilidad.

Pagos diferenciados para los gastos de capital por adelantado.

Costo de capital relativamente alto.

Financiamien-to mediante arrendamiento de equipo

El proveedor de los equi-pos brinda el financia-miento para el proyecto.

Reduce los gastos por adelantado y hay una re-lación más cercana entre los pagos por arrenda-miento y los ingresos del proyecto.

Manejo del riesgo de mal desempeño por parte del equipo, ya que el pro-veedor del mismo tiene un incentivo para ofrecer equipos confiables.

Capacidad limitada para modificar los equipos.

Costo de capital relativamente altos (mayores a los de un prés-tamo bancario equivalente).

Inversión del 100% del capital de entidades especializadas en el mercado de carbono.

Inversionistas especializados en el mercado de carbono. Son intermediarios, corredores de bolsa, consultores de apoyo / de asistencia téc-nica, negociadores, comercializadores de bonos de carbono, entre otros. Juegan un rol parecido al de los compradores directos de bonos, con la diferencia que el mercado de carbono constituye una oportunidad de inversión para ellos, ya que luego venden los bonos a los com-pradores finales.

Invierten en un proyecto a cambio de la propie-dad de una parte o la totalidad de los bonos de carbono generados para su posterior venta a los compradores finales.

Rapidez dada la experien-cia de los inversionistas.

Simplifica el proceso para los dueños de proyectos, dado que los inversionis-tas se pueden encargar de la mayor parte de las actividades y los costos del ciclo de proyectos. No requiere desembolsos de capital propio.

Bajo riesgo para el dueño del proyecto, dado que son asumidos por el inversionista.

El dueño de proyectos pierde control sobre el mismo. El 100% del ca-pital es la forma más cara de financiar un pro-yecto. Se opta por esta opción cuando no se cuenta con el capital propio para financiar parte del ciclo del proyecto o su totalidad.



Pagos por adelantado

Préstamo por parte de los compradores de bonos de carbo-no (inversionistas especializados o por compradores finales).

Proveen fondos para cubrir los costos (prin-cipalmente de preinver-sión) de un proyecto a cambio de una parte o la totalidad de los bonos de carbono.

Cubren gastos de capital, haciendo viable un proyecto cuando el dueño no tiene los recursos para hacerlo.

Mientras que algunos inversionistas están dispuestos a invertir en un proyecto al momento de su inicio, usualmente buscan disminuir riesgos mediante la obtención de acciones del proyecto, así como créditos de carbono. Por lo general, los compradores prefie-ren el modelo de contrato a plazo y pago contra entrega, donde los pagos solo se hacen después de que los créditos han sido plenamente validados, certificados, registrados y expedidos.

El riesgo se transfiere al comprador, por lo que el precio al cual se pacta el pago por adelantado de los bonos de carbono es bajo. Es decir, los dueños de un proyecto reciben un menor ingre-so por venta de bonos que si los vendieran cuan-do el proyecto ya está registrado o los bonos se han emitido.

Podría no resol-ver la necesidad de recursos para la construcción del proyecto.

Fuente: Elaboración propia con insumos de Finanzas Carbono, al 20 de mayo 2011.

Algunas fuentes de financiamiento son el Banco Mundial, a través de di-ferentes fondos de carbono de la Uni-dad de Financiamiento de Carbono o la Corporación Financiera Internacio-nal; el Banco Interamericano de Desa-rrollo (BID); el Banco Centroamericano de Integración al Desarrollo (BCIE); y la Facilidad de Carbono del PNUD, entre otros organismos multilaterales.

Asimismo, existe financiamiento bi-lateral de gobiernos de países de-sarrollados y de fondos privados provenientes, en algunos casos, de consultores de apoyo y de la banca internacional (KfW, por ejemplo). Se recomienda al dueño de proyectos investigar las opciones de financia-miento que brinda la banca local, asegurándose de preparar de la me-

jor manera posible la documentación requerida para presentar un caso bien fundamentado, a fin de aumentar las probabilidades de éxito en la obten-ción de fondos.

En la literatura pública se encuentran guías y documentos sobre financia-miento de proyectos de carbono en-focados en el MDL. Una de ellas es la Guía Centroamericana de Financia-miento de Carbono para proyectos de energía renovable de pequeña escala, que contiene información respecto al ciclo financiero y algunas fuentes de financiamiento para la región cen-troamericana. Está disponible en www.sica.int.


Identificación de potenciales proponentes o desarrolladores de proyectos de biogás y mercado de carbono

Para identificar el interés en desarro-llar proyectos de biogás y registrarlos en el mercado de carbono, se reali-zaron entrevistas a empresas repre-sentativas de los diversos sectores productivos. También se hizo una encuesta donde se recogió la volun-tad expresada de cada empresa por desarrollar un proyecto de biogás y su disposición para invertir en el mismo (ver anexo 6). Además, se recopilaron algunos datos descriptivos de la em-presa y el criterio de los gerentes so-bre su nivel de conocimiento respecto a proyectos de biogás y su registro en el mercado de carbono.

Las empresas se seleccionaron de acuerdo a varios criterios, entre otros:

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l Pertenecer a uno de los sectores generadores de desechos sólidos y líquidos que fueron selecciona-dos para el estudio: palma africa-na, caña de azúcar, café, crianza y procesamiento de ganado bovino, porcino y aves.

l Formar parte del grupo de empre-sas seleccionadas para levantar la información requerida por otras ac-tividades del estudio.

l Su disposición para compartir in-formación.

l Generan desechos sólidos y/o líqui-dos con materia orgánica, lo que las hace aptas para generar biogás a partir de estos.

Las empresas que compartieron in-formación y las personas que respon-dieron a la encuesta on-line, así como a la entrevista personal, se enumeran en el siguiente listado; a continuación se presenta un resumen de los resul-tados de las empresas que respon-dieron a la encuesta y la entrevista.

TAblA 68. Listado de empresas entrevistadas por sector

Empresa Sector

Compañía Azucarera Tres Valles (CATV)

Ingenios azucareros

Cooperativa Cafetalera de Unión San José Vallecillo (COCAUSAVAL)

Café

Cooperativa Cafetalera Ecológica La Labor Ocotepeque Ltda. (COCAFELOL)

Café

Empresa Asociativa ARUCO Café

Compañía Avícola de Centroaméri-ca S.A. de C.V. (CADECA)

Granja avícola y empacadora de carne de pollo

CER-AGRO, S. de R.L. Granja porqueriza

Procesadora Municipal de Carnes (PROMDECA)


Leche y Derivados (LEYDE) Procesadora de lácteos

Empresa Cooperativa Salamá Extracción de aceite de palma



Azucarera Tres VallesLa empresa privada Azucarera Tres Valles está ubicada en el munici-pio San Juan de Flores, Francisco Morazán, y genera alrededor de L 7,200,000,000 en ventas anuales. Este ingenio produce y procesa la caña de azúcar, generando desechos sólidos y líquidos. Genera alrededor de 130,000 toneladas al año de ba-gazo de caña (desecho sólido), que contienen 13% de fibra y 50% de humedad. Queman el bagazo para generar energía eléctrica y calórica para autoconsumo en la planta pro-cesadora, y hay un excedente que venden a la red nacional de energía. El desecho líquido, consistente en el agua originada en los procesos de lavado (alrededor de 1,500 galones por minuto), se envía directamente a unas pilas de pretratamiento, donde les aplican una bacteria anaeróbica y una aeróbica para disminuir la carga orgánica presente en el agua. Poste-riormente, el agua se utiliza para regar las plantaciones de caña.

La empresa indicó que un proyecto de biogás puede generar beneficios al medio ambiente mediante el trata-miento de los efluentes que, hasta el momento, no están siendo tratados. Además de su política de buenas prácticas ambientales, la empresa tiene obligación por ley y regulación de la SERNA, de tratar las aguas re-siduales y reducir su carga orgánica según los parámetros establecidos. Por ende, ha invertido en dos estu-dios para determinar el tratamiento de las aguas residuales y cumplir con las obligaciones ambientales; esto aumenta su interés por desarrollar una planta de biogás que, además de mejorar el tratamiento de las aguas residuales, brinda la oportunidad de generar electricidad para vender a la

red. En tal sentido, uno de estos es-tudios es para definir la viabilidad y prefactibilidad de construir una planta de biogás que sea capaz de generar los fondos necesarios para pagar la inversión requerida.

Además del alto interés por desarro-llar un proyecto de biogás, esta em-presa manifestó que podría destinar una preinversión de USD 3,000 para estudios de prefactibilidad. Las per-sonas aquí entrevistadas dijeron tener conocimientos sobre la inversión re-querida y están dispuestas a invertir alrededor de USD 1,000,000 para desarrollar el proyecto. La empresa invertiría recursos propios, además de buscar condiciones aptas como préstamos blandos y el apoyo de or-ganismos financieros.

También les interesa desarrollar el proyecto de biogás en el mercado de carbono; aunque no tienen suficiente conocimiento sobre el tema, les inte-resa debido a que contribuye a recu-perar la inversión. La empresa estaría dispuesta a realizar una preinversión de USD 2,000 para identificar la fac-tibilidad del proyecto en el mercado de carbono y entre USD 40,000-USD 60,000 para desarrollar el proyecto. La fuente de financiamiento serían préstamos o donaciones. Otras con-diciones importantes serían realizar inversiones bajas y obtener ayuda del comprador de bonos para ejecutar el proyecto.


Cooperativa Cafetalera de Unión San José Vallecillo (COCAUSAVAL)La Cooperativa Vallecillos, del sector café, está ubicada en Barrio Que-brada Seca de Vallecillo, Francisco Morazán. Maneja un volumen de pro-ducción anual de aproximadamen-te 2,500 quintales (114 toneladas), aproximadamente USD 370,500 al año. Los socios cuentan con 5-10 trabajadores temporales y generan ganancias anuales aproximadas de USD 26,000.

En el beneficio húmedo que opera esta cooperativa, se generan dese-chos sólidos y líquidos. Los líquidos se refieren a unos 399 metros cúbi-cos de aguas residuales que resultan del beneficiado del café de toda la temporada, que se deposita en las lagunas sin ningún tipo de tratamien-to. Se generan unos 13,500 quintales (614 toneladas) de desechos sólidos (pulpa del café), por el procesamien-to de alrededor de 30 mil quintales uva (1,364 toneladas), que socios y no socios procesan por temporada. La pulpa no tiene mayor procesamiento, y se recicla parcialmente, al ser utili-zada como abono para los terrenos de la cooperativa.

La gerencia de la cooperativa posee un conocimiento muy limitado sobre los proyectos de biogás, que se basa en la experiencia obtenida durante la elaboración de este estudio, para el cual colaboraron permitiendo el le-vantamiento de muestras de su be-neficio para determinar el potencial de generación de biogás del proce-samiento de café. Consideran que un proyecto de biogás contribuiría a: proteger el medio ambiente del muni-

cipio, dado que utilizarían menos leña; reducir algunos costos económicos de su actividad comercial, lo que les permitiría invertir en mejorar la cali-dad del producto; y a generar ingre-sos adicionales por la protección del ambiente. Pero su interés no es tan alto, y sus prioridades de inversión más bien se orientan hacia aumentar la capacidad de beneficiado y seca-do del café. Aunque desconocen el monto de inversión requerido, dijeron estar dispuestos a invertir entre USD 20,000 y USD 40,000, recurriendo a fondos propios y préstamos.

El conocimiento sobre el mercado de carbono también es muy limitado; sin embargo, les interesa conocer más sobre las posibilidades y beneficios de participar en este mercado, en la medida que les permitiría generar ingresos adicionales que contribui-rán a desarrollar la cooperativa. La preinversión que estarían dispuestos a realizar, para identificar la factibili-dad de un proyecto de biogás en el mercado de carbono, depende del monto de la inversión. Desconocen el costo de inversión requerido, pero estiman que estarían dispuestos a in-vertir entre USD 20,000 y USD 40,000 con fuentes de financiamiento mixtas (recursos propios y préstamos).


Empresa Asociativa ARUCOEsta empresa asociativa de produc-tores de café es de reciente forma-ción, pues se inició en 2006. Ofrece el servicio de beneficiado húmedo, secado y trillado del café para pe-queños y medianos productores de la región de Corquín, departamento de Copán, y sus ventas son de unos USD 2,116,000 por año.

La operación genera residuos sóli-dos y líquidos; la pulpa de café es un desperdicio sólido de gran volumen que se calcula en aproximadamente 10,000 quintales (455 toneladas) por año. Actualmente, este desecho se acumula y se esparce en forma cruda (sin tratar) en las fincas de café, apro-vechando quizás hasta el 60% de esta materia orgánica; el otro 40% se des-echa y lo dejan podrir. El otro desecho sólido importante es la cascarilla de café, con un volumen aproximado de 4,000 quintales (182 toneladas) por año. Este desperdicio se aprovecha actualmente en los hornos que gene-ran calor para el secado mecánico del café. El principal desecho orgánico de la operación lo constituye el mu-cilago de café o aguas mieles, que se estiman en aproximadamente 8,000 metros cúbicos por año. Este dese-cho líquido es el resultado del despul-pado y lavado del café. Es altamente contaminante, y se desecha en fosas de oxidación, pero un 20% se escapa por escorrentía a fuentes de agua.

La empresa tiene mucho interés en corregir el manejo de los residuos, ya que un porcentaje de los mismos contamina el suelo y las fuentes cer-canas de agua. La planta de biogás evitaría esta contaminación y su pro-ducción de energía térmica o eléctrica se destinaría inicialmente al consumo

en la planta, y los subproductos para fertilizar las fincas de café. Por tales razones, la ARUCO está finalizando la instalación de una planta de pro-ducción de bioetanol, biogás y bio-fertilizantes, con el apoyo de SNV. Pero esta es de pequeña capacidad, intencionada como un piloto para su posterior ampliación. La limitan-te principal para la cooperativa es su capacidad de inversión, y está dis-puesta a invertir USD 1,000 para los estudios preliminares y USD 10,000 en la construcción de la planta.

El conocimiento sobre el mercado de carbono también es muy limitado en esta empresa; considerarían intere-sante invertir si tienen la seguridad de mejorar sus ingresos para el proyecto de biogás. Sin embargo, ARUCO es-peraría invertir apenas USD 500 en esta iniciativa, dependiendo princi-palmente de apoyo no reembolsable para impulsar este tipo de iniciativa.

Cooperativa Cafetalera Ecológica La Labor Ocotepeque Ltda. (COCAFELOL)Esta cooperativa opera en el corazón del departamento de Ocotepeque, en la zona de amortiguamiento de la re-serva biológica El Güisayote. La es-trategia empresarial desde hace ocho años ha sido la de producir y exportar para mercados especiales de café; actualmente exporta bajo certifica-ciones UTZ, Rain Forest, Fair Trade y USDA Organic. Los servicios que ofrece a sus socios y otros produc-tores de la zona incluyen beneficiado húmedo, secado, trillado, tostado y comercialización. Además, mantiene 19 empleados permanentes en el be-neficio.


En la cosecha 2009-2010 atendió a 305 productores, incluyendo a sus 38 socios, y comercializó 27, 850 quintales de café (1,266 toneladas), lo que generó ingresos por unos USD 2,645,000. La operación de COCAFE-

LOL genera desechos sólidos y líqui-dos que son manejados para evitar contaminación. La pulpa fresca de café representa aproximadamente 14,400 quintales por año (655 tone-ladas); actualmente se procesa con lombriz roja para producir abono or-gánico, y producen unos 5,000 quin-tales (227 toneladas) de humus. El mucílago o aguas mieles representan anualmente unos 328 metros cúbicos, que se llevaban a lagunas de oxida-ción, pero con la reciente construc-ción de una planta de bioetanol se planifica procesarlas para producir unos 44,000 litros de alcohol en la cosecha. Así, está manejando ade-cuadamente todos sus residuos or-gánicos.

Por otro lado, les interesa desarrollar un proyecto para generar empleo, gas para el consumo de energía, reem-plazando la compra de energía de la empresa pública y mejorar la reduc-ción de contaminación ambiental. En tal sentido, el gerente considera aceptable para su empresa coinvertir un valor máximo de USD 40,000 para desarrollar el proyecto.

El conocimiento sobre el mercado de carbono es muy limitado, por lo que el interés de participar en el mismo es bajo; necesitarían contar con más in-formación para definir su interés real. En teoría, si se trata de un proceso que aumentará los ingresos a la coo-perativa, sí participarían, pero con-tando con el apoyo no reembolsable para desarrollar el proyecto.

CADECACADECA es una empresa vertical-mente integrada en el rubro de carne de aves y cerdos; es líder del mer-cado nacional y centroamericano. En Honduras tiene una amplia gama de productos procesados de carne de pollo y cerdo, diversas granjas de producción y dos plantas de sacrifi-cio y procesamiento de la carne. Ade-más, se ha diversificado en la produc-ción de concentrados para animales y mascotas. Las oficinas principales se encuentran en Tegucigalpa. Esta empresa cuenta con 7,500 emplea-dos en todo el país y procesa unas 2,500 aves por día.

Las actividades de reproducción, crianza y sacrificio de aves y cerdos generan desechos líquidos y sólidos. Los residuos sólidos (gallinaza/polli-naza) consisten en colocho de made-ra o casulla de arroz, que se utilizan en los pisos de las galeras para que el pollo tenga un medio adecuado de vida y absorban el excremento de las aves. Este desecho, unos 581 kg por día, se vende a productores de hortalizas, café y otros cultivos; o se aprovecha en las granjas que arrenda la empresa para fertilizar sus parcelas de producción. Asimismo, generan cerdaza, que se utiliza en la ganadería como un suplemento alimenticio. Los pollos que mueren son otro tipo de desperdicio sólido, que se desecha por medio de composteras, pero la mayoría del producto se deposita en el relleno sanitario municipal. El agua de lavado de las porquerizas genera en promedio 30.2 metros cúbicos por día, y en las plantas de sacrificio de aves unos 468.7 metros cúbicos por día; estos efluentes no tienen ningún manejo particular, y se desechan en lagunas de oxidación de cielo abierto.


La empresa tiene poco conocimiento sobre la naturaleza de un proyecto de biogás, pero le interesa desarrollarlo por razones de beneficio económico y de imagen corporativa, además de contribuir a la reducción del impac-to ambiental de sus operaciones. La empresa considera que es posible hacer una preinversión de alrededor de USD 5,000 para determinar la fac-tibilidad técnica y económica. Des-conoce el costo de construcción de una planta de biogás, pero considera que podrían invertir entre USD 20,000 y USD 40,000 de recursos propios. Esta inversión tendría que ser renta-ble, y no mostraron interés en recurrir a financiamiento para desarrollar el proyecto.

Tienen un conocimiento general so-bre el mercado de carbono, pero les interesa profundizar en sus posibilida-des y beneficios. CADECA identifica el mercado de carbono como un meca-nismo internacional orientado a que las empresas reduzcan la emisión de GEI por medio de un incentivo o pago por evitar la contaminación. Bajo esta lógica, considera que los beneficios económicos pueden destinarse al fi-nanciamiento de proyectos similares, generar una mejor imagen ante los consumidores, y servir de ejemplo a otras empresas del rubro.

Para identificar la factibilidad de de-sarrollo de un proyecto de biogás en el mercado de carbono, CADECA es-taría dispuesta a realizar una prein-versión de unos USD 5,000. Aunque desconoce la inversión requerida para desarrollar el proyecto en el mer-cado de carbono, estaría dispuesta a invertir con recursos propios entre USD 20,000-USD 40,000 para desa-rrollarlo.

CER-AGROCER-AGRO es una empresa privada dedicada a la crianza y engorde de ganado porcino, y se ubica en el de-partamento de Francisco Morazán. En su granja produce al menos 5,500 cerdos por año, generando desechos líquidos y sólidos. Los desechos lí-quidos consisten en una mezcla de cerdaza y agua que se utiliza para limpiar los pisos de las galeras. El volumen utilizado es de aproximada-mente 38 metros cúbicos al día, que se distribuyen en cinco lagunas de oxidación sin ningún tratamiento ni uso adicional de estos desechos. En un futuro inmediato la empresa pro-cura utilizar esta agua para riego en cultivos cercanos a las instalaciones de la granja. Junto con las aguas de lavado se desechan a las lagunas de oxidación unos 2.5 metros cúbicos de cerdaza, que contiene altos por-centajes de maíz y soya por los des-perdicios del alimento de los cerdos. Este es otro producto cuyo valor es desaprovechado actualmente, por lo que la empresa planea colocar un se-parador de sólidos para aprovechar la cerdaza y generar energía mediante biodigestores. Otro desperdicio son los cerdos muertos, que son incine-rados.

La empresa está interesada en de-sarrollar un proyecto de biogás y es-taría dispuesta a realizar la preinver-sión para identificar su factibilidad. CER-AGRO tiene un conocimiento alto sobre las implicaciones del proyecto; además de los beneficios económi-cos, valora los beneficios para las co-munidades adyacentes, unos 2,283 habitantes. La planta eliminaría la contaminación del ambiente que mo-lesta a los pobladores, generaría gas metano para producir energía limpia que puede ser utilizada en la misma


granja y para las comunidades, brin-daría fuentes de empleo, y el agua, que es muy escasa en la zona, podría reciclarse para ciertos usos comuni-tarios. No obstante, carece de pre-supuesto para invertir en el proyecto, pero debido al fuerte impacto social que representaría, considera factible financiarlo por medio de donaciones.

Con un conocimiento intermedio sobre el mercado de carbono, CER-

AGRO considera que se podría benefi-ciar de la participación de un proyecto de biogás en el mercado de carbono. Una de las razones por la que no han procedido al tratamiento de los resi-duos sólidos y líquidos, es el interés de hacerlo una vez que puedan in-cursionar en el mercado de carbono. Dependiendo de la inversión reque-rida, podrían hacer una preinversión para identificar la factibilidad de par-ticipación en el mercado de carbono. Desconocen el monto de recursos fi-nancieros necesarios para desarrollar el ciclo de proyectos en el mercado de carbono, y no cuentan con el pre-supuesto, inclinándose a gestionar donaciones para tal fin. La inversión social de los retornos por bonos de carbono se destinaría a proyectos de agua potable en las comunidades ad-yacentes a la granja.

PROMDECAPROMDECA es la planta de sacrificio más grande del país, según el volu-men de reses que sacrifica. Como empresa nacional sin fines de lucro, se limita a brindar el servicio de ma-tanza a un bajo costo (una cuarta parte de lo que cuesta en un rastro comercial), lo que tiene gran impor-tancia para el sector. En esta planta se sacrifica un promedio de 3,500 re-ses y 400 cerdos por mes, y la plan-

ta cuenta con 90 empleados perma-nentes. La empresa es administrada por funcionarios públicos y sociedad civil, representada en los ganaderos, agricultores y asociaciones de base que participan en la junta directiva. Representa un servicio social impor-tante, tanto para pequeños produc-tores como para consumidores, ya que facilita un proceso higiénico y adecuado para la carne que es co-mercializada en mercado nacional.

En la planta se generan residuos só-lidos (vísceras, huesos, cueros, etc.) que son aprovechados y/o comer-cializados en mercados secundarios y procesamiento de materia prima para las productoras de alimentos concentrados. El valor de oportuni-dad de este mercado secundario es superior el potencial de generación de ingresos por medio del biogás, por lo que no se considera viable su biodigestión. En cambio los efluentes, compuestos por una mezcla de de-sechos sólidos y líquidos estimados en aproximadamente 85 m3 por día, se eliminan a una laguna de oxida-ción sin dar ningún uso ni proceso adicional.

La empresa tiene limitado conoci-miento sobre las implicaciones de un proyecto de biogás, pero le inte-resa, pues considera que la planta sería muy beneficiada por el aprove-chamiento de la energía térmica que puede reemplazar el combustible fósil (búnker) que actualmente con-sumen en las calderas. Además, por tratarse de una empresa pública que opera en predios nacionales, tiene en proceso la aprobación de varios proyectos comunitarios que se eje-cutarían en terrenos aledaños a la planta. Estos proyectos incluyen un centro comunitario para niños huér-fanos y un proyecto habitacional de


bajo costo, pero la contaminación de gases y malos olores que despiden las lagunas son, en este momento, un obstáculo. Por ser una empresa pública, no cuenta con presupuesto para financiar estudios preliminares ni construir el proyecto; su opción es recurrir a fondos no reembolsables o financiamiento especial, a través de los proyectos y fondos administrados por la municipalidad.

El mercado de carbono también es un tema poco conocido en la empresa, y el interés depende de la posibilidad de recibir ingresos adicionales para el proyecto. Al igual que en el caso an-terior, no existe capacidad de invertir y recurrirían, idealmente, a fondos no reembolsables.

LEYDELeyde es una de las dos empresas procesadoras de leche fluida en el país y, aunque no es líder en tamaño y volumen de producción, es una de las preferidas entre los consumido-res nacionales. La empresa produ-ce leche pasteurizada, saborizada, jugos, crema y quesos procesados. Contribuye al empleo rural y al desa-rrollo del sector lácteo nacional. En su planta, ubicada en la ciudad de La Ceiba, departamento de Atlánti-da, en el litoral Caribe, procesa unos 130,000 litros de leche al día y ge-nera más de 1,100 empleos a nivel nacional. Los principales desechos del proceso son desperdicios líquidos (en especial leche derramada) y suero desechado del proceso de produc-ción de quesos y cremas. Todos los desechos líquidos se combinan en un efluente del lavado de la planta que es de aproximadamente 415.8 metros cúbicos por día. Actualmente, todos los desechos son tratados en lagunas

de oxidación para reducir la contami-nación, de acuerdo con los requisitos de la regulación ambiental en el país.

Las respuestas a la encuesta indican que en esta empresa existe poco co-nocimiento sobre las implicaciones de un proyecto de biogás, y su interés para invertir es bajo. El interés princi-pal dependerá del nivel de inversión requerido y de una rentabilidad atrac-tiva del proyecto. En este caso, la pro-ducción de la planta de biogás estaría destinada a generar energía eléctrica para autoconsumo en la planta pro-cesadora. En segundo lugar, valoran los beneficios ecoamigable de un pro-yecto de energía renovable y la reduc-ción en consumo de energía de la red pública. En el caso de demostrar la viabilidad del proyecto, estarían dis-puestos a invertir, como contraparte para un financiamiento mixto, entre USD 20,000-USD 40,000 para desa-rrollar la planta de biogás.

El mercado de carbono también es un tema de muy limitado conocimiento en la empresa, y su interés depende únicamente de analizar la posibilidad de recibir ingresos adicionales para el proyecto. Al igual que el caso anterior, estarían dispuestos a invertir como contraparte para un financiamiento mixto entre USD 20,000-USD 40,000 para desarrollar el proyecto.

Empresa Cooperativa SALAMÁEsta cooperativa, dedicada al proce-samiento de palma africana, se ubica en la aldea Suyapa, municipio de To-coa, departamento de Colón; cuenta con 69 asociados que compran la fru-ta a 52 microproductores ubicados alrededor de la planta, que suman unas 187 hectáreas. La operación se


considera pequeña, ya que procesa aproximadamente 50,000 toneladas métricas de fruta y tiene una produc-ción de 5,000 toneladas métricas de aceite crudo al año, para lo cual cuen-ta con una planta extractadora con capacidad de procesar 15 toneladas métricas de fruta fresca por hora.

De esta cooperativa dependen di-rectamente más de 500 familias, be-neficiando a más de 2,500 personas en todas las etapas de operación. La planta genera desechos sólidos y lí-quidos; los sólidos son resultado de la fibra de las frutas por la extracción de aceite con un volumen aproximado de 8,000 toneladas por año; el 50% de este desecho se quema en las calde-ras de la planta y el resto se desecha en las fincas para fertilizar. El líqui-do proviene del lavado de la planta y maquinarias, generando un efluente de aproximadamente 50,000 metros cúbicos por año, que se desecha en una laguna de oxidación.

La empresa ha sido beneficiaria de un proyecto financiado por la embajada de Colombia para producir biodiesel a partir del aceite de palma, con lo que puede operar su propia maqui-naria y vender el excedente. Sin em-bargo, este proyecto consume parte de su producción de aceite y afecta su ingreso directo. Los miembros de la cooperativa y su presidente tienen muy limitado conocimiento sobre las implicaciones de un proyecto de biogás, pero están interesados en una planta de biogás, ya que genera energía a partir de desechos y exis-ten inversiones de esta naturaleza en otras empresas del sector. La em-presa no cuenta con capacidad para preinvertir en el proyecto y solo podría destinar USD 2,645 para los estudios de prefactibilidad. Esperan lograr una inversión mixta para la construcción

de la planta, con fondos blandos o no reembolsables y una pequeña contra-parte de la cooperativa, y estiman que la inversión podría ser de unos USD 80,000 a USD 100,000.

En la tabla 69 se muestra un conso-lidado de la información provista por estas ocho empresas, sobre su co-nocimiento sobre los temas, interés por invertir y valor intencionado para el proyecto de una planta de biogás.

En resumen, todas las empresas encuestadas declararon interés en desarrollar un proyecto de biogás, como en registrarlo en el mercado de carbono. Pero es importante denotar que la falta de conocimiento sobre los temas, en especial del mercado de carbono, dificulta que una empresa pueda demostrar un criterio inequí-voco sobre un proyecto de este tipo. Sabemos que varias de estas empre-sas comenzaron a conocer del tema tras verse involucradas en el proceso de este estudio y otras, aunque ya tienen algún conocimiento e interés por la producción de biogás, cono-cen muy poco sobre el mercado de carbono. Por tanto, no dimensionan el impacto e implicaciones que una planta de biogás puede tener para su ambiente de trabajo, la salud del personal, eficiencia en la operación y contribución a la comunidad y el ambiente. La mayoría de las empre-sas está satisfecha con cumplir el re-quisito mínimo ambiental requerido para su operación, y solo considera la planta de biogás y el mercado de carbono como inversiones probables, si garantizan rentabilidad.

Otro aspecto importante percibido en este proceso de identificación de proponentes de proyectos, es que las empresas con una mayor cultura de prácticas ambientalmente sostenibles


y que valoran el efecto de prácticas ambientalmente amigables en su ne-gocio, tienen mayor interés por los proyectos de biogás, e incluso acep-tarían una inversión con rentabilidad muy baja o cercana a 0%. Tal fue el caso de la compañía azucarera y las cooperativas de productores de café, en especial aquellos que ya participan en mercados de café especial. Final-mente, se evidenció que, exceptuan-do la compañía azucarera, el resto

de potenciales proponentes no tiene información suficiente para definir la inversión requerida por un proyecto de este tipo. La mayoría estableció cifras bajas y, por tratarse de un pro-yecto con impacto ambiental, varios consideran la opción de recurrir a fon-dos especiales y donaciones para su realización. Esta es la percepción más común entre las empresas formadas por organizaciones de base.

TAblA 69. Datos de empresas entrevistadas y su intención sobre proyectos de biogás y mercado de carbono

Empresa SectorCategoría dentro de su sector

Conocimiento de temas

Intencionalidad de Invertir

en proyecto

Previsión de

inversión (USD)Biogás MC Biogás MC

Compañía Azucarera Tres Valles

Ingenio azucarero Grande Medio Bajo Alto Medio 1,000,000

CADECA, Planta Sagastume

Procesador de aves Grande Medio Bajo Medio Medio 40,000

Aruco (empresa de café)

Beneficiado de café Mediana Medio Bajo Alto Bajo 10,000

COCAFELOL Beneficiado de café Mediana Medio Bajo Medio Bajo 40,000

Leche y Derivados, Leyde Procesador de leche Grande Bajo Bajo Bajo Bajo 40,000

Procesadora Municipal de Carnes, PROMDECA

Procesador de carne

Grande Bajo Bajo Medio Bajo 0.00

CER-AGRO, Granja Porcina

Engorde de cerdos Mediana Alto Medio Medio Medio 0.00

Empresa Cooperativa Salamá Limitada

Palma africana Pequeño Bajo Bajo Medio Medio 100,000



Conclusiones

l Con las fronteras delimitadas en la sección sobre la metodología em-pleada para realizar este estudio, es necesario destacar que podrá haber resultados con imprecisio-nes de las estadísticas empleadas para la proyección nacional, que son de difícil ponderación. Algunas estimaciones cruzadas ensayadas sugieren que, en ciertos sectores, las cifras oficiales son coherentes, mientras que en otros distan de las cifras manejadas por la industria. En los últimos casos, y siempre que se tuvo sospecha fundamentada sobre las cifras oficiales, se em-plearon las cifras citadas por las asociaciones de productores como referencia para los estimados del potencial sectorial de biogás.

l El potencial bruto nacional de bio-gás de las actividades analizadas se mide en el orden de los 430 MNm3 biogás a 60% CH4/año. Este potencial representa un total de 448.4 MWt de potencia térmica, equivalentes a unos 180.8 MWe de potencia eléctrica, al supuesto de conversión térmica a eléctrica del 40% usado en el análisis. 105.6 MWt y 43.7 MWe estarían dispo-nibles solamente durante la zafra azucarera (6 meses); 133.2 MWt y 53.3 MWe estarían disponibles solo durante la cosecha de café (4 me-ses). El valor total de mercado de la electricidad equivalente a dicho potencial bruto es de 118.9 MUSD/año (unos 2,262 ML/año).

l El potencial neto de biogás es me-nor que el indicado, habida cuen-ta que cuatro de los 19 sustratos totales identificados tienen ac-tualmente precios de venta, como subproductos, que no justificarían su conversión a biogás. Estos son la melaza de la caña de azúcar, la harina de plumas del procesamien-to de las aves para producir carne y pollos empacados, y la harina de carne y hueso, y el sebo que se recuperan en las empacadoras de carne bovina y porcina.

l Según deducciones hechas de los sustratos indicados, el potencial neto de biogás se mediría en el or-den de los 366.1 MNm3 biogás a 60% CH4/año, equivalentes a unos 365.9 MWt y 146.7 MWe, que re-presentan el 85.1% del potencial bruto originalmente estimado. La energía eléctrica asociada tendría un precio de mercado de unos 102.1 MUSD/año (1,942.9 ML/año; 1 USD = 19.03 L).

l Los tres sectores y/o actividades productivas que mayores aportes tienen que hacer al potencial agre-gado nacional de biogás son las granjas avícolas con el 35.3% (en el cual el sustrato gallinaza represen-ta el 33.2% del potencial neto na-cional); las salas de ordeño, con el 23.1% (el estiércol no diluido repre-senta el 20.9% del potencial neto total); y los beneficios húmedos de café, que podrían aportar, usando las aguas de desmucilaginado y la pulpa de café, un 12.1% del neto nacional, con aportes similares de


ambos sustratos. Conjuntamente, estas tres actividades productivas abonarían el 70.5% del potencial neto nacional de biogás.

l El potencial de biogás y de energía térmica y/o eléctrica resultante no es nada despreciable, pero para ponderar su posible concretización, hay que tomar en cuenta la natura-leza y composición de los sustra-tos disponibles, y la configuración y concentración de las unidades de producción en los sectores —lo que influencia el tipo de tecnología y su escala de implementación— y lo muy poco tecnificadas que es-tán ciertas operaciones, como el ordeño, lo que impone dificultades técnicas a la mejor colección y pro-cesamiento de los desechos que generan biogás.

l Las granjas avícolas y los bene-ficios de café, si bien presentan una significativa segmentación en términos de las escalas de pro-ducción de los centros producti-vos, más aún el sector café, donde las estadísticas sugieren que hay 92,706 productores (2009-2010), permiten la fácil colección para transformación a biogás de los desechos degradables. De acuer-do con sus escalas productivas, estos sectores invocarían la ne-cesidad de articulación, principal-mente de sistemas de digestión a pequeña y mediana escala. En el sector ganadero (particularmente en las salas de ordeño), impulsar proyectos de biogás demandará toda una “revolución tecnológica” en la actividad de base, ya que la usanza generalizada es el pastoreo extensivo en potreros y el ordeño en corrales, lo que o impide, o difi-culta, la colección del sustrato más interesante para producir biogás:

el estiércol bovino. Cabe destacar que la modificación de las prácti-cas habituales de manejo de gana-do podría acarrear consecuencias ambientales y socioeconómicas muy positivas para el país.

l Las plantas extractoras de acei-te de palma africana, las granjas porquerizas y los ingenios azuca-reros contribuirían con el 11.6, 9.3 y 5.3% del potencial neto nacional de biogás, respectivamente. De estas actividades, la extracción de aceite de palma africana y los ingenios azucareros son candi-datos óptimos para la digestión a más grande escala, ya que estos sectores presentan una relativa-mente alta concentración de las unidades de producción a esca-la nacional y permiten la cosecha de las economías de escala de la transformación a más grandes vo-lúmenes de un sustrato dado. Por las características de sus residuos líquidos, las plantas extractoras de aceite significan un potencial muy interesante, en tanto generan aguas residuales que reportan las más altas concentraciones de ma-teria orgánica de todos los dese-chos líquidos estudiados. En este sector es donde, principalmente, se han desarrollado los proyectos industriales de biogás existentes en el país.

l Las procesadoras de leche y pro-ductos lácteos, las empacadoras de carne de pollo y las procesa-doras de carne bovina y porcina son las actividades que menores contribuciones relativas tienen que hacer al potencial neto nacional de biogás. Representarían el 2.1, 1.1 y 0.23%, respetivamente.


l El estudio encontró que un 64.3% del potencial nacional neto de bio-gás se derivaría de sustratos sóli-dos o semisólidos, de los cuales la gallinaza, el estiércol bovino no diluido y la pulpa de café serían los más grandes contribuyentes. Los efluentes analizados, en su con-junto, significarían el 35.7% del potencial neto de biogás, pudiendo concluirse entonces que hay más biogás potencial en los desechos sólidos que en los efluentes. Los sustratos sólidos rara vez presen-tan el contenido óptimo de materia seca (o, conversamente, humedad) que asegura una digestión más efi-ciente, siendo entonces preferible considerar la digestión conjunta, o codigestión, de dichos materiales con las aguas residuales.

l Dada la naturaleza de los sustra-tos candidatos a digestión para producir biogás, la mayoría de los sistemas de digestión y tecnologías aplicables se caracterizan como no-intensivos, de baja tasa de carga. Esto se asocia al hecho de que la casi totalidad de los sustratos lí-quidos analizados contienen altas cantidades de sólidos suspendidos, lo que dificulta la utilización de sis-temas de digestión más intensivos en carga. La única excepción son los efluentes de las procesadoras de leche y lácteos, que presentan la mayoría de su carga orgánica en forma disuelta y permiten, por tanto, el empleo de métodos más intensi-vos de digestión; por ejemplo, em-pleando tecnologías de reactores anaerobios de flujo ascendente. Las tecnologías más usuales para los otros sustratos líquidos se estable-cieron como los reactores de flujo en pistón, las lagunas anaeróbicas cubiertas y los tanques reactores infinitamente agitados.

l La tecnología de digestor tipo “se-misalchicha” indicaría los costes de inversión más elevados de todas; no obstante, como se documenta en la sección 4, los rendimientos asumidos para este sistema fueron bajos, dado que se supuso que no manejaría estiércol a su contenido óptimo de humedad. Por otro lado, la concepción técnica y los mate-riales de construcción supuestos son propios de sistemas a peque-ña escala y su costo no refleja las economías de escala que se logran procesando desechos a volúme-nes mucho mayores, por lo cual, estrictamente hablando, el indica-dor de costos unitarios para este sistema no es comparable con el de los otros.

l No obstante, el indicador sí apun-taría a la conclusión de que la pro-ducción de biogás en los sectores que presentan la mayor segmenta-ción de los centros de producción representará costos agregados de inversión sectorial superiores, por Nm3 de biogás producido, que en aquellos caracterizados por una alta concentración de la produc-ción.

l Existen empresas que podrían pro-veer servicios técnicos para de-sarrollar proyectos de biogás. La encuesta realizada da cuenta de al menos diez empresas que ofrecen sus servicios en esa dirección, de las cuales dos tendrían capacidad para apoyar casi todas las fases de un proyecto de biogás: desde su concepción inicial hasta la pro-visión de servicios de posentrega de planta. No obstante, la difusión de los conocimientos y capacida-des en el tema a nivel nacional es algo que ha empezado a ocurrir recientemente y que, para efectos


de consolidar una capacidad-país técnica confiable, hace falta esti-mular más la difusión, a través del intercambio de experiencias y los aprendizajes conjuntos, usando las diversas herramientas de gestión del conocimiento y de la informa-ción. Esto podría cobrar fundamen-tos más firmes en tanto los entes interesados puedan formular una estrategia nacional de biogás que ayude a orientar mejor las acciones a emprender para desarrollar el po-tencial nacional de biogás.

l Antes de proceder a realizar inver-siones en el mercado de carbono, se recomienda dedicar tiempo a la gestión de conocimientos, tanto para identificar las oportunidades factibles para proyectos en el país, como para identificar los requisitos que debe cumplir cualquier inicia-tiva que pretenda participar en el mercado de carbono. El esquema presentado en este estudio da una idea clara y resumida de los pasos a seguir para la toma de decisiones informada en cuanto al desarrollo de un proyecto en el mercado de carbono, así como fuentes de utili-dad para profundizar en la temática y obtener asistencia técnica, de así requerirlo.

l Las instituciones financieras nacio-nales son actores indispensables en la canalización de recursos fi-nancieros para los proyectos de biogás, ya que muy pocos fondos llegan directamente al desarrolla-dor. La limitada participación del sistema bancario nacional es, por tanto, una barrera importante para este sector. Lo que parece ser un factor común entre todos los acto-res, es la falta de conocimiento so-bre el tema y sus tecnologías. En el caso de los financiadores, es pre-

cisamente la falta de conocimiento técnico y metodologías apropia-das para el análisis económico de los proyectos propuestos, lo que se considera la principal barrera. También es importante destacar que, para proyectos de pequeña escala (1 MW), las oportunidades son mucho menores, y el autofi-nanciamiento y las donaciones son las alternativas más plausibles en el escenario actual.

l Existe interés, en empresas de los sectores objeto de estudio, en desarrollar un proyecto de biogás como en registrarlo en el merca-do de carbono. Sin embargo, es importante denotar el desconoci-miento sobre los temas inherentes a este tipo de iniciativas, en espe-cial del mercado de carbono, lo que dificulta que una empresa pue-da demostrar un criterio inequívoco sobre su interés por un proyecto de este tipo. Las empresas con una mayor cultura de prácticas ambien-talmente sostenibles y que valoran el efecto de prácticas ambiental-mente amigables en su negocio, tienen más interés en los proyec-tos de biogás e, incluso, aceptarían una inversión con rentabilidad muy baja o cercana a 0%.


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Personas entrevistadasNombre Cargo

Napoleón Ramos Gerente de COCAUSAVAL

Donaldo Gonzales Gerente del Grupo ARUCO

Roberto Salazar Gerente de COCAFELOL

Oscar Iglesias Coordinador de gestión ambiental DIPHON DIPCMI - División Industrial Pecuaria de CADECA

Abogado Carlos Cruz Padilla Gerente General de PROMDECA

Ingeniero Claudio López Gerente de producción de la Empacadora Continental

Licenciada Ana Molina Subgerente General (Leyde)

Ingeniero José Luis Vargas Subgerente de control de calidad (Leyde)

Ingeniero Joseph Hernández Gerente del área industrial de la Azucarera Tres Valles

Jorge Murillo Presidente de la Cooperativa Salamá

Alberto Carrillo Carbonding

Violeta Pacheco Banco Atlántida

Fernando Fortín Reyes Banco Financiera Comercial Hondureña (Ficohsa)

Tomás Sánchez Banco Financiera Comercial Hondureña (Ficohsa)

José Enrique Ávila Banco Financiera Comercial Hondureña (Ficohsa)

Nancy Lourdes Matute Banco HSBC

J. Lavaire Banco Hondureño para la Producción y la Vivienda (BANHPROVI)

María Elena Carías Fundación José María Covelo


Anexos

Parámetros analizados en los sustratos líquidos y sólidos en los distintos sectores productivos objeto de estudio

Contactos de las empresas oferentes de servicios técnicos para proyectos de biogás

Sitios web donde hay más información sobre el mercado de carbono

Entidades Operacionales Designadas para la validación del proyecto, verificación de GEI no emitidos y certificación de bonos de carbono

Metodologías para proyectos de biogás

Instrumento de entrevista para identificar el interés de las empresas en el mercado de carbono.

1

2

3

4

5

6


Anexo 1

Parámetros analizados en los sustratos líquidos y sólidos en los distintos sectores productivos objeto de estudio

Parámetro de análisis efluentes

• Demanda Química de Oxígeno total

• Demanda Química de Oxígeno Filtrada

• Demanda Bioquímica de Oxígeno

• Sólidos Suspendidos Volátiles

• Sólidos Suspendidos Fijos

• Nitrógeno total de Kjeldahl

• Nitrógeno Amoniacal

• Fósforo Total

• pH

Parámetro de análisis desechos sólidos

• Análisis de Abonos Orgánicos (paquete completo): N, P, K, Ca, Mg, Fe, Mn, Cu, Zn, S, B, pH, materia orgánica y humedad.


Anexo 2

Contactos de las empresas oferentes de servicios técnicos para proyectos de biogás

Código Empresa, ejecutivo responsable y contactos

A INGEA ConsultoresPablo BálsamoColonia Payaquí, Calle Bonn No. 3675, Tegucigalpa MDC+504 2232 4643+504 8800 [email protected]

B Ingenieros Consultores y Constructores ElectromecánicosIng. Arnaldo Martínez A.Boulevard Mackey, contiguo Residencial Buganvilia, San Pedro Sula+504 2565 3434+504 9991 [email protected]

C Contratistas y Consultores Multidisciplinarios (CCM), S de R L Ing. Luis A. Henríquez5ª calle, 15 y 16 Ave No. 233. Col. Ideal, San Pedro Sula+504 2552 0765+504 2552 0765ccmsder [email protected]

D Suministros, Ingeniería, Tecnología S de R LIng. Armando Delgado BorjasCalle Alfonso XIII, Edificio SIT No. 354, Col. Lomas del Guijarro, Tegucigalpa MDC+504 2235 3506+504 2235 [email protected]

E Asesoría y Construcciones Eléctricas y Mecánicas S A de C VIng. Roberto Arturo Quezada5ª Ave 7ª calle No. 41, Bo. Guamilito, San Pedro Sula+504 2552 2057+504 2552 [email protected]

F SELECTRO-Servicios ElectromecánicosIng. Saúl AndinoSector Las Tapias, frente Academia Militar Francisco Morazán, Comayagüela MDC+504 2213 9049+504 2292 0101+504 3204 [email protected]


Código Empresa, ejecutivo responsable y contactos

G Consultores Asociados de Honduras S de R LIng. Mayra Tosta A.2ª Ave 8 Calle No. 801, Comayagüela, MDC+540 2237 2706+504 2237 45 [email protected]

H Tecnología de Proyectos S de R LMarlon J. Cálix B.Col. Buenos Aires, 9 Calle B, entre prolongación Ave Junior y Blvd. del Norte, San Pedro Sula+504 2551 3378+504 2551 [email protected]

I Concretos y Agregados de Sula, S. A. de C. V.Lic. Douglas A. Muñoz4 Calle A, 14 y 15 Ave No. 1439, Colonia Aurora, San Pedro Sula+504 2552 0982+504 2552 [email protected]

J Consultorías y Construcciones Técnicas Industriales (CONTECNICA) S. A. de C. V.Ing. Carlos G. Talavera W.2ª Calle, Barrio Pueblo Nuevo No. 54, Boulevard Morazán, Tegucigalpa MDCApartado Postal 5174, Tegucigalpa MDC+504 2289 9264+504 9988 [email protected]


Anexo 3

Sitios Web donde hay más información sobre el mercado de carbono

Nombre del sitio Web Información disponible Vínculo

Plataforma sobre financiamiento de carbono para América Latina

Sobre los mercados de cumpli-miento y el voluntario.

http://finanzascarbono.org

State and trends of the carbon market 2010 (Bunco Mundial)

Es una publicación anual enfoca principalmente al MDL. A la fecha de elaboración de este documen-to, la última publicación disponible es la del 2010. Próxima publica-ción: entre mayo-junio o2011.

http://publications.wor eldbank.org/

State of the voluntary carbon market (Ecosystem marketpla-ce y Bloomberg New Energy Finance)

Publicación anual sobre el merca-do voluntario. La última disponible es la del 2010. Próxima publi-cación: programada para Junio 2011.

www.ecosystemmarketplace.com

UNEP RISO CENTER Estadísticas de los proyectos MDL en el mundo.

http://uneprisoe.org

Mecanismo de Desarrollo Limpio

Página oficial de información sobre el MDL.

http://cdm.unfccc.int

Verified Carbon Standard (VCS) Página oficial del estándar http://www.v-c-s.org/

Gold Standard (GS) Página oficial del estándar del mercado voluntario de carbono.

www.cdmgoldstandard.org/

Chicago Climate Exchange (CCX) (Actualmente ya no desa-rrolla proyectos).

Página oficial del estándar del mercado voluntario de carbono.

www.chicagoclimatex.com/

ISO 14064-2 Página oficial del estándar del mercado voluntario de carbono.

http://www.iso.org/iso/home.html



Anexo 4

Entidades Operacionales Designadas para la validación del proyecto, verificación de GEI no emitidos y certificación de bonos de carbono

No. EODCategorías

sectoriales para la validación

Categorías sectoriales para la verificación y

certificación

E-0001 Japan Quality Assurance Organisation (JQA) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0002 JACO CDM., LTD (JACO) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0003 DNV Climate Change Services AS (DNV) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0005 TÜV SÜD Industrie Service GmbH (TÜV SÜD) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0006 Deloitte Tohmatsu Evaluation and Certification Organization Co., Ltd. (TECO) (Deloitte-TECO)

1, 13, 15 1, 13, 15

E-0007 Japan Consulting Institute (JCI) 1, 13 1, 13

E-0008 KPMG AZSA Sustainability Co. Ltd. (KPMG-AZSA) 1 1

E-0009 Bureau Veritas Certification Holding SAS (BVCH) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0010 SGS United Kingdom Limited (SGS) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0011 Korea Energy Management Corporation (KEMCO) (KEMCO) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0013 TÜV Rheinland Japan Ltd. (Formerly TUV Industrie Service GmbH - TUV Rheinland Group) (TUEV Rheinland)

1, 13, 15 1, 13, 15

E-0016 ERM Certification and Verification Services Ltd. (ERM CVS) 1, 13 1, 13

E-0020 Conestoga Rovers & Associates Limited (CRA) 1, 13 1, 13

E-0021 Spanish Association for Standardisation and Certification (AENOR)

1, 13, 15 1, 13, 15

E-0022 TÜV NORD CERT GmbH (Former RWTÜV Systems GmbH) (TÜV Nord)

1, 13, 15 1, 13, 15

E-0023 Lloyd’s Register Quality Assurance Ltd. (LRQA) 1,13 1,13

E-0024 Colombian Institute for Technical Standards and Certification (ICONTEC)

1, 13, 15 1, 13, 15

E-0025 Korean Foundation for Quality (KFQ) 1,13 1,13

E-0027 Swiss Association for Quality and Management Systems (SQS)

1, 13, 15 1, 13, 15

E-0028 Ernst & Young Shin Nihon (Shin Nihon) 1 1

E-0030 Nippon Kaiji Kentei Quality Assurance Ltd. (NKKKQA) 1, 13 1, 13

E-0031 Perry Johnson Registrars Clean Development Mechanism, Inc. (PJR CDM) (PJR CDM)

1, 13, 15 1, 13, 15

E-0032 LGAI Technological Center, S.A. (Applus) 1, 13 1, 13


E-0034 China Environmental United Certification Center Co., Ltd. (CEC)

1 1

E-0037 RINA Services S.p.A. (RINA) 1, 13, 15 1,13,15

E-0038 SIRIM QAS INTERNATIONAL SDN.BHD (SIRIM) 1,13 1,13

E-0039 Korean Standards Association (KSA) 1, 13 1, 13

E-0040 Korea Environment Corporation (KECO) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0041 Japan Management Association (JMA) 1 1

E-0042 Germanischer Lloyd Certification GmbH (GLC) 1, 13 1, 13

E-0044 China Quality Certification Center (CQC) 1, 13 1, 13

E-0046 China Classification Society Certification Company (CCSC) 1, 13 1, 13

E-0047 CEPREI certification body (CEPREI) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0048 Deloitte Cert Umweltgutachter GmbH (Deloitte Cert) 1 1

E-0050 Hong Kong Quality Assurance Agency (HKQAA) 1 1

E-0051 KBS Certification Services Pvt. Ltd (KBS) 1, 13, 15 1, 13, 15

E-0052 Carbon Check (Pty) Ltd (Carbon Check) 1, 13 1, 13

Fuente: UNFCCC, Al 23 de mayo de 2011. Véase en http://cdm.unfccc.int/DOE/list/index.html


Anexo 5

Metodologías para proyectos de biogás

Las metodologías aprobadas por el JE del MDL para proyectos de biogás también son utilizadas por los estándares del mercado voluntario de carbono. Solamente el GS ha desarrollado una metodología propia que aplica a proyectos de biogás. Las metodologías aprobadas por el JE del MDL, el VCS y el GS se encuentran en su sitio oficial.

El conjunto de metodologías presentadas en la tabla siguiente son resultado de la investigación y recopilación para este estudio, en el que se identificaron las metodologías aprobadas por el MDL y que han sido utilizadas específica-mente para proyectos de biogás que han sido registrados en el MDL, VCS y GS. Lo anterior facilita el trabajo del dueño del proyecto en la identificación de la metodología apropiada para su actividad.

Tabla: Metodologías aprobadas y utilizadas para proyectos de biogás registra-dos en el MDL y en los estándares del mercado voluntario de carbono

Metodología Tecnología / medida adoptada

GRAN ESCALA

AM0039

Reducción de emisiones de metano pro-veniente de aguas residuales orgánicas y residuos sólidos bioorgánicos mediante el compostaje

Metodologías para el manejo de desperdi-cios y aguas residuales:

Tratamiento alternativo: compostaje

ACM0010

Metodología de línea de base consolidada para la reducción de emisiones de GEI proveniente de sistemas de manejo del estiércol.


estiércol y desecho animal comparable

ACM0014

Mitigación de la emisión de GEI del trata-miento de aguas residuales industriales.


Lagunas de oxidación y biodigestores-biogás

PEQUEÑA ESCALA

AMS-III.D

Recuperación de metano en sistemas de manejo de estiércol animal.


estiércol y desecho animal comparable

AMS-III.F

Evitación de emisiones de metano median-te tratamiento biológico controlado de la biomasa


• Lagunas de oxidación y biodigestores-biogás

• Compostaje


AMS-III.H Recuperación de metano en el tratamiento de aguas residuales.


Lagunas de oxidación y biodigestores-biogás

AMS-III-I Evitación de metano en el tratamiento de aguas residuales mediante el remplazo de sistemas anaeróbicos por sistemas aeróbicos.


Tratamiento aeróbico de las aguas residuales

AMS-III.R Recuperación de metano en actividades agrícolas en hogares/pequeñas fincas.

Metodologías para el manejo de desperdi-cios y aguas residuales

AMS-III.Y Evitación de metano mediante la separación de sólidos de las aguas residuales o de los sistemas de tratamiento del estiércol.


Tratamiento alternativo: la quema

AMS-I.A

Generación de electricidad por el usuario

Metodologías para energía renovable:

Electricidad desconectada a la red (Offgrid electricity)

AMS-I.C

Producción de energía térmica con o sin electricidad (Producción de energía: calor o calor y electricidad; cogeneración calor/electricidad).

Metodologías para energía renovable: (mecánica o térmica):

Energía renovable térmica

AMS-I.D

Generación de energía renovable conectada a la red. (Combinación de calor y genera-ción de electricidad no es elegible para la aplicación de esta metodología).

Metodologías para energía renovable:

Energía de la red (Grid Electricity)

AMS-I.E

Sustitución de la biomasa no renovable para aplicaciones térmicas por el usuario

Metodologías para energía renovable: (mecánica o térmica): Energía renovable térmica.

MICRO ESCALA

Indicative programme, baseline and monitoring methodology for Small Scale Biodigestor Voluntary GS

Fuente: Elaboración propia con insumos del Pipeline List del UNEP RISO CENTER, a marzo de 2011.


La tabla siguiente resume las metodologías del MDL que han sido empleadas por los proyectos registrados bajo los estándares del mercado voluntario de carbono.

TAblA: Metodologías de los proyectos de biogás bajo los estándares en el mercado voluntario

Estándar Metodología

VCS ACM0014, AMS-III-D, AMS-III.H, AMS-III-I, AMS-III-Y, AMS-I.C, AMS-I.D

GS AM0013, ACM0014, AMS-III-E, AMS-III.H, AMS-I.C, AMS-I.D, Indicative pro-gramme, baseline and monitoring methodology for Small Scale Biodigestor Voluntary GS (Microescala).

Fuente: VCS, GS, ISO 14064-2, a enero 2011 y marzo 2011.

Para identificar la metodología más conveniente, se debe tomar los siguientes criterios: tamaño del proyecto, categoría sectorial, tipo de actividad de mitiga-ción y tecnología a emplear. EL MDL ha desarrollado un Libreto de Metodolo-gías, que se encuentra en la página principal de la CMNUCC, y que permite identificar la metodología apropiada para desarrollar un proyecto.

A continuación se presentan las metodologías ACM0014 para proyectos de gran escala y las metodologías AMS-III.D y AMS-I.D para proyectos de pequeña escala. Dichas metodologías han sido empleadas para proyectos de biogás en el MDL y en los estándares voluntarios del mercado de carbono (Gold Standard, GS, Verified Carbon Standard, VCS).

La ACM0014 corresponde a proyectos grandes y es la más utilizada a nivel mundial, además de remplazar dos metodologías que han sido utilizadas para proyectos en Latinoamérica.

Las metodologías AMS-III.D y AMS-I.D son las más utilizadas a nivel mundial y en Latinoamérica para proyectos de pequeña escala; la primera correspon-de a la recuperación de metano y generación de biogás y la segunda para generar energía.

Cada metodología está resumida, mostrando cómo son presentadas en el Documento de Metodologías del MDL. La diferencia es que en este anexo se presentan traducidas al español, dado que dicho documento está disponible únicamente en inglés.

El Documento de Metodologías del MDL emplea íconos para representar el escenario de línea base (punto de partida) y el escenario del proyecto. A con-tinuación se presentan los íconos empleados por las metodologías que se presentan, así como su significado.


ACM0014: Mitigación de emisiones de Gases de Efecto Invernadero del tratamiento de aguas residuales industriales

Proyectos típicos • Tratamiento de aguas residuales industriales en un digestor anaeróbico nuevo, y la captura y quema o la utilización del biogás generado para generar electricidad o calor; o

• Tratamiento de aguas residuales industriales en la misma planta de trata-miento (correspondiente a la información presentada en la línea de base), pero haciendo el tratamiento de los lodos de sedimentación primaria y / o secundaria, ya sea en un digestor anaeróbico nuevo o el tratamiento de los lodos bajo condiciones aeróbicas establecidas con claridad.

Tipo de actividad de mitigación de emisiones de GEI

Destrucción de GEI: Destrucción de las emisiones de metano y desplaza-miento de un servicio más intensivo en GEI

Condiciones importantes bajo las cuales la metodología es aplicable

En el escenario de línea base (escenario del punto de partida, antes del pro-yecto), la profundidad media de las lagunas abiertas o de los pozos utiliza-dos para los lodos, es de al menos un metro.

• El tiempo de residencia de la materia orgánica en los sistemas de lagunas abiertas deberá ser de al menos 30 días;

• Las regulaciones locales no impiden la descarga de aguas residuales en lagunas abiertas;

• Los lodos producidos durante la implementación del proyecto no se alma-cenan en el sitio antes de la aplicación de la tierra, para evitar cualquier cantidad de emisiones de metano de la degradación anaeróbica.

Parámetros importantes Monitoreo:

• Cantidad y Demanda Química de Oxígeno (DQO) de aguas residuales o de los lodos que son tratadas (dos) en el proyecto.

• Cantidad de biogás recolectado y concentración del metano en el biogás.• Cantidad neta de electricidad o de calor generada/o en el proyecto.

Escenario de Línea de base:

• Los sistemas de tratamiento de aguas residuales existentes resul-tan en la liberación de metano a la atmosfera.

Escenario del proyecto:

• Captura de metano en el sistema de tratamiento de aguas residua-les resulta en menores emisiones de GEI.

• En caso de la utilización del metano para generar energía, se remplazan los medios de genera-ción de energía más intensivos en la generación de GEI.


AMS-I.D. Generación de electricidad renovable conectada a la red

Proyectos típicos • Construcción y operación de una planta eléctrica que utiliza fuentes de energía renovable y que suministra electricidad a la red (instalaciones totalmente nuevas de plantas de energía); o

• Modificación, sustitución o aumento de la capacidad de una planta de energía existente que utiliza fuentes renovables de energía y que suminis-tra electricidad a la red.


Energía renovable:

• Desplazamiento de electricidad que sería provista a la red por medios más intensivos en la generación de GEI.


• Generación combinada de calor y electricidad no es elegible ( Para lo anterior, utilizar AMS.I-C)

• Condiciones especiales aplican para plantas hidroeléctricas basadas en yacimientos de agua.

Parámetros importantes En la validación:

• Factos de emisión de la red ( también puede ser monitoreado ex post)

Monitoreo:

• Cantidad de electricidad neta suministrada a la red• Cantidad de biomasa/combustible fósil consumida/o. Valor calorífico neto

y contenido de humedad de la biomasa.


• Electricidad suministrada a la red mediante medios más intensivos de emisión de GEI.


• Electricidad es generada y suministrada a la red mediante el uso de tecnologías de energía renovable.


AMS-III.D. Recuperación de metano en sistemas de manejo de estiércol animal

Proyectos típicos Remplazo o modificación de los sistemas anaeróbicos de manejo de estiér-col existentes en granjas de ganado, para recuperar metano y su destrucción mediante la quema / combustión o uso energético del metano recuperado.


Destrucción de GEI

• Destrucción de GEI y el desplazamiento de servicios más intensivos en la emisión de GEI.


• El estiércol o las corrientes de agua mezcladas con estiércol obtenidas después del tratamiento, no se descargan en los recursos hídricos natu-rales (ríos o estuarios por ejemplo);

• En el escenario de línea de base, el tiempo de retención de los residuos de estiércol en los sistemas de tratamiento anaeróbico, es mayor a un mes, y en caso de lagunas anaeróbicas en el escenario de línea base, su profundidad es de al menos un metro;

• Los lodos finales deben ser tratados aeróbicamente;• El tiempo de almacenamiento del estiércol después de la eliminación de

los establos de los animales, incluyendo su transporte, no debe exceder de 45 días antes de introducirlo en el digestor anaeróbico, a menos que pueda demostrarse que el contenido de materia seca del estiércol es superior al 20% cuando se extrae de los establos de los animales.

Parámetros importantes Monitoreo

• Cantidad de biogás recuperado y quemado o usado provechosamente;• La cantidad anual de combustible fósil o electricidad empleada para

operar la instalación o equipo auxiliar;• Fracción del estiércol utilizado en el sistema de manejo de estiércol, el

peso promedio del ganado y la población de ganado (cantidad de gana-do).


• El estiércol animal se descompo-ne anaeróbicamente y el metano es emitido a la atmósfera.


• El metano es recuperado y des-truido o utilizado provechosamen-te debido al remplazo o modifica-ción de los sistemas anaeróbicos de manejo de estiércol existentes.


Anexo 6

Instrumento de entrevista para identificar el interés de las empresas en el mercado de carbono

INvERSIóN y DESARROllO DE UN PROyECTO DE bIOGáS

El Servicio Holandés de Cooperación al Desarrollo en Honduras (SNV) está implementando un estudio del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) sobre el potencial de generación de biogás en el país, a partir del aprovechamiento de los desechos agroindustriales. La siguiente encuesta está dirigida a agroempresas interesadas en estudiar la posibilidad de desarrollar proyectos de biogás y también de participar en el mercado de carbono. Llenar la encuesta solo tomará 15-20 minutos de su tiempo, y todas sus respuestas serán manejadas con carácter confidencial. Gracias por su participación.

* Requerido

DATOS GENERAlES DE lA EMPRESA

1. 1 Nombre de la empresa *

1.2 Persona de contacto *

1. 3 Cargo en la empresa *

1. 4. Correo electrónico *

1.5. Teléfono *

1.6 Rubro / Sector de su organización o empresa *

1.7 Otro rubro / Sector * Si no aplica, colocar N/A

1.8 Tipo de organización o empresa *

1.9 Otro tipo de organización o empresa * Si no aplica colocar: N/A

1.10 Dirección de la organización o empresa * (colonia, calle, avenida, # casa, ciudad / comunidad / departamento, país)

1.11 Dentro de su sector, su organización o empresa es considerada como: *

Pequeña

Mediana

Grande

1.12 ¿Qué criterio se utiliza para determinar su tamaño? *

Volumen de ventas

Volumen de producción

Número de empleados

Generación de ganancias

Otro criterio

1.13 Otro criterio * Si no aplica, colocar N/A

1.14 ¿Podría indicar el número correspondiente a esa medida que determina su tamaño en el mercado? * (p. ej. ventas al año en L, volumen de producción, # de empleados, ganancias al año, etc.)

Reproducción de ganado bovino

Cooperativa


GENERACIóN y MANEJO DE DESECHOS

2.1 ¿Qué tipo de desecho (s) genera? *

Sólidos

Líquidos

Mixto: sólidos y líquidos

Otro tipo de desecho

2.2 Describa el desecho generado: i) tipo de desecho, ii) volumen generado al año, iii) origen, iv) características generales y v) qué hace con ellos (llenar un cuadro para cada tipo de desecho). *

Desecho 1:

Desecho 2:

Desecho 3:

Desecho 4:


DESARROllO DE UN PROyECTO DE bIOGáS

3.1 ¿Qué entiende por desarrollar un proyecto de biogás? *

3.2 ¿Cuál es su nivel de conocimiento sobre desarrollar un proyecto de biogás en su organización o empresa? *

3.3 ¿Cómo cree que beneficiaría a su organización o empresa, desarrollar un proyecto de este tipo? * (Indicar sus expectativas)

3.4 Comentarios:

INvERSIóN EN UN PROyECTO DE bIOGáS

4.1 ¿Estaría su organización o empresa interesada en desarrollar un proyecto de biogás? SI / NO *

SI

NO

4.2 ¿Estaría dispuesto a realizar la preinversión requerida para identificar la factibilidad de desarrollo de un proyecto de biogás? *

SI, ya que me permitiría conocer la factibilidad técnica y económica de su desarrollo y luego tomar decisiones

Depende de la inversión requerida

NO

4.3 Si su respuesta es SI, indicar el estimado en USD * Si su respuesta es NO, colocar: N/A

1 2 3 4 5

Muy poco Todo lo que es necesario saber


4.4 ¿Tiene conocimiento sobre la inversión requerida para desarrollar un proyecto de biogás? *

SI

NO

4.5 ¿Dentro de qué rango calcula que su organización o empresa estaría dispuesta a invertir para desarrollar un proyecto de biogás? * Esta inversión es adicional a la requerida para desarrollar el proyecto de biogás.

No estamos interesados en invertir

USD 20,000- USD 40,000

USD 40,001 - USD 60,000

USD 60,001 - USD 80,000

USD 80,001 - USD 100,000

Otro:

4.6 ¿Cuál sería su fuente de financiamiento? *

Recursos propios

Préstamos

Mixta

Donaciones

4.7 Otra fuente:

4.8 ¿Cuáles serían otras condiciones importantes para desarrollar un proyecto de biogás en su organización o empresa? *

El MERCADO DE CARbONO

5.1 ¿Qué entiende por mercado de carbono? *

5.2 ¿Cuál es su nivel de conocimiento sobre la participación de proyectos de biogás en el mercado de carbono? *

1 2 3 4 5

Muy poco Todo lo que es necesario saber


5.3 ¿Cómo cree que beneficiaría a su organización o empresa, desarrollar su proyecto de biogás en el mercado de carbono? * Indicar sus expectativas

5.4 Comentarios

INvERSIóN EN El MERCADO DE CARbONO

6.1 ¿Estaría su organización o empresa interesada en conocer las posibilidades y beneficios de participar en el mercado de carbono? SI / NO *

SI

NO

6.2 ¿Estaría dispuesto a realizar la preinversión requerida para identificar la factibilidad de desarrollar su proyecto de biogás en el mercado de carbono? *

SI, ya que me permitiría conocer la factibilidad técnica y económica de su desarrollo y luego tomar decisiones

Depende de la inversión requerida

NO

6.3 Si su respuesta es SI, indicar el estimado en USD*. Si su respuesta es NO, colocar: N/A

6.4 ¿Tiene conocimiento sobre la inversión requerida para desarrollar su proyecto de biogás en el mercado de carbono? *

SI

NO

6.5 ¿Dentro de qué rango calcula que su organización o empresa estaría dispuesta a invertir para desarrollar su proyecto de biogás en el mercado de carbono?* Esta inversión es adicional a la requerida para desarrollar el proyecto de biogás.

No estamos interesados en invertir

USD 20,000-USD 40,000

USD 40,001-USD 60,000

USD 60,001-USD 80,000

USD 80,001-USD 100,000

Otro:


6.6 ¿Cuál sería su fuente de financiamiento?: *

Recursos propios

Préstamos

Mixta

Donaciones

6.7 Otra fuente

6.8 ¿Cuáles serían otras condiciones importantes para desarrollar su proyecto de biogás en el mercado de carbono?

CONFIDENCIAlIDAD DE lA INFORMACIóN

7.1 Toda la información en esta encuesta será manejada de manera confidencial por SNV y el Programa de las Naciones Unidas para Desarrollo (PNUD), donante de este estudio. Por favor indique si autoriza el uso parcial o total de la información de su empresa para publicaciones del PNUD. *

No autorizo el uso de los datos para publicaciones

Sí autorizo el uso de los datos para publicaciones

Sí autorizo el uso parcial de la información para publicaciones

7.2 De ser su respuesta “Uso parcial de la información”, por favor indique qué información desea mantener confidencial.

Los residuos líquidos o efluentes y los desechos sólidos que generan

las actividades agropecuarias, semindustriales o industriales tienen una alta

carga de contaminantes. Una alternativa para disminuir la emisión de Gases

de Efecto Invernadero (GEI), que producen el calentamiento global, podría

encontrarse en la captura y uso de biogás, un combustible renovable capaz

de sustituir combustibles fósiles o biomasa (leña). Con la implementación de

tecnologías de biodigestión se pueden aprovechar y manejar adecuadamente

los desechos sólidos y líquidos en distintos sectores productivos,

transformándolos en una fuente de energía.

El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), en el marco

de su programa de cooperación con la Secretaría de Recursos Naturales

y Ambiente (SERNA) y con el apoyo de SNV, realizó el “Estudio sobre el potencial

de desarrollo de iniciativas de biogás a nivel productivo en Honduras”,

cuyo objetivo fue analizar el potencial de distintos sectores productivos

para desarrollar proyectos de biogás; entre otros, café, caña de azúcar,

palma africana, procesadoras de carnes y embutidos, ganado bovino,

porcino y avícola, y así determinar su potencial en la reducción de GEI

y su participación en el mercado de carbono.

Esperamos que esta publicación contribuya a los propósitos de informar,

sensibilizar y concientizar a las empresas de los sectores analizados,

a fin de que aprovechen su potencial como desarrolladores de proyectos

de biogás y de carbono.






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