"Con el desarrollo de esta investigación se buscó establecer la viabilidad técnica, financiera y ambiental del proceso de producción de biocombustibles tipo diésel y gasolinas a partir de la licuefacción hidrotérmica de microalgas obtenidas de la captura de los gases residuales de la industria cementera en Colombia (Cementos Argos). La importancia de esta investigación radica en que la industria del cemento aporta cerca del 10% del dióxido de carbono en el mundo.

Las microalgas son un material biológico que permite gran metabolismo de dióxido de carbono, por lo que una de las principales industrias de cemento en el mundo, la compañía Cementos Argos, ha venido realizando estudios de la captura de CO2 a través de este material biológico, encontrando condiciones que permiten obtener una captura cercana a 1.8 toneladas de CO2 por tonelada de microalga. Por tanto, la Compañía construyó una planta piloto de microalgas para la captura de gases reales de la Planta de Cartagena, Colombia, permitiendo establecer costos de producción del orden de 210$ COP/kg de microalga, así como identificar y superar algunas limitaciones tecnológicas.

Paralelamente, mientras Cementos Argos refinaba el estudio de las microalgas, en esta investigación se determinaron las condiciones técnicas que permitieran obtener la mayor cantidad de biocrudo mediante el proceso de licuefacción solvotérmica LHT de las microalgas. Estas condiciones fueron 350°C con un tiempo de residencia de 45 minutos y una relación de 3 – 1 de solvente a microalga, usando acetona como solvente en el proceso.

Si bien se obtuvo la mayor cantidad de biocrudo posible y unas buenas características fisicoquímicas, tales como densidad API 14 y un poder calorífico de 30 MJ/kg, este biocrudo presenta unos altos costos de operación del orden de 88 USD/bl, valor estimado mediante el producto tecnológico ""MODELO TÉCNICO FINANCIERO DE LA PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES A PARTIR DE LICUEFACCIÓN HIDROTÉRMICA DE MICROALGAS"" desarrollado en modalidad de secreto industrial, avalado por Cementos Argos y la Universidad de Antioquia.

Como se mencionó anteriormente, los costos de producción del biocrudo obtenido, eran aún muy altos y, además, el valor agregado como combustible térmico era bajo, compitiendo con el carbón convencional lo que no permitiría recuperar las altas inversiones esperadas (estimadas en cerca de 130 MUSD para el proceso de LHT para procesar 400 Ton/día de microalgas). Al evaluar el modelo técnico financiero construido, se encontró que la acetona representaba cerca del 80% de los costos de operación, motivo por el cual se realizaron algunos ensayos reemplazándola total o parcialmente, encontrándose que usando solamente agua el rendimiento era muy bajo (18%) y el costo de producción del orden de 128 USD/bl, pero con una mezcla de agua – acetona se encontró una relación técnico financiera en la cual se obtenía los menores costos de producción y, a su vez, la mayor utilidad operativa.

Igualmente, se refinaron otras condiciones de proceso encontrando que el uso de catalizador de carbonato de potasio y una reducción de temperatura favorecían el proceso, alcanzándose un costo de producción de 38 USD/bl con una relación de solvente Agua – Acetona de 2.9 – 1 y una relación solvente – microalga 3 – 1, lo que corresponde a un 3.33% de acetona como solvente en el proceso a 300°C con un 10% de K2CO3 con respecto a las microalgas y un tiempo de reacción de 45 minutos.

Este proceso se encuentra en trámite de patente de innovación tecnológica “Solvothermal Liquefaction Process From Biomass For Biocrude Production”, radicado en el departamento de comercio de los Estado Unidos 1838.20400 (Attorney Dock Number) del 22 de julio de 2021. Custom Number 130961. Incluyendo el reúso de la fase acuosa en la licuefacción hidrotérmica, evitando la generación de vertimientos líquidos.

Paralelamente, se determinaron las condiciones para el proceso de mejoramiento (upgraging) de biocrudo, mediante el uso de un biocrudo sintético con las principales características fisicoquímicas y químicas del biocrudo real. Esto fue necesario mientras Cementos Argos producía bajo condiciones reales la cantidad de microalgas requerida para producir un lote suficiente de biocrudo.

El mejoramiento consiste en un hidrotratamiento para la remoción de heteroátomos, que ocurre simultáneamente con reacciones de hidrocraqueo e hidrogenación de insaturaciones. Este proceso se realizó en un sistema de alta presión operado en continuo. Usando dos lechos catalíticos, el primero de pre-hidrogenación con catalizador HTC 600 a 250°C, con un tiempo de residencia de 47 minutos a 50 bar de hidrógeno, y el segundo de hidro-desnitrificación con catalizador KATALCO 61-1 T a 350°C, con un tiempo de residencia de 57 minutos a 50 bar. Alcanzándose una remoción del 100% con una relación molar de 18, lo que equivale a 8.8% en masa.

Una vez se obtuvo el biocrudo real, se observaron problemas para su alimentación al sistema de alta presión en continúo debido a su alta viscosidad. La dilución en hexadecano y otros solventes para mejorar la viscosidad no fue posible y, por tal motivo, se continuó con los procesos de mejoramiento en sistemas por lotes (batch) y semi-lotes (semi-batch) con el fin de evaluar las condiciones encontradas con el biocrudo sintético. Con estas reacciones se pudieron caracterizar los productos líquidos y gaseosos. El rendimiento másico a productos líquidos con respecto al bio-oil alimentado fue del de 50%, con una remoción de 73% del nitrógeno, una gravedad API de 25,50° y un poder calorífico de 42.13 MJ/kg.

Con este nuevo escenario se realizó la evaluación financiera del proceso hasta el biocrudo mejorado (mayor valor agregado), llegándose a utilidades operativas negativas ya que aumentó el costo de producción por las etapas adicionales. De igual forma se estimó un CAPEX del orden de 180 MUSD; bajo estos escenarios la fase gas del proceso de upgrading era utilizado para la cogeneración de energía.

Una vez caracterizada la fase gas del proceso de mejoramiento, que corresponde a cerca del 40% del biocrudo alimentado, compuesto principalmente por butano y pentano (44.3% y 19.8%, respectivamente), fue posible obtener un 25% de combustibles tipo diésel, 17,5% de combustibles tipo gasolinas y un 3.5% de hidrocarburos pesados. Con un rendimiento 23% superior al reportado por autores como Brown, Wrigth y Thilakaratne (Ou et al., 2015).

Incluyendo los procesos de destilación y condensación de los combustibles, se estimó un costo de capital CAPEX del orden de 192 MUSD, con una utilidad operativa de 28 MUSD, un VPN de 5.3 MUSD y una TIR de 12.6%, mostrando una viabilidad financiera del proceso al incluir estos productos de mayor valor agregado. Mostrando las microalgas como el mayor costo operativo 43%.

La caracterización de los combustibles producidos fue muy promisoria. El combustible tipo diésel tiene un contenido de 61% de hidrocarburos alifáticos como pentadecano, hexadecano y heptadecano, algunos compuestos alifáticos ramificados y, en menor proporción, compuesto aromáticos, una densidad de 0.8716 g/ml 15°C, una viscosidad 5,27 cm2/s 40°C y un poder calorífico de 44.31 MJ/kg. Sin embargo, contiene algunos compuesto piridinicos y quinoleínas que no fue posible remover en su totalidad.

Con el fin de validar técnicamente la fase media o combustible tipo diésel, se realizó una combustión en un motor real a diésel, con una mezcla del 10% en diésel petroquímico, obteniendo emisiones de material particulado, CO y CO2 muy similares a las del diésel petroquímico, y una disminución de las emisiones de hidrocarburos totales sin quemar (THC). Así mismo, las emisiones de NOx ganaron relevancia, esperado por el contenido de nitrógeno en las microalgas.

Desde el punto de vista ambiental, cuando se incluye el análisis de ciclo de vida desde el cambio climático se estimó una captura de 3.11 kg CO2/ kg de combustible producido, lo cual clasifica el proceso como ambiental o MDL permitiendo acceder al mercado de créditos de carbono CERs y beneficios tributarios. Bajo este escenario se estima una inversión de capital de 165 MUSD por la exclusión de aranceles, y un aumento en las utilidades por la valorización de la captura de las emisiones, mejorando la rentabilidad del proceso.

Al valorar el mercado de créditos de carbono CERs de una forma conservadora en 5 USD/ton CO2, se estima un mínimo viable de inversión en 142 MUSD con una producción de 850 bl/día de combustibles líquidos, lo que permite generar una tasa de retorno del 12%.

Se puede concluir que técnicamente se obtienen combustibles que pueden tener un uso comercial y solo es posible obtener retornos de la inversión cuando se llega al escenario de producción de combustibles finales tipo diésel y gasolinas.

El desarrollo de esta investigación mostró la viabilidad y características del proceso con el fin de evidenciar la potencialidad de implementación de fases posteriores de ingeniería, como la construcción de un sistema piloto que permita obtener mayores cantidades de productos para la evaluación en sistema reales. Por lo cual, actualmente de la mano de Cementos Argos, Minciencias y Ecopetrol se avanza en su validación pre comercial a nivel industrial."