agosto 17, 2015 | Industria
(El Mercurio) Según el último balance energético nacional, 29% de la energía primaria en Chile proviene de la biomasa vegetal. «Eso significa que es más importante que el carbón y que el gas natural, pero está subvalorada», asegura Alex Berg, quien es director ejecutivo de la dirección de desarrollo tecnológico de la Universidad de Concepción.
Casi 57% de esa biomasa vegetal es leña, mientras que el resto corresponde a calderas industriales y plantas de cogeneración, que producen tanto energía eléctrica como térmica.
Esta biomasa es sustentable en la medida que se mantenga, es decir, que se corte la misma cantidad de árboles que vuelve a crecer, dice. «Si corto más de lo que crece no es sustentable». Afortunadamente, una buena parte de esa biomasa proviene del bosque nativo y corresponde a madera certificada por Conaf, asegura.
Al respecto dice que es falso que la leña sea un contaminante, aunque es la fuente original de las emisiones que han aumentado la contaminación a niveles de emergencia en ciudades como Temuco. «La leña es un combustible súper noble, no tiene metales, alógenos, cloruro, azufre ni nitrógeno, es súper limpia»
El problema está, según el investigador, en que la utilizamos mal. Las estufas que tenemos no son del estándar que debieran y controlar una estufa a nivel domiciliario es difícil. En cambio las calderas industriales sí se pueden monitorear y su nivel de contaminación es mínimo.
La clave está en que el CO {-2} que se produce por esta combustión es absorbido por los árboles que están creciendo, entonces no se produce una emisión neta de dióxido de carbono. «En cambio, si quemo carbón, gas natural o petróleo, eso no lo absorbe nadie y para que se vuelva a formar petróleo o gas necesito por lo menos un millón de años», explica.
El aprovechamiento de la biomasa vegetal también ha ayudado a darle un mejor aprovechamiento a los desechos de la industria forestal. Hasta hace unos 25 años, cuando se instalaron las primeras plantas de cogeneración a partir de biomasa vegetal, había enormes rumas de aserrín y corteza que se acumulaban. «Hoy eso no existe, quien tiene una gran cantidad de residuos los quema y produce energía eléctrica y térmica, y es un excelente negocio».
Existen ya unas 20 plantas, y producen al menos 6% de la energía que ingresa al sistema interconectado central. Además son mucho más eficientes que las de generación eléctrica en base carbón, gas natural o diésel.
«Actualmente, con la biomasa se genera vapor, y este impulsa una turbina que genera energía eléctrica, pero en las centrales más pequeñas tal sistema no es viable económicamente, porque la eficiencia baja mucho.
Por eso se están evaluando alternativas como producir gas a partir de la biomasa y alimentar con él los motores que generan la energía eléctrica. Pero el desafío es cómo limpiar tales gases, ya que junto con ellos se producen alquitranes que deben destruirse. A nivel mundial ya hay plantas de este tipo funcionando y pensamos que en Chile son una buena alternativa.
En todo caso, a largo plazo la biomasa vegetal será demasiado valiosa como para quemarla. «Debiera tener un uso más noble que servir de combustible», sostiene.
Otras alternativas
Más allá de la biomasa vegetal también se están evaluando otras tecnologías. Es así como en la Universidad de Santiago el grupo liderado por César Huillinir, investigador del Departamento de Ingeniería Química, trabaja con lodos residuales de las plantas de tratamiento. El grupo desarrolló un modelo matemático para el proceso de biosecado de estos materiales. Una vez secos, pueden ser quemados en las calderas. Esto podría beneficiar a empresas como las papeleras, que deben trasladar sus desechos a rellenos sanitarios.
Las microalgas también han surgido como alternativa energética, en este caso para generar biodiésel. La Universidad Católica junto con un consorcio empresarial ya las está cultivando en una planta piloto en Mejillones. Pero no se esperan resultados a corto plazo.
[Biomasa de cultivos energéticos busca su espacio]
agosto 14, 2015 | Industria
La interconexión SIC-SING, junto con la presencia del futuro Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, debería otorgar un nuevo incentivo al sector generadores en el marco de la próxima licitación de suministro eléctrico que debe realizarse en marzo de 2016, según las estimaciones de Juan Carlos Araneda, director de Planificación y Desarrollo del CDEC SING.
El especialista adelanta algunos de los temas que expondrá en el desayuno-taller de ECODIE que se realizará el 4 de septiembre en la sede de la Cámara de Comercio de Santiago.
¿Cuáles son los desafíos más importantes que plantea la interconexión SIC-SING a los CDEC?
En primer lugar, tener preparado el sistema en términos de estudios, de criterios operacionales y procesos para que, una vez que se conecte el norte con el sur, todo salga perfecto. Que se pongan en servicio las nuevas obras de transmisión que se requieren y que coordinadamente logremos los objetivos que pretende la interconexión, como son lograr mayor seguridad en el servicio, costos más bajos en la operación del sistema y facilitar la integración de energías renovables. Hacer realidad todos esos beneficios y objetivos es el gran desafío del organismo de coordinación.
¿Cómo se prepara su organismo frente a los cambios legislativos?
Ambos CDEC, (SIC y SING) desde el año pasado, cuando esto partió, fuimos invitados por la Comisión Nacional de Energía (CNE) a trabajar en conjunto para identificar las principales brechas técnicas y cómo orientar el desarrollo del sistema hacia una operación coordinada común. Colaboramos con el trabajo que llevó a cabo la Comisión y que finalmente se incluyó en el proyecto de ley que acaba de entrar al Parlamento. Es uno de los objetivos de la Agenda de Energía del Gobierno.
¿Qué le parece la creación de un nuevo ente coordinador independiente? ¿Cuáles son las ventajas que tiene respecto del sistema actual que opera?
Desde el punto de vista formal hoy los dos organismos de coordinación también tienen un grado de independencia por el hecho de que sus directorios fueron elegidos en forma independiente, a diferencia de lo que pasaba años atrás, en que los directorios estaban integrados por personas que pertenecían a las empresas que son coordinadas, ya sean generadores, transmisores, y por lo tanto, no eran independientes de los agentes coordinados.
Hoy son independientes porque son elegidos por los segmentos que forman parte de esa coordinación.
¿Quién los nombra?
Los directores son cinco, por cada uno de los CDEC, por cada uno de los segmentos. Uno, por ejemplo, son los generadores grandes de más de 200 MW, generadores de menos de 200 MW, otro de transmisión de troncal, otro de subtransmisores y otro de los clientes libres, que son los que pueden negociar el precio directamente con sus suministradores. El paso que se quiere dar son directorios que no sean nombrados por estas empresas, sino por un comité independiente que asegure que no hay una relación entre el directorio y las empresas que son coordinadas.
¿Quién financiaría este ente coordinador?
El ente coordinador lo financiaría el cliente final a través de la tarifa. Lo mismo que la transmisión va a tener un cargo directo a la tarifa del cliente final. Hoy, por ejemplo, el presupuesto es pagado por las mismas empresas coordinadas, y se pretende hacerlo distinto para lograr la independencia económica. Es un organismo privado, pero con un mandato público.
¿Qué fortalezas debieran conservarse para el próximo sistema?
Las principales fortalezas es la experiencia de las personas, el know-how de quienes trabajan en los organismos de coordinación, cómo operar, cómo preservar la seguridad, como brindar el acceso abierto a los distintos generadores, transmisores o consumidores y, por otro lado, en cuanto a la mirada hacia el largo plazo en términos de cómo desarrollar el sistema. Por eso uno de los desafíos es partir desde adentro, cómo desde los mismos organismos nos estamos organizando para homologar procesos, procedimientos, paralelo con todo el trámite legislativo de la iniciativa, planificar los principales aspectos para disminuir el número de debilidades que pudiéramos tener de cara a 2017. La idea es tener los procedimientos comunes y estar trabajando como si fuéramos uno, de manera que cuando salga la ley, se nombre este nuevo directorio independiente y toda la organización está lista para tomar el nuevo mandato que se otorgue.
Los cambios debieran tener un impacto beneficioso el consumidor ¿en qué se traducirán?
Es el principal objetivo, si beneficia al país es porque beneficia a los consumidores, es el principal agente hacia el cual se está orientando todo el cambio ¿Por qué? Una de las principales razones para el cambio fue porque hoy día tenemos tarifas muy altas, la idea es cómo se pueden reducir los costos. La mejora en las condiciones de la competencia depende de una transmisión libre de congestiones y donde cualquier nuevo generador chileno o extranjero, se pueda conectar. Si finalmente entran generadores competitivos la tarifa al cliente final va a ir bajando, porque los costos van a ser menores. Todo el proceso de interconectarse pretende facilitar el acceso, facilitar la conexión, y eso requiere que haya gente que vele porque el proceso se haga con las condiciones de seguridad y calidad de servicio de manera de que sigamos teniendo los niveles de calidad en la electricidad en todo los hogares.
Frente a este proyecto ¿Hay interés de nuevos actores por ingresar a este mercado?
Muchísimo. Los dos organismos de coordinación todos los días estamos recibiendo nuevos agentes que quieren conectarse, participar en los distintos procesos; ha habido muchos cambios tecnológicos en ERNC, en especial en energía eólica y solar, que han formado asociaciones y donde las universidades -en este caso la Universidad de Chile- han sido agentes de cambio porque se han anticipado, por ejemplo con la misma creación del Centro de Energía (de la U. de Chile) ha sido un motor para anticipar la entrada de tecnologías, de suministros que le pueden dar al país una condición distinta en términos de independencia energética, depender de recursos naturales y evitar la dependencia de recursos fósiles. Por supuesto también hay generadores con tecnologías convencionales, que son centrales a carbón, o de gas natural que siguen apareciendo, y por supuesto también hay que atenderlos en forma no discriminatoria, trabajar con todos ellos, y buscando que ellos compitan porque el mercado de generación, en Chile es un mercado libre que no se planifica y solamente ellos se conectan en la medida que tengan contratos que vayan a atender suministros buscando el mejor precio.
¿En cuánto tiempo calculan que se convierta en ley?
La Comisión Nacional de Energía ha dicho que espera que sea ley entre marzo y abril del próximo año, con lo que se pretende dar una señal potente en la próxima licitación de suministro para las empresas distribuidoras, que los nuevos generadores que vayan a participar valoren la transmisión de una forma distinta, sobre la base de los criterios de la nueva ley. Eso significa que los costos de la transmisión debieran ser cubiertos por el consumo y no por los generadores.
agosto 14, 2015 | Industria
(Soy Chile) El Gobierno Argentino hizo una invitación al Gobierno de Chile, especialmente al Ministerio de Energía, para participar en las V Jornadas Forestales en la ciudad de Santiago del Estero, ubicada al norte del país vecino.
El seremi de Energía de la Región de Los Lagos, Javier García, fue designado para exponer en el seminario internacional, donde dio a conocer la propuesta nacional en relación a temas de biomasa y leña.
“Tengo que presentar la propuesta nacional de la leña, cómo hemos avanzado, qué actividades hemos realizado con las comunidades, con el tema ambiental, con el tema bosque, para llegar al año 2016 a declarar la leña como combustible. Además, cuáles han sido los pasos importantes hasta llegar a esa alternativa”, detalló García.
Agregó que “me pidieron que inaugure la jornada con mi presentación durante la mañana. Para mí es un gran orgullo representar a Chile en esta importante actividad argentina”.
[Estudio promueve al gas natural como alternativa a la leña]
agosto 13, 2015 | Industria
(El Mercurio) Las tres calderas industriales que la mina de la estatal Codelco tiene en la parte alta de las montañas de Calama consumieron alguna vez 67 mil barriles de diésel al año para producir brillantes láminas de cobre para exportación. Ahora, este trabajo está alimentado por la energía que generan casi tres mil paneles solares que aprovechan el cielo azul y despejado del desierto de Atacama.
A medida que el costo de la electricidad eólica y solar baja, la energía renovable se ha vuelto más atractiva para las mineras que usan electricidad en forma intensiva. En ningún lugar el fenómeno es tan prevalente como en Chile, donde las empresas han sido pioneras en el uso de alternativas a la electricidad convencional tras soportar por años algunos de los costos energéticos más altos del mundo.
En la mina de Codelco, llamada Gabriela Mistral, una planta termosolar operada por la chilena Energía Llaima SpA y la danesa Arcon-Sunmark ha reemplazado cerca de 80% del diésel que Codelco antes subía en camión 2,6 km hacia la mina. El cobre de la Corporación Nacional del Cobre de Chile (Codelco), el mayor productor del metal del mundo, se destina a China y otros mercados.
“Este cielo azul me hace feliz”, dijo Rodrigo Aravena, gerente de la planta, mientras inspeccionaba filas de paneles en un área de 44 mil m {+2} . “Significa que generamos más y es mucho mejor para el negocio”.
La consultora Ernst & Young estimó recientemente que las minas en América Latina -una región que produce cobre, hierro, petróleo y carbón- invertirán más de US$ 1.000 millones en proyectos de energía renovable hasta 2022, frente a US$ 37 millones en 2013. Buena parte de ese desarrollo será en este país, que produce un tercio del cobre del mundo.
Durante la última década, los precios de la electricidad para las mineras chilenas se han duplicado a cerca de US$ 100 por megavatio-hora, según el Consejo Minero con sede en Santiago, un precio que casi duplica el de su vecino Perú. Chile depende excesivamente de la importación de energía, mientras que Perú acude a un suministro interno amplio y barato de hidroeléctricas y gas natural.
Las empresas solar y eólica dicen que pueden suministrar energía a las minas por US$ 80 el megavatio hora, un precio alto para Perú y otros países, pero competitivo para Chile.
“La escala de lo que está pasando en Chile es actualmente único en el mundo”, dice Mike Elliott, analista jefe de minería de Ernst & Young. Tiene lugar en Chile porque los cálculos económicos simplemente tienen sentido, mientras que en muchos otros países no tiene aún la misma lógica comercial”.
La Presidenta Michelle Bachelet está promoviendo alternativas a la importación de gas natural, carbón y diésel, con una meta del gobierno de que la energía renovable sea la fuente de 20% de la capacidad eléctrica total para 2025. En mayo, las fuentes renovables podrían generar 2.273 megavatios en Chile, cerca de 11% de la capacidad eléctrica, según Cifes, un centro para la innovación en energía sostenible. El año pasado, Chile sumó 982 megavatios de capacidad renovable a su red eléctrica; en 2013 tenía 244 megavatios.
La agenda energética del gobierno significa que las empresas de minería necesitan depender cada vez más de la energía renovable. En la red eléctrica del norte, cerca de 90% del consumo recae sobre el sector industrial, en buena parte mineras. Cochilco, la Comisión Chilena del Cobre, prevé que las cupreras duplicarán el consumo de electricidad durante los próximos 10 años, cuando se estima que las empresas inviertan US$ 74 mil millones en el sector.
“A diferencia de muchos países desarrollados donde el primer motor de desarrollo de la energía renovable ha sido la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, ese no es el principal motor aquí, sino la seguridad energética y los precios competitivos”, dice Fernando Hentzschel, gerente de desarrollo y tecnología de Cifes.
Chile reconsideró sus políticas de energía después de 2004, cuando sufrió una crisis energética tras la decisión de Argentina de restringir las exportaciones de gas natural para cubrir su propia demanda. Los planes para plantas a carbón y represas hidroeléctricas en el sur del país fueron cancelados debido a la oposición de las comunidades y las protestas de los ambientalistas. El gobierno consideró brevemente la energía nuclear, pero archivó la opción luego del desastre de la planta de Fukushima en Japón en 2011.
El cielo azul de Atacama surgió como una alternativa. (En todo caso) la energía renovable tiene limitaciones para las mineras y pocos expertos creen que reemplazará completamente y a corto plazo la energía convencional. Las empresas necesitan un suministro constante para extraer minerales las 24 horas del día, y el sol y el viento pueden ser intermitentes.
agosto 12, 2015 | Industria
(El Mercurio) Las lluvias beneficiarían los resultados de todas las empresas eléctricas, pero en mayor medida de Colbún y Endesa.
Marcelo Catalán, analista del Bci, explica que el agua caída favorece a todo el sistema porque el costo marginal -que marca la última central que inyecta, es decir, la menos eficiente-, ha presentado bajas importantes y en el último período ha estado marcado por las plantas de Gas Natural Licuado (GNL).
«Una mejor hidrología hará que gran parte del costo marginal esté determinado por el carbón (más barato que el GNL). Eso permitirá que el tercer trimestre se vean beneficiados los resultados de Colbún, Endesa, y de todas las firmas que hacen compras de energía en el mercado spot para surtir sus contratos a costo marginal», explica.
La eléctrica del grupo Matte tiene todas las centrales en el Sistema Interconectado Central (SIC), pero Endesa está más diversificada, por lo que si bien el impacto para ella resulta positivo, es más acotado, afirma Catalán.
Sergio Zapata, analista de CorpResearch, aclara que en el caso de Colbún, en lo que va de agosto, el precio de la acción ha subido 1,7%, mientras Endesa ha caído 2,2% en el mismo período. «Las lluvias no han tenido un impacto positivo evidente en el precio de esta acción, y es más bien un efecto poco significativo en el caso de Colbún. Los inversionistas entienden que las lluvias no van a cambiar el tipo de hidrología que hemos visto a lo largo del año», dice. Agrega que si no llueve más, no cambiarán mayormente los resultados, pero «si por el contrario, este es el inicio de una tardía temporada de lluvias y se prolonga, podríamos ver una mejora de resultados, lo que unido a la baja del precio de los combustibles, marcaría una diferencia», señala Zapata.
Andrés Galarce, de EuroAmerica, dice que el menor dinamismo tanto de las acciones de Colbún como de Endesa se explica por resultados por debajo de lo esperado en el caso de la primera, y por los temores en torno a la reestructuración que tienen los accionistas de Endesa, filial de Enersis. El analista explica que la generadora controlada por Enel tiene a su favor tanto las lluvias como el reinicio de la central termoeléctrica Bocamina II, pero advierte que la reorganización «tiene más bien asustado al mercado».
