noviembre 6, 2006 | Industria
A estas alturas, es un dato que la industria forestal está desarrollando con más fuerza un nuevo negocio, impensado hace un par de años, y que se vincula nada menos que a la generación eléctrica.
Y es que los desechos del proceso productivo del sector permiten a las compañías incursionar en este ámbito a través de la biomasa, y si bien, la mayoría de la producción eléctrica es empleada por las mismas instalaciones, en ocasiones sus excedentes son inyectados al Sistema Interconectado Central (SIC).
Tanto la industria de la celulosa como del secado de madera y tableros utilizan este tipo de energía, de hecho, esta última, obtiene 61,5% de su combustible a partir de la biomasa, de acuerdo a cifras de la Corporación Chilena de la Madera (Corma).
De esta manera, la generación eléctrica está totalmente integrada en el proceso productivo de las plantas. De hecho, la caldera de Nueva Aldea, de Celulosa Arauco y Constitución (Celco), del Grupo Angelini, que aún está en marcha blanca, autogenera 35 MW de potencia, vendiendo en el mercado spot cerca de 14 MW.
Este tipo de generación aparece como alternativa viable frente a la estrechez energética, dada por las restricciones de gas natural argentino que afectan al país desde abril de 2004. Bajo este escenario, la producción a partir de la combustión de biomasa forestal, donde se utiliza aserrín, corteza, virutas, polvo lija y lignina extraída de la madera, surge como una alternativa real de abastecimiento.
Es por esto que las plantas forestales han realizado inversiones, que según analistas del sector fluctúan entre los US,7 millones y US,9 millones por MW instalado. Si bien, es más costoso que una planta de ciclo combinado, que generalmente está bajo los US millón por MW, es similar a una carbonera, que está cerca de los US,5 millones por MW.
“Es un aporte que tiene potencial, es competitivo, es una alternativa más que debe ser evaluada”, aseguró Ramón Galaz, gerente general de la Consultora Valgesta, aunque advirtió que “estas plantas son factibles para las empresas que tengan acceso a la biomasa y por eso la celulosa tiene ventaja, por el origen del recurso”.
Los actores
Dentro de los actores de este pequeño pero pujante segmento, sin duda, Celco es el actor más relevante. La compañía del Grupo Angelini incluso creó la filial Arauco Generación para ocuparse de este negocio, la que durante 2005 generó alrededor de 2% del total de la energía del SIC.
Y es que el grupo posee en sus complejos forestales industriales una capacidad instalada de 540 MW, entregando excedentes al SIC por unos 178 MW, una vez que la planta de celulosa de Nueva Aldea llegue a un régimen estable de producción. Para ver la magnitud, este nivel de generación permitiría abastecer las necesidades de Talca, Chillán y Valdivia.
Arauco Generación, a septiembre de 2006, registró una utilidad de US,2 millones, cifra positiva frente a las pérdidas por US,1 millones del mismo periodo de 2005.
Otra de las empresas que también aporta al SIC este tipo de generación es AES Gener, a través de su coligada Energía Verde. La compañía inició sus operaciones en 1993 ofreciendo la construcción y operación de las primeras dos plantas termoeléctricas de cogeneración en Constitución (Forestal Copihue y Aserraderos Arauco) y en Laja, ambas con una potencia instalada de 8,7 MW.
Asimismo, en 1997 puso en servicio una al interior de Celulosa Santa Fe, propiedad de CMPC Celulosa, del Grupo Matte.
Otra forestal que también ha experimentado con este tipo de energías es Forestal Rusffin, en la XII Región, que durante 2005 inauguró una planta con una capacidad instalada de 1,2 MW, para el autoabastecimiento requerido en sus procesos.
Futuros proyectos
Bajo este escenario, y considerando el potencial existente, hay una serie de proyectos de biomasa en carpeta.
Forestal y Papelera Concepción invertirá US2 millones en un sistema de cogeneración (…) de energía con una capacidad de 10 MW; CBB Forestal, adquirida por Celco, planea invertir US0 millones en un proyecto de cogeneración de energía con biomasa; mientras que a través del II Concurso de ERNC de la Corfo y la CNE, se destinarán recursos por cerca de US6 millones para el desarrollo de 5 nuevos proyectos entre la V y VII Región.
Fuente: Estrategia.
septiembre 4, 2006 | Industria
La estrechez energética por la que atraviesa Chile y una buena parte del mundo, abre una gran oportunidad para el desarrollo de energías alternativas o no convencionales, las que en nuestro país hoy sólo representan un 2,4% de la capacidad instalada en generación. A nivel internacional, por el contrario, la experiencia es amplia, destacando por ejemplo que España es el segundo productor de energía eólica, y con ello prevé a futuro satisfacer un 30% de sus necesidades de electricidad, mientras que a 2010 en Alemania un 25% de la matriz energética será en base 25% a Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
Es por ello que el Gobierno se ha propuesto ambiciosas metas, pues la autoridad entendió que este tipo de energías tienen una serie de beneficios, entre los que destaca la producción limpia y además contribuir a mejorar la seguridad energética. Es así como el Ejecutivo apuesta que el 15% del aumento de la generación eléctrica a 2010 se logre en base a Energías Renovables No Convencionales, considerando que en el catastro que realizó la Corfo, los privados mantienen a firme 42 proyectos en base a ERNC, con una inversión total de US34 millones y nada menos que 591 MW de capacidad instalada.
Las metas planteadas por el Gobierno implican que al término de esta década se habrán incorporado 2.250 MW de nueva capacidad, de los cuales al menos 330 MW deberán provenir de ERNC, es decir, originados por el desarrollo de centrales eólicas, geotérmicas, minihídricas, solares, biomasa y mareomotriz. En todo caso, los cálculos iniciales pueden ser superados, pues en octubre la Corfo y la CNE publicarán el resultado del segundo concurso de Energías Renovables, en el cual compiten 57 iniciativas, las que podrían aportar otros 376 MW de potencia y una inversión cercana a los US70 millones.
Entre los proyectos a firme, 256 MW corresponden a iniciativas hidráulicas (25 centrales), sumando una inversión cercana a los US60 millones. Los parques eólicos, en tanto, suman US65 millones de inversión y una capacidad instalada de 311 MW (con un total de 11 iniciativas), los que se instalarían entre la II y la XII regiones. A su vez, Las plantas de biomasa (5 unidades) totalizan una inversión por US9 millones y una capacidad de 15 MW, mientras que el único proyecto que emplea energía geotérmica supone la puesta en marcha de una unidad de 9 MW y el desembolso de US0 millones.
Sin embargo, el desarrollo de los Energías Renovables No Convencionales no sólo depende de la voluntad de invertir del sector privado, pues el costo de generar con este tipo de centrales es mucho mayor al que tienen las tradicionales (hidroeléctricas, carboneras, gas y ciclo combinado). Es por ello, que la materialización de estos proyectos dependerá de los beneficios que pueda proporcionar el Estado, tal como ya sucedió con Ley Corta Eléctrica I y II, pues en esta última se establece que las licitaciones de suministro de las distribuidoras eléctricas un 5% de energía se reserve para centrales de ERNC.
Fuente: Estrategia.
julio 24, 2006 | Industria
Han pasado sólo tres meses desde que la compañía eléctrica Guacolda recibía la noticia de que su emblemático proyecto Guacolda III había recibido todas las aprobaciones ambientales para su construcción.
Se trataba de la primera central a carbón (de 200 MW y US50 millones de inversión) aprobada en 10 años en todo el país, y una de las unidades que llegaría a aliviar la estrechez energética a mediados de 2009.
Sin embargo, hoy el proyecto original de Guacolda III podría sufrir cambios. Los socios de la eléctrica -AES Gener (50%), Copec (25%) y el grupo Von Appen (25%)- están estudiando modificar la tecnología que utilizaría la central, y que había sido considerada una de sus fortalezas. En efecto, el estudio de impacto ambiental (EIA) que aprobó la Comisión Regional del Medio Ambiente (Corema) de la III Región contempla que la central tiene la flexibilidad de operar desde 100% con carbón hasta con 100% de petcoke -carbón de residuos petroleros-, en caso de ser necesario.
Para esto, la tecnología que utilizaría la central era una caldera de lecho fluidizado, la que permite una mejor combustión de este tipo de fósiles y, por tanto, menores emisiones de residuos al medio ambiente. Pero hoy se está estudiando cambiarla a una tecnología de carbón pulverizado, de la que se tiene mayor experiencia en su uso.
Sin embargo, el cambio no es fácil. Para llevarlo a cabo habría que presentar una declaración de impacto ambiental (DIA), cuya tramitación podría terminar por retrasar la puesta en marcha del proyecto.
El tema ha sido planteado a la autoridad para ver la opción de agilizar este trámite en caso de ser necesario, aunque el cambio en sí no es visto con buenos ojos por el Gobierno.
El gerente general de Guacolda, Sergio del Campo, asegura: «No hemos tomado la decisión de hacer alguna modificación por ahora», aunque reconoce que están en condiciones de hacerlo porque no se vulnerarían las normas ambientales.
«La ley no permite presentar distintas soluciones tecnológicas, sino una, y si después quiere flexibilizarlo bajo el paraguas establecido por la resolución es un tema que se tiene que evaluar. Hay que presentar una DIA, o lo que corresponda, lo que la autoridad finalmente diga que hay que presentar. Pero eso es materia de decisión de la empresa, porque éste es un proceso competitivo», asegura.
Fuente: Emol.
mayo 19, 2006 | Industria
El Fondo de Estabilización de los Precios de los Combustibles, mejor conocido como FEPC, fue un impuesto al consumo hasta marzo, y a partir de ese mes se transformó en un subsidio que tiene fecha de término: el 30 de junio próximo.
Las palabras corresponden al secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Pablo Serra, quien asistió hoy al desayuno que organiza periódicamente el Club Monetario de la Universidad Finis Terrae.
Serra informó que actualmente se encuentra trabajando una comisión interministerial para evaluar los pasos a seguir cuando el FEPC concluya en junio próximo, pero que desconoce mayores antecedentes de las reuniones que se han llevado a cabo.
El secretario ejecutivo dijo además que si bien los próximos tres años serán de estrechez energética, a partir de 2008 habrá gas asegurado para las industrias, ello apuntando a la consecución final del proyecto GNL y otras iniciativas.
En materia de precios, Serra explicó si bien este año se había proyectado bastante complicado, ello por el efecto del fenómeno de La Niña, que hacía prever un año seco, el escenario había cambiado y ahora se podía planear un período un poco más optimista de los recursos hidrológicos para 2006. Sin embargo, dijo que los costos marginales serán traspasados a los clientes regulados, e informó que muy probablemente a partir de 2010 los valores serán bastantes más razonables que ahora, incluso más bajos, ello gracias a la gran cantidad de iniciativas e inversiones que se están anunciando actualmente y que para esa fecha debiesen estar en operaciones.
Fuente: Electricidad Interamericana.
febrero 28, 2006 | Industria
La apuesta del Gobierno es clara: ante un complejo escenario de abastecimiento de gas argentino, sus armas apuntarán a resolver la crisis a través del aumento en la coordinación con el país vecino. Y eso está haciendo.
Según el máximo ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Luis Sánchez Castellón, las reuniones bilaterales entre ambos gobiernos están comenzando a ver sus primeros resultados y, si bien no se puede exigir el cumplimiento de los contratos, sí pueden atenuarse los efectos de los cortes para los industriales.
«Este año, vamos a tener restricciones variables, pero como hemos mejorado los niveles de coordinación y previsibilidad, la idea es disminuir la incertidumbre», dice.
Según asegura, el incremento en la coordinación no sólo con el Gobierno argentino, sino también con los privados, ha hecho incluso que se eviten «cortes inútiles». Por ello, es que frente a un año donde el abastecimiento de gas dependerá del consumo en el país vecino, la apuesta de la CNE apunta a tratar de disminuir los recortes a través de mayor eficacia en el proceso de importación de gas natural.
Y le quita dramatismo al comienzo de los cortes de gas a industriales. «Durante enero y febrero de este año, hemos tenido una restricción menor en 6% respecto de la misma época del año pasado», dice el ejecutivo, haciendo frente a las especulaciones sobre que 2006 y 2007 podrían ser años críticos para nuestro país en materia de abastecimiento.
Para el ejecutivo, la puesta en marcha del proyecto de Gas Natural Licuado que encabeza la Enap hará que la situación de estrechez energética se alivie. Mientras, asegura, existe una serie de proyectos que podrían ayudar a pasar los «apretados» tres años que vienen sin tener mayores problemas.
«Ahora se construyen 1.000MW de aquí a 2008 en centrales termo e hidroeléctricas», afirma, recalcando que a largo plazo la seguridad de abastecimiento eléctrico está garantizada.
Por ello es que el proyecto de centrales hidroeléctricas en Aisén es visto como parte de la solución. «El país debe utilizar todos sus recursos energéticos», recalca.
Desde comienzos de los 90 que nuestro país depende, en gran parte, para la generación eléctrica del suministro de gas natural desde Argentina. Las inversiones que se hicieron para hacer viable esta alternativa fueron de alrededor de US mil millones y se escogió a Argentina como único proveedor dado que en Perú aún no se encontraban reservas y Bolivia era poco seguro. Esta alternativa fue ampliamente apoyada, dado que hasta ese momento la dependencia energética chilena del petróleo alcanzaba cerca del 40%.
Proyectos
Hacia 2008 hay proyectos de generación por 1.000MW.
Fuente: El Mercurio.
