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72.99- Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial

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ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD PARA LA UTILIZACION DE RESIDUOS DERIVADOS DE LA ACTIVIDAD FORESTOINDUSTRIAL,

PARA LA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA EN LA PROVINCIA DE ENTRE

RIOS

RESUMEN EJECUTIVO

MAYO 2012

María Verónica Jiménez Bouret

Padrón: 79.546

Universidad de Buenos Aires

Facultad de Ingeniería


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E S T U DI O D E PR E F AC T I B I L I DAD P AR A L A U T I L I Z AC I Ó N D E R ESI D U OS D ER I V AD O S D E L

P R O CE S AM I EN T O F O RE S TO I N D U S T RI AL , P AR A L A G E NE R AC I Ó N D E E NE R GÍ A E L É C T RI C A EN L A

P R OVI N CI A D E E N T RE R Í OS.

R e s um e n E j e cu t i vo : I n t r od u c c i ó n

La Dirección Nacional de Promoción, dependiente de la Subsecretaria de Energía Eléctrica de la Secretaría de Energía de la Nación ha encomendado la realización del Estudio de Prefactibilidad para la utilización de residuos, derivados del procesamiento forestoindustrial, para la generación de energía eléctrica, en la Provincia de Entre Ríos.

Este estudio se realizó mediante el concurso del Ministerio de Economía y Producción, Secretaria de Política Económica, Unidad de Preinversión (UNPRE), Programa Multisectorial de Inversión II.

Empresa Energía de Entre Ríos Sociedad Anónima, ENERSA, concesionaria del Servicio Público de Distribución de Electricidad en jurisdicción de la Provincia de Entre Ríos, constituye la Entidad Facilitadora del Proyecto y ha participado activamente en el desarrollo del Estudio.

El presente proyecto a cargo de Esin Consultora S.A., consiste en un estudio de prefactibilidad dentro del mercado de la energía eléctrica, más específicamente bioenergía, definida como energía producida a partir de biomasa.

ESIN Consultora S.A. es una empresa de ingeniería, especializada en el desarrollo de proyectos energéticos en el país y en el exterior, con amplia experiencia en sistemas de generación eléctrica convencionales, su transformación y transporte. Esin Consultora se ocupa del Gerenciamiento de Proyectos, realizando tareas como la coordinación ejecutiva de estudios, estudios de prefactibilidad y factibilidad, estudios eléctricos de Sistemas de potencia, Anteproyectos y evaluación de inversiones, Documentación licitatoria, Ingeniería de detalle eléctrica, mecánica y civil, Inspección y Dirección de obras entre otros trabajos. También ha iniciado trabajos que involucran energías no convencionales y el uso de fuentes no renovables contando con profesionales que cubren todos los aspectos relacionados a la energía.

Desde el año 2006 me encuentro trabajando para la Consultora. Comencé en el Área de Calidad en la Interconexión de energía Eléctrica para la Línea de Extra Alta Tensión 500 kV Puerto Madryn – Pico Truncado, luego participé en la Línea de 500 kV de Norte Grande – NOA en el área de Calidad y de Seguimiento de Contrato y Suministros. Actualmente me encuentro trabajando en la Línea de Alta Tensión Pico Truncado – Río Gallegos – Río Turbio y Calafate. A su vez tuve la oportunidad de participar de otros Proyectos de Energías no convencionales y de proyectos de investigación sobre nuevas tecnologías limpias. En este caso en particular mi función fue como asistente de todos los grupos especialistas de trabajo y su coordinación y la participación en el equipo de logística.


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Or i ge n

Para encarar este proyecto se han considerado una serie de factores concurrentes:

1. La crisis energética nacional que arrastra ya varios años. 2. La caída de la producción nacional de combustibles líquidos y el alto precio del

gas importado. 3. La presión internacional creciente para la utilización de combustibles no

tradicionales y energías renovables, teniendo como principal objetivo la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

4. La importancia ambiental que reviste en la actualidad el reciclado o reutilización de residuos de actividades industriales o domésticas.

5. La necesidad de costos competitivos.

Por estas causas en los últimos años muchas empresas no relacionadas con la producción energética han encarado estudios que involucran autogeneración o cogeneración a partir de sub-productos o residuos de sus procesos.

En este caso, la provincia de Entre Ríos y otras de la región del Litoral presentan

características y condiciones aptas para este tipo de proyecto. La actividad extractiva maderera y su industrialización así como la producción

agrícola de ciertos productos como el arroz, caña de azúcar, girasol y otros generan residuos que por sus características y volúmenes merecen ser analizados como potenciales fuentes de energía. O bj e t i vo s

El objeto del Estudio es el de identificar oportunidades para la generación de energía eléctrica a través de esquemas institucionales sostenibles para la utilización de energías renovables no contaminantes, mediante un recurso energético actualmente no utilizado a tal fin, como es la biomasa; contribuyendo de tal forma a la generación de puestos de trabajo en áreas del interior de la provincia de Entre Ríos. Así mismo se evaluará la capacidad del proyecto para reducir emisiones de CO2. Al c a n c e s

• Identificar el potencial de la provincia sobre la generación de residuos de actividades agrícolas e industriales que puedan ser reutilizados para la producción de energía eléctrica.

• Identificar las zonas de mayor concentración de esas actividades. • Evaluar cuali y cuantitativamente los volúmenes de sub-productos o residuos con

potencial energético, generados en el procesamiento de los productos resultantes de esas actividades.

• Describir los procesos básicos alternativos para su transformación en energía eléctrica para definir la tecnología a adoptar y las posibles localizaciones del emprendimiento

• Análisis de la logística (transporte y almacenamiento) para las posibles localizaciones.


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• Desarrollo del anteproyecto (Inventario del recurso y dimensionamiento y evaluación económica).

• Análisis de la normativa vigente en la materia, programas de desarrollos nacionales y provinciales y su financiamiento y condiciones para la incorporación del proyecto al MEM (Mercado Energético Mayorista).

• Estudio de prefactibilidad técnico - económica. • Impacto Ambiental.

D e s c r i pc i ó n de l e n t o r n o de l p r o ye c t o

Dentro del marco de las Normas y Leyes de la Secretaria de la materia. El ente regulador: ENRE Ente aprobante: MEM Iniciadores: grupo de productores beneficiarios del proyecto.

Este sector se ha vuelto uno de los sectores más dinámicos y cambiantes de la

economía energética mundial debido al crecimiento acelerado en la producción y uso de la bioenergía.

Debido a los fuertes aumentos en los precios del crudo, el mundo ya empieza a renunciar al consumo de petróleo y dentro de 15 o 20 años, el biocombustible podría cubrir la cuarta parte de la demanda global de energía.

La producción mundial de biocombustibles por sí sola se ha duplicado en los últimos 5 años.

Dentro de este contexto, enmarcado por una crisis energética y la inestabilidad e imprevisibilidad de los precios del petróleo, la dependencia en los combustibles fósiles se ha transformado en un riesgo mayor para muchas de las economías en desarrollo. Es por ello que la bioenergía es una oportunidad para agregar un suministro energético al mundo para satisfacer la enorme y creciente demanda y para mitigar algunos de los efectos sobre el precio. Es una oportunidad de hacerlo de manera amigable para el medio ambiente y para que los países en desarrollo como Argentina puedan proporcionar ingresos y trabajo a sus ciudadanos, favoreciendo así el desarrollo de este tipo de mercado de energías alternativas que se encuentra en pleno desarrollo en nuestro país.

An á l i s i s c u a n t i t a t i vo f í s i c o , l o ca l i z a c i ón d e l os r ec u r s os .

La actividad forestoindustrial muestra una dispersión de datos y una ausencia de

valores consolidados. Se recopilaron entonces informaciones provenientes de diferentes fuentes, para llegar a valores representativos.

Los montes implantados en la provincia de Entre Ríos producen del orden de 250 t/ha, con períodos de corte del orden de 16 años. Por otra parte quedan en el monte alrededor de 12 t/ha de biomasa no retirada, de las cuales aproximadamente la mitad son triturables, y el resto es material no aprovechable.

De los rollizos derivados a aserraderos, su rendimiento varía según las tecnologías empleadas y a los productos generados, pero puede estimarse en el orden de 50%. O sea, que la mitad de la biomasa proveniente del monte serán subproductos del aserradero, como corteza, costaneros, aserrín, virutas, despuntes, chips, etc.


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De estos subproductos, los chips son aptos para la fabricación de celulosa y/o tableros de partículas. También, parte del aserrín seco tiene posibilidades luego de pelleteado o briqueteado, de ser vendido como combustible para uso domiciliario, en su mayoría exportado a Europa.

Del resto, su destino más conveniente es la utilización con fines energéticos, ya sea para vapor de procesos industriales y/o generación de energía mecánica o eléctrica.

La cantidad actual de residuos disponibles en la actividad forestal primaria y foresto industrial de Entre Ríos se puede estimar entre 940.000 t/año y 800.000 t/año de biomasa, con una humedad media que se puede considerar en el orden de 40%. Descontando la parte que puede utilizarse como materia prima para papel o tableros, el resto sería en principio utilizable con fines energéticos, que resulta entre 840.000 t/año y 710.000 t/año. Biomasa utilizable con fines energéticos en toda la provincia de Entre Ríos: 855.000 Tn/año

Se puede apreciar que el recurso forestal de la Provincia de Entre Ríos se

encuentra sobre la margen del río Uruguay, y en especial en su zona norte. La mayor cantidad de aserraderos, proveedores mayoritarios de los residuos se encuentran en Federación (y Chajarí), Concordia y Colón, como se observa en el siguiente cuadro:

Desmonte 100%

118.200 has. Período de corte:

16 años

7.375 ha/año

Rollizo y Maderable 95,42%

250 Tn/ha

1.843.750 Tn/año (η=50%)

Resto Desmonte 4,58%

12 Tn/ha

88.500 Tn/año

Triturable 2,29%

6 Tn/ha

44.250 Tn/año

No Aprovechable

2,29%

6 Tn/ha

Subproductos 47,71% Madera 47,71%

Otros 33,40%

645.312,5 Tn/año Chips 14,31%

Otros Usos 7,15 % 138.155,87 Tn/año

Ind. Papel 7,15% η=80%

Fibra 5,72%

Residuo 1,43%

27.631,17 Tn/año


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E va l ua c i ó n e ne r gé t i c a de l os r e c u r s o s

Del análisis físico-químico de los recursos, se considera una humedad promedio de 40%, el Poder Calorífico Inferior de los residuos forestales estará en el orden de 2450 kcal/kg.

Si se asume un promedio de 8.000 horas anuales de operación de una central termoeléctrica y se toma de manera conservadora 710.000 tn/año, significa que habrá disponible alrededor de 90 t/h de residuos forestales para su uso como combustible. Adoptando un rendimiento global de 25% para estos ciclos térmicos se podrá generar del orden de 64 MW.

Este valor potencial surge de considerar la totalidad del recurso biomásico de la Provincia, pero por razones operativas y de localización de planta se va a trabajar únicamente con la biomasa de la zona seleccionada y aquella que resulte económicamente viable de transportar.

S e l ec c i ó n de l a t ec n o l o g í a a em p l ea r

Un primer parámetro a tener en cuenta para la selección del proceso es el contenido de humedad de la biomasa a utilizar.

En nuestro caso, contamos con residuos forestoindustriales los cuales tienen una humedad promedio del 40%.

Cuando el contenido de humedad es menor al 50-60%, se dice que la biomasa es seca.

En función de esto se puede hacer una primera preselección de los procesos tecnológicos propuestos:

De acuerdo a esto podemos obtener como primera conclusión que los procesos termoquímicos son los de nuestro interés para el tipo de biomasa que tenemos.

BIOMASA PARA ENERGÍA

HUMEDA Contenido de humedad

mayor a 60%

PROCESOS FÍSICOS (presión)

PROCESOS BIOQUÍMICOS (fermentación)

PROCESOS TERMOQUÍMICOS

SECA Contenido de humedad

menor a 60%


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GASIFICACIÓN VS. COMBUSTIÓN

• La gasificación de madera es un proceso ecológico, ya que el CO2 generado es el mismo que absorbe el árbol durante su vida y el mismo que se generaría durante su descomposición si fuera abandonada en su medio natural.

• Ausencia de humos contaminantes. • Necesita una menor cantidad de aire. • Control absoluto de los subproductos generados para su posterior gestión. • Mayor eficiencia del proceso. • Posibilidad de obtención de energía eléctrica y térmica conjuntamente. • Facilidad de aplicación a proyectos de cogeneración. • El rendimiento de esta tecnología puede duplicar al de la combustión directa.

No obstante, puede ser aplicable un proceso mixto de gasificación y combustión según las distintas calidades de las materias primas disponibles, además de su contenido de humedad y de residuos de alquitranes, especialmente en los casos de demanda conjunta de energía eléctrica y térmica. Resulta muy eficiente cuando las materias primas son diversas.

GASIFICACIÓN VS. PIROLISIS

• Si bien la pirolisis se encuentra en etapas de investigación y desarrollo para ampliar su utilización para residuos urbanos, desechos de producción agrícola y otras fuentes de biomasa, la gasificación actualmente es la que permite una mayor variedad de fuentes de recursos y mayor versatilidad de las tecnologías ya desarrolladas especialmente con fines de generación eléctrica y co-generación.

• El proceso de Pirolisis como proceso en si mismo, no es eficiente desde el punto de vista energético sino que se usa en combinación con otros procesos como ser en este caso la gasificación.

• La pirolisis tiene además como inconveniente la generación de coque (char) de difícil reutilización y la posibilidad de formación de productos tóxicos intermedios.

• Un régimen de pirolisis es conveniente cuando se tiene mayor cantidad de inorgánicos.

• Menor impacto ambiental.

A partir de biomasa seca

A partir de biomasa húmeda o seca

Procesos termoquímicos

Procesos bioquímicos

Combustión

Calor Electricidad

Fermentación alcohólica

Metanol

Gasificación

Gas pobre Gas de síntesis

Esterificación

Metiléster

Pirolisis

Carbón vegetal Aceite de pirolisis Brea Vegetal

Digestión anaerobia

Metano


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Como el presente trabajo es con intereses comerciales y no en el desarrollo de tecnologías, para el tipo de biomasa que consideramos, de acuerdo a lo planteado en el capítulo de Planeamiento de Tecnologías, los procesos de gasificación son los más ampliamente utilizados y desarrollados. Por este motivo y teniendo en cuenta los beneficios planteados más arriba frente a los otros dos procesos, nos centraremos en los procesos de gasificación como solución a nuestra situación. La elección de la tecnología se debe basar en tres aspectos principales:

• el tipo y la cantidad de biomasa de la que se dispone, • la aplicación final que se pretende, es decir, qué necesidades energéticas se

pretenden cubrir, • y un grupo de factores varios (medioambientales y económicos).

De acuerdo a los datos de potencia se podría decir que el tipo de gasificador

más conveniente sería un gasificador updraft o de lecho fluidizado. Si bien el proceso de lecho fluidizado podría ser de aplicación también, el updraft

resulta ser lo que mejor se adapta a nuestras necesidades, ya que este no tiene tantas restricciones en cuanto al tamaño de las partículas.

Los de lecho fluidizado requieren dimensiones de partículas inferiores a 1 cm, lo que implicaría la necesidad de un proceso de chipeado o limitar la biomasa disponible a la sola utilización de aquella proveniente de aserraderos descartando toda aquella proveniente de los desechos de poda y restos de desmonte.

Por otro lado los antecedentes confirman que la tecnología más utilizada y desarrollada para estas condiciones de biomasa son los procesos updraft. Los gasificadores de lecho fluidizado fueron originalmente desarrollados para la gasificación del carbón y han sido adaptados para la conversión de biomasa lo cual sigue en vías de desarrollo e investigación. Es por ello que la tecnología a elegir será la gasificación updraft con aire como agente gasificador, ya que esta tecnología se adapta bien a este tipo de gasificante con un bajo costo al no necesitar fuente de calor externa. Además teniendo en cuenta el tipo de materia prima y diversidad de tamaños, se considera como alternativa conveniente la combinación de sistemas de parrilla para combustión con sistema alternativo de gasificación con cámara torsional (variante de la gasificación updraft) que permite una mayor permanencia de las partículas dentro del sistema evitando la carbonización y la emisión de partículas sin gasificar.


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Este diseño presenta las siguientes características. Alta eficiencia térmica con mínimo mantenimiento . Los gasógenos tradicionales se construían con paredes de ladrillos refractarios que, además de significar importantes pérdidas de calor al exterior, demandaban frecuentes tareas de mantenimiento por deterioro de dichas paredes. Los diseños de Agrest, en cambio, tienen paredes con circulación de agua en forma integral con la caldera (tubos individuales y/u hogares planos o corrugados), que eliminan totalmente el problema de mantenimiento y aumentan la eficiencia del equipo entre un 5 y un 10%. Facilidad de operación . Las características constructivas del gasógeno permiten mantener una constancia en la calidad del gas producido y responden a las variaciones de demanda con pasos operativos muy sencillos y rápidos. Posibilidad de trabajar a muy bajos excesos de aire . La incorporación de un sistema de combustión torsional permite trabajar a excesos de aire muy bajos (<10%), manteniendo la completación de la combustión a valores similares a los obtenidos con gas natural. Esto permite resolver problemas como el planteado por la industria del anhídrido carbónico, donde resulta imprescindible tener el menor volumen posible de gases a tratar con el mayor porcentaje de CO2. Bajo grado de ensuciamiento del generador de vapor o de la materia prima a secar (caso de un secadero). Siendo el gasógeno un reactor de lecho fijo en el cual la carga hace de filtro para los gases producidos, la mayor parte de las cenizas quedan retenidas (y son evacuadas) en la zona inferior del gasógeno, asegurando un gas (y gases producto de la combustión) con bajo tenor de cenizas, lo que permite trabajar en calderas del tipo humotubular con largos períodos de marcha continua. Posibilidad de acoplarse directamente a secaderos . Debido a la escasa presencia de cenizas y a la ausencia de otros contaminantes, los gases de combustión producidos mediante estos gasógenos se pueden utilizar para el secado de productos orgánicos. Facilidad de montaje a equipos existentes . Los gasógenos pueden acoplarse a calderas y/o secaderos convencionales existentes con un mínimo de modificaciones y de tiempo de parada de la instalación, en comparación con otros sistemas alternativos. Posibilidad de utilización de combustibles muy vari ados . Además de la leña, es factible utilizar residuos de la elaboración de la madera como puntas, costaneros y recortes, o marlos de maíz, cáscaras de coco, nuez y otros productos vegetales de tamaño adecuado con una humedad no mayor del 40%.

E s t ud i o s e l é c t r i c o s bá s i co s

Las centrales hidráulicas son las únicas relevantes en el área del estudio, ya que

suman 2.655 MW. La provincia de Entre Ríos se encuentra vinculada al SIN en 500 kV mediante las estaciones transformadoras de Salto Grande y de Colonia Elía, ambas en la rivera del Río Uruguay.


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Estas estaciones, mediante rebaje a 132 kV, permiten alimentar el sistema de transporte regional.

Por otra parte existe doble vinculación en 132 kV entre Paraná y Santa Fe, que permiten recibir energía desde la Estación Transformadora de Santo Tomé en la Provincia de Santa Fe. En el noroeste de la provincia existe un vínculo en 132 kV entre Chajarí y Monte Caseros en la Provincia de Corrientes.

La provincia de Entre Ríos cuenta con una red en Alta Tensión en 132 kV a cargo de la empresa provincial Energía de Entre Ríos Sociedad Anónima, en adelante ENERSA. Esta red alimenta una red de Media Tensión en 33 y 13,2 kV responsable del sistema de subtransmisión y distribución.

La demanda expuesta es abastecida por ENERSA.

Se considera que la tasa de incremento de la demanda para el total de la Provincia de 4,64 % anual resulta representativa de la media global con un coeficiente de correlación aceptable de 0,944.

Este tipo de proyectos, pueden representar un importante aporte para cubrir la creciente demanda de energía con criterios de energías amigables con el medio ambiente.

Los resultados evidencian una mayor concentración de Aserraderos en los Departamentos de Concordia y Federación, que totalizan un 68,3 % del total provincial. Considérese que Chajarí se encuentra en el Departamento de Federación

Sólo el Departamento de Federación concentra aproximadamente el 40 % del

total de la potencia demandada por el total de los Aserraderos de la Provincia de Entre Ríos.

Para plantear las obras de vinculación eléctrica necesarias para incorporar la o las centrales de generación que utilicen los residuos derivados del procesamiento de la actividad forestoindustrial, es necesario asumir el nivel de potencia a manejar. Las tecnologías disponibles y una razonable gestión de la biomasa permiten plantear que deben operarse módulos de aproximadamente 5 y 20 MW.


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La energía producida debe volcarse en alguna de las Estaciones Transformadoras 132/33 kV, mediante un vínculo directo, sin consumos intermedios a fin de disminuir el riesgo de falla y poder efectuar adecuadamente la coordinación de protecciones.

S e l ec c i ó n de l a l oc a l i z ac i ó n - L o g í s t i c a

La experiencia internacional y nacional evidencia que se observa que las plantas en funcionamiento en algunos casos superan los 20 MW.

Se debe tener presente además la distribución de la biomasa, el costo de transporte, otros usos para la biomasa y las experiencias realizadas.

Se evidencia que el tamaño óptimo para la central de residuo forestoindustrial es de 20 a 30 MW.

El análisis ha revelado que el tamaño que hace que el costo de generación sea más conveniente es aquel que considera la biomasa disponible dentro de un radio de aproximadamente 40 km.

En cuanto a las zonas de mayor concentración de estos residuos, se determinó que el recurso forestal de la Provincia de Entre Ríos se encuentra concentrado sobre las orillas del río Uruguay, ubicándose su principal núcleo, en las proximidades de la ciudad de Concordia y en la ciudad de Federación.

Por otro lado los departamentos de la Pcia. de Entre Ríos con mayor cantidad de establecimientos foresto industriales son Federación con 35 establecimientos y Chajarí con 36 y más de 50 Concordia.

En cuanto a la disponibilidad de residuos de la industria maderera para generación eléctrica para estas 3 zonas, se determinó:

Localidad Potencia Instalada kW

Residuos Tn Residuos Considerados

Tn

Potencia de Generación

MW Concordia 3424 204941 143458 14,30 Chajarí 2563 153406 107384 10,71 Federación 2300 137665 96365 9,61

Otro factor importante a tener en cuenta a la hora de elegir la localización más conveniente para desarrollar el proyecto es la red de distribución de energía en las cercanías de las 3 zonas en cuestión: Concordia, Federación y Chajarí, desarrollado en el punto anterior.

El proyecto considera que los potenciales productores del insumo energético serán los Aserraderos instalados y a instalarse en la Provincia de Entre Ríos.

Se han relevado los Aserraderos Existentes y la potencia máxima demandada por cada uno de ellos, mediante consulta a los distribuidores provinciales. De este análisis surge que existe una mayor concentración de Aserraderos en los Departamentos de Concordia y Federación, que totalizan un 68,3 % de la demanda total. Considérese que Chajarí se encuentra en el Departamento de Federación y que sólo el Departamento de Federación concentra aproximadamente el 40 % del total de la potencia demandada por el total de los Aserraderos de la Provincia de Entre Ríos.

Asumiendo que la radicación de Aserraderos condiciona el emplazamiento del emprendimiento energético en estudio, resulta evidente que las zonas de Federación (+Chajarí) y Concordia son las más interesantes.

Ahora bien, si consideramos además que en Federación los Aserraderos se encuentran concentrados en un mismo Parque Industrial y que actualmente, los residuos


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de biomasa allí generados son dispuestos en un predio municipal dentro del mismo Parque, conocido como “quemadero”, el cual se prende fuego intencionalmente para quemar dichos residuos, nos lleva a concluir que este predio resultaría óptimo para el emplazamiento de la central térmica. En primera instancia porque dicho terreno sería cedido por la Municipalidad, en segundo lugar porque se solucionaría el problema actual que tienen los aserraderos con sus residuos y en tercer lugar porque se estaría haciendo una mejora medioambiental al evitar que dichos residuos sean quemados a cielo abierto y sin control con los riesgos y contaminación que ello implica.

De esta forma concluimos que la mejor opción para la localización de nuestra central térmica de 20 MW de potencia instalada es Federación:

Las coordenadas geográficas del sitio son las siguientes:

Denominación Latitud Sur Longitud Oeste Entrada al quemadero 31 0 40.0 57 53 50.7 Quemadero 31 0 45.1 57 53 47.4

C o n s i d e r ac i on e s r e g u l a t o r i a s d e l m e r c a do e l é c t r i c o

En el ámbito nacional existen normas que regulan las actividades de la industria

eléctrica, la Ley 24.065 de Marco Regulatorio Eléctrico, que modifica a la ley de la Industria Eléctrica 15.336 (1960), que a su vez ha sido modificado por la Ley de Emergencia Económica N 25.561 del año 2002.

Se sancionaron además leyes que incentivan la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables de energía, entre las cuales cabe mencionar la ley 26.190 que aún debe ser reglamentada.

Las actividades de la industria eléctrica destinada total o parcialmente a abastecer de energía a un servicio público se consideran de interés general, afectadas a dicho servicio y encuadradas en las normas legales y reglamentarias que aseguren el funcionamiento normal del mismo.

En este aspecto, la generación de energía eléctrica a partir de residuos de la industria forestal será considerada de interés general, siempre que esté afectada al abastecimiento de un servicio público.


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Los generadores deben ser remunerados por la energía vendida, conforme a un procedimiento de despacho horario, el que se determina en base a la oferta libre de precios que presente cada generador para las distintas bandas horarias, junto con sus límites operativos máximos y mínimos de potencia disponible, con independencia de los contratos de suministro comprometidos, a los efectos de fijar el precio spot horario por nodo.

El régimen de formación de precios y de remuneración a los generadores se modificó atento a la situación de emergencia económica y social.

Dado que es necesario incentivar el aumento de la capacidad de generación instalada en sus distintas modalidades, garantizando las condiciones necesarias que permitan invertir en el sector y con el objetivo de impulsar nueva oferta energética privada, el Gobierno Nacional consideró adecuado dar las señales económicas necesarias para la instalación de nueva oferta de generación.

La Central bajo estudio podría brindar servicios en el marco del Programa de Energía Plus, ya que se trata claramente de generación nueva.

La ley 26.190 sancionada en enero del 2007, complementa el régimen definido por la Ley 25.190 declarando de interés nacional la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables. El objetivo perseguido con la sanción de esta ley es alcanzar una participación de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica nacional, en un plazo de diez años.

Las nuevas inversiones que se realicen en el marco de este régimen serán beneficiadas durante los próximos diez años por un Régimen de Inversiones destinado a la construcción de obras nuevas.

Aquellos proyectos alcanzados por el régimen promocional de la ley 26.190 podrán recibir como remuneración adicional del Fondo Fiduciario de Energías Renovables administrado por la Secretaría de Energía de la Nación 0,015 $/kWh efectivamente generado.

La Ley Provincial Nº 8.916 del 24 de agosto de 1995 establece el Marco Regulatorio Eléctrico Provincial y la creación del Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE), siguiendo la lógica establecida por la norma nacional.

La política energética en la Provincia de Entre Ríos es formulada y ejecutada por el Poder Ejecutivo, y el EPRE creado por esta ley es el encargado de controlar que las actividades de la industria eléctrica provincial respeten la legislación vigente.

I m p a c t o am b i e n t a l g l o ba l

Se entiende por biomasa al conjunto de materia orgánica renovable de origen vegetal, animal o procedente de la transformación natural o artificial de la misma. La energía de la biomasa proviene en última instancia del sol. Mediante la fotosíntesis el reino vegetal absorbe y almacena una parte de la energía solar que llega a la tierra; las células vegetales utilizan la radiación solar para formar sustancias orgánicas a partir de sustancias simples y dióxido de carbono (CO2) presente en el aire.

Para el Protocolo de Kyoto, la biomasa tiene un factor de emisión de dióxido de carbono (CO2) igual a cero. La combustión de biomasa produce agua y CO2, pero la cantidad emitida de dióxido de carbono fue captada previamente por las plantas durante su crecimiento.

La operación de las centrales propuestas se relaciona principalmente con las emisiones a la atmósfera, y en algunos procesos, con la producción de olores molestos.

El resto de los potenciales efectos o impactos ambientales son propios de cualquier actividad industrial, no siendo exclusivos de esta tipología y se refieren principalmente a la emisión de ruido, impacto vial por tránsito de camiones, habilitación de accesos a líneas de transmisión, constitución de servidumbres de paso, etc.


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Los metales pesados que generalmente están en concentraciones traza en la biomasa determinan la calidad de la ceniza.

Se han analizado los impactos para la etapa de construcción y en la etapa de operación. Impactos asociados a la etapa de construcción:

• Pérdida de vegetación, si corresponde, por corte y poda con el objeto de habilitar alguna obra.

• Emisión de contaminantes por efecto de la maquinaria y automóviles: dióxido de azufre (SO2), material particulado (MP10) y óxidos de nitrógeno (NOx). Estas emisiones son de carácter puntual y de corta extensión.

• Emisión de polvo. • Generación de residuos sólidos: los residuos sólidos generados en esta etapa

corresponderán a escombros, embalajes, despuntes metálicos, molduras de madera, etc. Estos deberán ser dispuestos en rellenos sanitarios de residuos autorizados.

• Generación de residuos sólidos domésticos: consistirán principalmente en envoltorios, papeles, desechos de artículos de aseo, entre otros.

• Generación de residuos líquidos como grasas, aceites, lubricantes entre otros. Los cuales deberán ser tratados y/o dispuestos en lugares autorizados.

• Generación de aguas servidas. • Emisión de ruido. • Potencial congestión en las vías de tránsito.

Impactos asociados a la etapa de operación

Emisiones a la atmósfera : La combustión de biomasa se relaciona con la formación de contaminantes debido a dos razones, por un lado la combustión incompleta que depende de parámetros de operación, y por otro la composición de la biomasa. Se producen emisiones de material particulado, monóxido de carbono (CO), hollín, óxidos de nitrógeno, ácido clorhídrico (HCl), dióxido de azufre, compuestos orgánicos volátiles (COV) e hidrocarburos policíclicos aromáticos (HAP). Además pueden generarse emisiones de dioxinas y furanos (PCDD/PCDF5) y metales pesados. Las emisiones primarias de NOx se originan a partir del nitrógeno contenido en el combustible, mientras que el NOx térmico proviene del nitrógeno del aire que reacciona con O2 a una temperatura sobre los 1300ºC. Residuos sólidos : En el caso de la quema de biomasa sólida se generan cenizas y escorias, además, se obtiene polvo recolectado a través de los ciclones u otro tipo de tecnología de control. Es importante establecer de manera clara la disposición final de estos residuos. En el caso de la quema de biomasa sólida, si las cenizas van a disponerse en algún tipo de suelo, es necesario realizar un análisis previo, y justificar la calidad de éstas. Conforme a asegurar un manejo controlado de las cenizas generadas por el proyecto en evaluación, se deberá establecer un manejo adecuado y programado durante las etapas de manipulación y almacenamiento en el predio, transporte y disposición final, de modo de minimizar los efectos al medio ambiente. Residuos líquidos : Corresponderá principalmente a aguas de purga de la caldera y agua de descarga de los sistemas de enfriamiento y eventualmente las purgas de filtros de lavadora de humos.


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Ruido : Se deberá cumplir la normativa vigente en cuanto a ruido. Es importante desarrollar una proyección de las emisiones de ruido que generará el proyecto y cuáles serán las emisiones finales en el receptor crítico más cercano, esto es las poblaciones aledañas. Medidas: Control de emisiones de material particulado. Para controlar el material particulado se pueden utilizar distintos tipos de equipos como se observa en la siguiente tabla:

El tipo de equipo de control a utilizar dependerá de las emisiones estimadas del proyecto y del lugar donde se instale. Control de emisiones de gases Los gases producidos por la quema de biomasa son CO, NOx, HCl, SO2, COV y HAP. El CO y los hidrocarburos, incluyendo los COVs y HAPs, se producen por la combustión incompleta de la biomasa, por lo que su nivel de emisión depende en gran medida del control de la estequiometría y humedad del combustible. Las emisiones de NOx se originan principalmente por el nitrógeno contenido en el combustible. En general, la combustión de biomasa se realiza a bajas temperaturas, por lo que los NOx generados térmicamente representan una pequeña fracción del total producido. Las tecnologías para evitar o abatir los NOx son: Reducción catalítica y no catalítica selectiva, Inyección de agua o vapor, Premezcla pobre, Quemadores de bajo NOx, Recirculación de humos.

Control de emisiones de dioxinas y furanos (PCDD/PC DF). Para la formación de dioxinas es necesaria la existencia de cloro, carbono y temperaturas de combustión entre los 250ºC y 450ºC. Un primer paso para prevenir la generación y emisión de dioxinas consiste en ejercer un estricto control respecto de la calidad de la biomasa a combustionar. Es necesario tener en consideración el porcentaje de cloro existente en la materia prima. Se recomienda dosificar la cantidad de biomasa que contenga altos niveles de cloro, por ejemplo paja o biomasa no natural, en el total del combustible. Una segunda acción es controlar las condiciones de la combustión. Control de olores. Las principales emisiones de olores provienen de la biomasa en descomposición. Para evitar y controlar estas emanaciones se recomienda mantener el lugar de almacenamiento seco, cubierto y tapado. Otra medida de control es el almacenamiento en depósitos con biofiltros.


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Si es necesario trasladar algún tipo de biomasa que genera olores molestos, se debe realizar en contenedores cerrados para minimizar estas emanaciones. Si las emanaciones de olores son demasiado intensas existen alternativas de control como inyectar ozono en el ducto de ventilación de la sala de almacenamiento, a la salida del digestor de biomasa si se trata de utilización de biogás o eventualmente en la sala de caldera. Cabe indicar que la mejor medida de control de olores es respetar una distancia adecuada a los centros poblados, con el fin de evitar efectos sobre los vecinos. Programa de monitoreo ambiental (valores de referen cia regulados en Decretos provinciales 5837/91 y 5394/96) a. Medio físico

1. Calidad de aire: frecuencia mensual; parámetros CO, NOx, PM10, PM sedimentable.

2. Emisiones gaseosas: frecuencia trimestral; parámetros CO, NOx, PM10. Como alternativa pueden instalarse equipos de muestreo continuo.

3. Calidad de efluentes líquidos: a. Diariamente: pH, temperatura, caudal, SS 10’ y 2h, aspecto b. Semanalmente: O2 al MnO4 , DBO, SSEE, SRAAM

4. Ruido trascendente en cuatro puntos (Norma IRAM 4062): frecuencia semestral

b. Medio biológico 1. Flora: afectación a las actividades de explotación citrícola y otras 2. Fauna afectación a las actividades de apicultura

c. Medio social 1. Eventual afectación a receptores críticos dentro del radio de 5 Km en el

entorno de las plantas por emisiones gaseosas. Molestias por circulación de camiones en el entorno inmediato y mediato.

E va l ua c i ó n e co n ó m i ca f i n a nc i e r a de a l t e r n a t i va s Se ha considerado la conveniencia que la producción eléctrica sea

comercializada mediante contratos en el marco del Mercado Eléctrico Mayorista, MEM. Esto proporciona mayor seguridad y estabilidad de precios que la venta directa al Mercado local o regional.

Este tipo de central, que utiliza energía renovable se encuadra dentro de los beneficios previstos en la Ley 26.190. Se pude acceder a condiciones ventajosas en el plano impositivo y a los subsidios por la energía enviada a la red.

Por otra parte el proyecto amerita la venta de bonos de carbono en el mercado de reducción de emisiones implementado en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio. Este ingreso eventual puede contribuir a mejorar las condiciones económicas y financieras del proyecto.

En cuanto a los costos del proyecto, no existen riesgos asociados a las inversiones, por cuanto la tecnología propuesta está suficientemente probada. Se trata de una central equipada con un generador de vapor que alimenta un turbogrupo con configuración que cuentan con variedad de proveedores Nacionales, Regionales (Brasil) e Internacionales.

Se ha realizado una evaluación desde el punto de vista del inversor privado. Se han considerado en el análisis todos los costos correspondientes, incluyéndose los impuestos de carácter nacional y provincial.

En este trabajo, se asume la hipótesis de que si los propietarios de las centrales térmicas en estudio resuelven incorporarse al Servicio Energía Plus, deberán acordar con las autoridades mencionadas las tarifas a aplicar.


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Inversiones

Las inversiones requeridas por el proyecto han sido presupuestadas incluyendo las instalaciones de recepción, acopio y manipuleo de la biomasa, sistema de abastecimiento de agua, combustible alternativo, instalaciones de la central propiamente dicha, evacuación de cenizas, refrigeración, transformación eléctrica y auxiliares.

Asimismo se ha incluido en el presupuesto las instalaciones de interconexión eléctrica con el sistema de la empresa Enersa en 33 kV, con una configuración apta para evacuar la totalidad de la producción en las condiciones requeridas por el MEM.

La siguiente tabla muestra los valores de inversión por componentes principales:

Inversiones miles U$S Obras Civiles 2.268 Vinculación Eléctrica 4.299 Obras Termo-Mecánicas 23.470 Obra Eléctrica 1.250 Almacenamiento 900

Estudios Amb 15 Total 32.202

• Obra Termomecánica: incluye el circuito completo de vapor (caldera + gasógeno,

sistema de combustión, quemador y filtro elestroestático), sistema de tratamiento de agua, incendios, sistema de alimentación de la biomasa a la caldera, sistema de aire comprimido.

• Obra Civil: obras civiles, caminos, cercos perimetrales, fundaciones en general, taller de mantenimiento, sistema de tratamiento de efluentes, parquización.

• Obra Eléctrica: Tableros, seccionadores, transformadores, Sistema de comunicaciones, cargadores/ baterías, celdas y pórticos.

• Almacenamiento y Manipuleo de Biomasa: este ítem contempla las tolvas, el sector de almacenamiento, equipos de movimiento dentro de la playa de acopio y los elementos auxiliares.

Las inversiones totales necesarias para la construcción de la Central, las instalaciones auxiliares, los espacios de manejo y almacenamiento del combustible, fueron evaluadas en total en 31,834 millones de u$s, de donde se obtiene un valor unitario de aproximadamente 1.592 u$s/kW instalado. Las instalaciones de evacuación de energía fueron evaluadas en 4,299 millones de u$s.

Determinación de costos

La Central empleará como combustible residuos de madera de aserraderos y eventualmente de residuos de desmonte, con las siguientes características:

Consumo combustible sin secado para Generación eléctrica: 1,394 kg

biomasa/kW Biomasa humedad 40% Poder calorífico inferior: 2480 kcal/kg Se plantearon tres escenarios de utilización de combustibles en función de la

disponibilidad del mismo, los que se pueden ver en la Tabla N° 1.


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Tabla N° 1 – Proporción del tipo de combustible for estal a utilizar

ESCENARIO Aserradero Federación Chajarí Concordia

% % % Optimista 50 50 0 Media 40 40 20 Pesimista 30 30 40

En función de estos escenarios y del costo de cada tipo de combustible se

calculó el costo promedio anual de combustible, y para una hipótesis media. En la Tabla N° 2 se puede apreciar el resultado anual obtenido.

Tabla N° 2 – Costo medio anual de combustibles

Costo unitario Aserraderos Concordia 24,75 u$s/ton Aserraderos Chajarí 22,3 U$s/ton Aserraderos Federación 15 u$s/ton

Consumo combustibles Consumo específico 1,394 kg/kWh Poder calorífico 2450 kcal/kg

Consumo anual Escenario Medio 222.248 Ton/año

Costo escenario medio 4.416.072 u$s/año Los costos unitarios de biomasa se obtuvieron de la Planilla de precios forestales

del INTA (Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria). En el caso de Chajarí y Concordia, se consideró además el costo del transporte calculado en la Etapa Logística de 0,65 $/Tn-Km.


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Proporciones a emplear Optimista Medio PesimistaAserraderos Concordia 0% 20% 40%Aserraderos Chajarí 50% 40% 30%Aserraderos Federación 50% 40% 30%CostoResiduo Concordia (u$s/ton) 24,75Residuo Chajarí (u$s/ton) 22,3Residuo Federación(u$s/ton) 15Consumo combustiblesSin secado (kg/kWh) 1,394Poder calorífico (kcal/kg) 2480Consumo anual Esc. Medio (Tn/año) 222.248 222.248 222.248 Costo escenario (U$D/año) $ 4.144.929 $ 4.416.072 $ 4.687.215

Costos de Operación y mantenimientoRRHHJefe de Central 1 1 1Jefe de Turno 4 4 4Operador Eléctrico y Mecánico 4 4 4Responsable Caldera y Logística 4 4 4Acopio y movimiento Biomasa 4 6 8Mantenimiento Mecánico 1 1 1Mantenimiento Eléctrico 1 1 1Control Recepción 2 4 6

$ 346.500 $ 500.000 $ 550.000Manipuleo del comb. (0,75u$s/ton residuos) 0,75 $ 50.006 $ 83.343 $ 133.349

Insumos y repuestos de mantenimientoRepuestos (0,2 % de la inversión) 0,2% $ 63.668 $ 63.668 $ 63.668Consumibles (10 % MOD) 5% $ 17.325 $ 25.000 $ 27.500

Consumibles y mant. quipos mov. residuos 1,5 $ 100.012 $ 166.686 $ 266.698

SUBTOTAL COSTO DE EXPLOTACIÓN $ 4.722.440 $ 5.254.769 $ 5.728.429

Gastos Administrativos, Comerciales y otrosSeguros 0,1% $ 36.133 $ 36.133 $ 36.133Costos Administrativos (0,4% op., resto 0,2%) 0,2% $ 41.452 $ 41.452 $ 41.452Costos de Comercialización 1,0% $ 197.696 $ 207.262 $ 197.696

SUBTOTAL COMBUSTIBLE $ 4.144.929 $ 4.416.072 $ 4.687.215SUBTOTAL OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 852.792 $ 1.123.544 $ 1.316.496

TOTAL $ 4.997.721 $ 5.539.616 $ 6.003.711

COSTOS DE COMBUSTIBLE, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (u $s/año)Costo de combustibles


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Determinación del precio de venta

Teniendo en cuenta los resultados de la licitaciones efectuadas y atendiendo a los valores máximos establecidos, se consideró el siguiente precio de venta de la energía:

Datos de las instalacionesPotencia Instalada MW 20Factor de disponibilidad 91%Energía Generada MWh/año 159.432

Precio Medio de Venta u$s/MWh 130,00

Ingresos por Venta de Energía u$s $ 20.726.160

CER - MDL u$s/ton 10,00 CO2 ton 62.740 CER - MDL u$s $ 627.400

El subsidio de 15 U$s/ MWh establecido por el artículo 14 de la ley 26.190, es

actualizado por un coeficiente denominado CAT que está referido a los períodos estacionales, y resulta de considerar la facturación neta que efectúan los generadores por los contratos a término y spot en el Mercado Eléctrico Mayorista correspondientes al trimestre inmediato anterior al de liquidación, dividido el total de la energía (en MWh) involucrada en esa facturación, y su comparación con el mismo cociente correspondiente al trimestre mayo/julio 2003 que se toma como base.

Dado que el precio de venta resultante de la evaluación económica para el presente Proyecto, supera ampliamente el precio sancionado del Mercado Spot en el Mercado Eléctrico Mayorista, se puede considerar que este subsidio ya está incluido en la remuneración al generador solicitada para que el Proyecto sea factible económicamente.

En el caso particular de estos proyectos de biomasa la comercialización de la energía, se efectúa a través del ente estatal ENARSA, la que establece las condiciones de cada licitación y aprueba las ofertas o no pero sin poner límites del valor unitario de cada oferente. Y las pautas actuales para plantas de baja potencia, superan la diferencia de 15 U$s/ MWh aunque se encuentran razonablemente dentro de valores internacionales aceptables.

Se realizó la evaluación económica para el escenario medio (Base), para un período de explotación de las inversiones de 10 años. Este escenario consiste en evaluar el Proyecto asumiendo que el combustible empleado provendrá un 40% de los Aserraderos de Federación y un 60% de otras Fuentes (40% Chajarí y un 20% Concordia), y ello define los costos de operación y mantenimiento necesarios para operar la planta en esas condiciones.

Se consideró que las inversiones se realizan totalmente con capital propio de los inversores, y durante el periodo de construcción no se perciben ingresos por ventas de energía. No obstante en lo cálculos a modo de simplificación no se ha considerado ese período.

En esta alternativa base se ha considerado el ingreso por los CER’s por MDL. Para una inversión total de 36,920 millones de u$s, considerando una

amortización lineal a 10 años y explotación de las inversiones de 10 años, con una tarifa de 130 u$s/MWh, se obtuvo el siguiente cuadro de resultados y flujo de fondos:


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CUADRO DE RESULTADOS1 2 3 9 10

Al ejercicio a cerrar el año: 2012 2013 2014 2020 2021

Ingresos por ventas $ 20.726.160 $ 20.726.160 $ 20.726.160 $ 20.726.160 $ 20.726.160CER - MDL $ 627.400 $ 627.400 $ 627.400 $ 627.400 $ 627.400

Ingreso total $ 21.353.560 $ 21.353.560 $ 21.353.560 $ 21.353.560 $ 21.353.560

Costo del producto vendido $ 5.254.769 $ 5.254.769 $ 5.254.769 $ 5.254.769 $ 5.254.769

Amortizaciones $ 3.613.331 $ 3.613.331 $ 3.613.331 $ 3.613.331 $ 3.613.331

Resultado bruto $ 12.485.460 $ 12.485.460 $ 12.485.460 $ 12.485.460 $ 12.485.460

Costo de administración $ 41.452 $ 41.452 $ 41.452 $ 41.452 $ 41.452

Costo de comercialización $ 207.262 $ 207.262 $ 207.262 $ 207.262 $ 207.262

Otros $ 36.133 $ 36.133 $ 36.133 $ 36.133 $ 36.133

Impuesto ingresos brutos 3% $ 621.785 $ 621.785 $ 621.785 $ 621.785 $ 621.785

Efecto financ.evolución

Total otros costos $ 906.632 $ 906.632 $ 906.632 $ 906.632 $ 906.632

Resultado de explotación $ 11.578.828 $ 11.578.828 $ 11.578.828 $ 11.578.828 $ 11.578.828

Impuesto sobre utilidades 35% $ 4.052.590 $ 4.052.590 $ 4.052.590 $ 4.052.590 $ 4.052.590

Resultado neto $ 7.526.238 $ 7.526.238 $ 7.526.238 $ 7.526.238 $ 7.526.238

FLUJO DE FONDOS

Constr. 2012 2013 2014 2020 2021

Utlidad Neta $ 7.526.238 $ 7.526.238 $ 7.526.238 $ 7.526.238 $ 7.526.238

Depreciaciones y absorciones del ej. $ 3.613.331 $ 3.613.331 $ 3.613.331 $ 3.613.331 $ 3.613.331

Flujo Ordinario efectivo $ 11.139.569 $ 11.139.569 $ 11.139.569 $ 11.139.569 $ 11.139.569Inversiones en BU $ 36.133.311

Inversiones en KT $ 787.005

Flujo Extraordinario efectivo $ 36.920.316 $ 0 $ 0 $ 0 $ 0 $ 0

F.F. TOTAL $ -36.920.316 $ 11.139.569 $ 11.139.569 $ 11.139.569 $ 11.139.569 $ 11.139.569

TREMA = 14,81%

Con esa tasa de descuento a 10 años, los resultados del proyecto son:

Tasa de Descuento [%] 14,81%

Valor Actual Neto (10 años) u$s 16.892.130

Tasa Interna de Retorno [%] 28% Con estos resultados de un VAN ampliamente positivo y una tasa interna de

retorno del proyecto muy superior a la TREMA utilizada, se puede decir que el proyecto resulta rentable.


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Análisis de sensibilidad

En este gráfico se describe la variación del VAN respecto de cual es el origen de mi biomasa. En el mismo se han tomado los extremos de 100% Federación, 100% Chajarí o 100% Concordia además de otros puntos intermedios. Se observa que el caso de 100% Concordia sería el caso más desfavorable que podríamos tener, lo cual es correcto ya que se trata dentro de los puntos analizados, el que se encuentra más alejado de nuestra Planta central y por ende el que tendrá mayores costos logísticos para disponer en Federación de dicha biomasa. Es por ello que en este caso el proyecto ve disminuido su VAN más de un 18%, pero sigue siendo económicamente favorable con un VAN positivo y una TIR del 25%. Por ende, se puede decir que el Proyecto tiene relativamente baja sensibilidad al origen de la biomasa considerando además que sería ilógico establecer la Central en Federación siendo que el origen de la biomasa es 100% de Concordia. Tomando las mismas condiciones descriptas para el escenario medio (base), se efectuaron las siguientes simulaciones;

a) Sin considerar los ingresos anuales por obtención de Certificados de Reducción de Emisiones, del Mecanismo de Desarrollo Limpio.

Tasa de Descuento [%] 14,81%

Valor Actual Neto (10 años) u$s 15.096.457

Tasa Interna de Retorno [%] 26%


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b) Precio de venta de la energía.

Por debajo de los 90 U$ el proyecto deja de ser económicamente rentable. No obstante dentro de un entorno razonable dentro del precio establecido del proyecto la sensibilidad al precio de venta no condiciona la viablidad del proyecto. Por otro lado es difícil pensar que se pueda dar esta situación de un precio de venta un 40% más bajo, ya hay experiencia que en la última licitación del año 2011 se ha adjudicado para biomasa de bagazo de caña a 115 U$, siendo además esta biomasa con menores valores de referencia que la biomasa proveniente de residuos forestales.

c) Eficiencia.

Si bien puede existir la falta de residuos de biomasa lo cual afecta la eficiencia de la planta, la reducción debería ser de un 35 % lo cual es poco probable ya que además uno puede pensar en utilizar otras fuentes alternativas de combustible que si bien afectarían los costos no permitirían que la planta se pare tanto tiempo ya que existen además muchas otras razones para no poder permitir que se trabaje con tan baja eficiencia, además de no estar diseñada la misma para tal fin.


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d) Costo de la biomasa

Dado que ha sido considerado un valor de 15 U$/ tn por usos alternativos de la biomasa, cuando la realidad es que actualmente se esta quemando gran parte de la materia prima producida en Federación, lo que implica que la misma tiene costo 0$, se puede decir que ya hay considerado un margen muy importante de modificación en los posibles usos alternativos. Por otro lado los costos logísticos son dados por cálculo y considerando que la variación del costo tendría que ser de un 150% mayor para dejar de ser rentable, se puede concluir que la sensibilidad respecto al cambio en el costo total de la biomasa va a ser reducida.

Plan de Acción. Un aspecto determinante en la factibilidad de la planta lo constituyen las condiciones de financiamiento. Un proyecto de estas características requiere fuentes de financiamiento de largo plazo. En primer término corresponde identificar los potenciales desarrolladores de las plantas, tanto en el ámbito privado como el estatal. En cuanto al sector privado las instituciones vinculadas al recurso biomásico o a la utilización de la producción energética, pueden reconocerse como potenciales interesadas. Esto es un aserradero o conjunto de aserraderos, una cooperativa o conjunto de cooperativas de electricidad, salvando de algún modo la incompatibilidad plantada en el Decreto reglamentario del Marco Regulatorio Provincial. En el sector estatal, la empresa provincial ENERSA sería la institución que naturalmente debería estar interesada e involucrada en el desarrollo del proyecto. Esta empresa resulta proveedora de energía eléctrica en forma directa o indirecta de la totalidad de los aserraderos con los que podría establecer acuerdos transaccionales por los residuos biomásicos. Por otra parte se destaca la responsabilidad de ENERSA de procurarse la provisión de energía eléctrica que debe distribuir. Desarrollar una central de generación en el ámbito provincial constituye una acción encuadrada en forma implícita en su objeto frente a una circunstancia de restricciones en la oferta en el Mercado Eléctrico Mayorista. Por otra parte el sector energético se ha constituido en un área atractiva para inversores privados que han anunciado el desarrollo de distintos emprendimientos de generación,


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térmica, hidráulica y eólica. Corresponde destacar que el proyecto arroja importantes beneficios adicionales sobre el medio ambiente local al asignar un destino a los residuos biomásicos, especialmente los forestoindustriales. Esto implica que los municipios involucrados pueden constituirse en activos impulsores del proyecto. En cuanto a las fuentes de financiamiento dependerán de la naturaleza del emprendedor ya que el estado tiene posibilidades de acceder a instituciones de crédito promocional. Los plazos requeridos para el financiamiento, que deberían exceder los diez años, implican recurrir a fuentes externas. Puede recurrirse a la financiación parcial del Banco Interamericano de Desarrollo o del Banco Mundial, o alguno de sus organismos orientados al sector privado. Existe la posibilidad de interesar a fondos de inversión que se orientan a proyectos energéticos y medioambientales, alguno de los cuales se encuentran trabajando en la Argentina. Las cooperativas pueden acceder a instituciones de financiamiento cooperativo organizadas como cajas de crédito en distintos países de Europa. En el orden local, el estado provincial puede comprometer recursos del Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior, FEDEI. El desarrollo del proyecto implica una serie de acciones que deberá llevar adelante el emprendedor, ya sea privado o estatal. Las principales actividades se indican en el cronograma adjuntado al final, que muestra los plazos aproximados para concretar el proyecto.

Conclusiones Finales:

Teniendo en cuenta la crisis energética actual y el interés de la Nación en que una parte de la demanda insatisfecha y la demanda futura sea cubierta por energías renovables y dentro de ella una parte se obtenga a partir de biomasa de origen agropecuario, este proyecto tiene su razón de ser en la elevada concentración de establecimientos madereros existentes en esa zona de la provincia de Entre Ríos, lo que le permite competir con otras fuentes de biomasa dispersas y/ o de mayor costo logístico y/ o de menor poder calorífico. Por otra parte la actividad maderera en toda la Mesopotamia se presenta como una de las de mayor potencial futuro supeditada en gran parte a una mayor disponibilidad de recursos energéticos.

Contribución del proyecto al desarrollo sostenible

Se espera que la presente actividad de proyecto contribuya significativamente al desarrollo sostenible de la región, específicamente en los siguientes aspectos:

• Contribuye a darle un tratamiento adecuado a un residuo de biomasa, el cual no tiene una utilización hasta el momento.

• Disminuye la proliferación de sitios de acumulación de residuos no controlados, como es el sitio conocido como quemadero, en el cual se realiza una quema no controlada de la corteza y otros residuos provenientes de los aserraderos,


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reduciendo con ello el riesgo de incendio y las emisiones gaseosas no controladas.

• Promueve la generación de fuentes de trabajo ya que proveerá significativos puestos de trabajo temporales durante la etapa de construcción y fuentes de trabajo fijas durante la etapa de operación de la central térmica, para lo cual se contratará a personal de la zona.

• Contribuye en la generación de energía eléctrica, mitigando en parte el problema energético del país.

• Promueve la transferencia de tecnología. Desarrolla una tecnología de generación de energía limpia, la cual puede ser replicada por otras centrales térmicas en la zona.

• Diversifica las fuentes de generación de energía eléctrica.

• Desplaza parte de la energía eléctrica generada en base a combustibles fósiles, reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero, lo cual ayuda a mitigar el problema global del cambio climático.

Dentro del contexto planteado, habiendo analizado distintos escenarios, riesgos y costos, se concluye que el proyecto es viable con buenos réditos.

Datos de los autores:

Nombre y Apellido María Verónica Jiménez Bouret

Fecha de nacimiento 27/05/1981

Dirección de mail [email protected]

Últimos 2 años de experiencia laboral

Período 2011:

Organismo: Programa Multisectorial de Preinversión III Nombre del trabajo: Estudio de Tecnologías limpias para la explotación y utilización del carbón mineral Función / Tareas Realizadas: Asistente del proyecto.

Período 2011-Actual:

Organismo: LETEC Nombre del trabajo: Interconexión Pico Truncado - Río Gallegos - Río Turbio - Calafate - Línea Fría. Función / Tareas Realizadas: Área de Seguimiento de Contratos y Suministros y Auxiliar en el Área de Aseguramiento de la Calidad con la realización de Auditorías a los fabricantes y


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relevamiento de la información estadística del proyecto.

Período 2012 - Actual

Organismo: Esin Consultora S.A. - Electrosistemas S.A.S. Nombre del trabajo: Interconexión Santa Cruz Norte - Caleta Olivia. Función / Tareas Realizadas: Área de Seguimiento de Contratos y Suministros y Auxiliar en el Área de Aseguramiento de la Calidad con la realización de Auditorías a los fabricantes y relevamiento de la información estadística del proyecto.


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PROYECTO PLANTA GENERADORA DE ELECTRICIDAD DE 20 MW CON RESIDUOS FORESTALESPROVINCIA DE ENTRE RÍOS

CRONOGRAMA DE OBRASMES

NOMBRE DE LA TAREA DURACIÓN 1 2 3 4 5 7 8 10 11 12 13 14 15 16 17 19 20 21 22

Contratación de Servicios de ingeniería 30 díasPreparación documentación anteproy. 60 díasPresentación y aprobación autoridades 60 díasProy. Ejec.- TR - Pliegos - Esp. Técn. 45 díasConvenio/Compra terrenos 120 díasContrat. Dirección/Inspección de obra 30 díasSelección Proveedores - Ped. Cotizac. 45 días

Caldera c/doc.tecn. Obra civil y montaje 240 díasFiltro electrostático/Lavadora humos 180 díasSist. Alim. Agua y tanques 150 díasSist. Trat. Aguas (interc iónico/ósmosis) 180 díasColec.vapor, bombas, cañerías, acces. 90 díasSilos y transportadores de biomasa 210 díasInstrumental de comando y control 120 días

Turbogenerador y condensador 360 díasTorres de enfriamiento 150 díasSist. Agua de enfriamiento (piping) 210 díasInstrumental de comando y control 120 díasSist. De pre-calentamiento agua 150 días

Equipos de aire comprimido 120 díasCañerías y accesorios aire comprimido 60 díasSist. De incendio c/ tanque reserva 90 díasBalanzas 60 díasPuente grúa 120 díasEquipos de movimiento interno 180 díasEquipos de mantenimiento 60 díasEquipos de laboratorio 90 díasEquipamiento de oficinas y personal 60 días

CALDERA Y COMPLEMENTOS

TURBOGRUPO Y CONDENSADOR

EQUIPAMIENTO COMPLEMENTARIO

9

TAREAS PREPARATORIAS

6

COMPRAS Y SUMINISTROS

18 2423 25


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Tableros, protecciones y alarma caldera 120 díasTableros, protec. Y alarma turbogenerad. 330 díasCeldas de 13,2 kV 180 díasDuctos de barras 13,2 kV 60 díasMateriales eléctricos varios 90 díasSoftware y hardware de operac. (Scada) 90 díasSistema de comunicaciones 60 días

Tranformadores 150 díasPórticos y soportes de equipos 60 díasCeldas de 33 kV 180 díasSeccionadores 90 díasMateriales eléctr. Varios - PAT - Ilumin. 90 días

Selección de contratistas 30 díasAprob. Documentación contratistas 30 díasConstr. Obrador y playas acopio 60 díasPermisos de obra y suministro servicios 45 díasTareas previas est.suelos, agrim.,topog. 60 díasLimpieza y nivelación terrenos 30 díasAcondicionamieno accesos int./ext. 30 díasFundaciones inst. caldera 120 díasFundaciones equipo turbogenerador 60 díasFundaciones equipos complementarios 90 díasFundaciones trafos y equipos de playa 90 díasFundaciones pórticos 90 díasConstrución acceso y caminos internos 120 díasConstrucción salas de máquinas 240 díasConstrucción de kioscos de playa 240 díasEdificios auxiliares y del personal 210 díasConstrucción canales de cables 30 díasInstalaciones sanitarias y pluviales 60 díasFundaciones de silos y tanques 120 díasPlayas de acopio de biomasa 120 díasCierres perimetrales y parquización 90 díasChimenea de caldera 60 díasFundaciones para balanzas. 30 días

OBRAS CIVILES

EQUIPAMIENTO ELÉCT. ESPECIFICO

EQUIPAMIENTO DE PLAYA

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN


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Montaje de caldera 120 díasMontaje de sist. De fitrado de humos 90 díasMontaje de filtros de agua de lavado 120 díasMontaje de silos y transportadores 90 díasInstal sist. Extracción de agua 30 díasInstal. De sist.Trat. Agua y tanques 150 díasMontaje de grupo turbogenerador 90 díasInst. sistema de vapor y condensador 60 díasInst. sistema de refrigeración 90 díasInst. del equipos y red de aire compr. 30 díasInst. red de incendio y tanque reserva 60 díasInst. de balanzas 15 díasMontaje de puente grúa 30 díasMontaje pórticos y soportes eq. Playa 30 díasInstalación Puesta a tierra (PAT) 60 díasTendido cableados en canales 30 díasInstal. Tableros y protecciones caldera 60 díasInstal. Tableros y protec. Turbogenerador 60 díasInstal. Equipos y tableros de playa 90 díasInstal. De tableros y prot. Eq. Compl. 30 díasConexionado de equipos 15 díasInstal. Sist. Iluminación general 15 díasInstal. De sist. Scada 30 díasInstal. Sist. De comunicaciones 30 díasInstal. Equipos y servicios en edificios 45 días

Ensayos previos a la puesta en marcha 15 díasPuesta en marcha 30 díasPruebas y monitoreos 15 días

Ensayos previos 30 díasPuesta en marcha 30 díasPruebas y monitoreos 15 días

Carga de transformadores 15 díasPruebas de interruptores 15 díasPruebas de tableros y protecciones 30 díasEnsayos de puesta a tierra. 15 díasPruebas bajo carga 15 días

INSTALACIONES ELECTROMECÁN.

EQUIPOS DE PLAYA

GRUPO TURBOGENERADOR

ETAPA DE PUESTA EN MARCHACALDERA

estudio de prefactibilidad para la utilizacion de …materias.fi.uba.ar/7299/energia a partir de...

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