Geógrafo / No autorizada para ser publicada en el Portal de Tesis Electrónicas de la U. de Chile.

Tesis para optar al grado de Doctor en Historia

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Recursos y Medio Ambiente Hídrico / Embalses a nivel mundial son operados con el objetivo de satisfacer demandas de agua para diferentes usos: consumo humano, agricultura, hidroelectricidad, caudales ambientales e intereses recreacionales. Estos uso debido a periodos prolongados de sequias, generados por el cambio climático, aumento de la población, degradación del medio ambiente y aumento de la demanda energética han exacerbado diferentes conflictos en la utilización del recurso a diferentes escalas especiales y temporales . Por lo anterior, decisiones de asignación de agua desde embalses y el análisis de sistemas de recursos hídricos en general deben tener en cuenta diferentes trade-offs entre los usos que se ven beneficiados con el recurso, con el objetivo de realizar una efectiva coordinación y resolución de conflictos. El riego y la hidroelectricidad son los principales usos en los sistemas hídricos a nivel mundial. Estos usos del agua en algunas zonas geográficas sostienen un conflicto inherente a sus requerimientos de agua debido a que son estacionalmente dispares. La hidroelectricidad tiene las mayores demandas en invierno y el uso agrícola concentra la utilización del recurso en los meses de verano. Por otro lado, la escala espacial de utilización del recurso puede transcender la cuenca, debido a la interconexión del sistema eléctrico, el cual es operado en base a intereses del operador del sistema eléctrico. Por tal, la decisión de asignar agua de un embalse puede involucrar información de disponibilidad del recurso de otras cuencas, además de información propia del sistema eléctrico, relacionada con incertidumbre de precios de combustible, estado de líneas de transmisión, demandas energéticas, entre otras. Éste trabajo plantea una propuesta metodológica para la planificación de la asignación del recurso hídrico, considerando el valor económico de los usos, integrando funciones de demanda mensual para uso agrícola, con dos representaciones del valor marginal de la generación eléctrica, inserta en un sistema eléctrico interconectado el cual transciende la cuenca. El enfoque propuesto realiza una correcta representación del uso hidroeléctrico en un modelo a escala de cuenca, lo cual alivia los conflictos entre el riego y la hidroelectricidad en presencia de escasez hídrica.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el presente trabajo se propone una metodología para evaluar el beneficio asociado a la utilización de una unidad de almacenamiento por bombeo en el complejo Colbún considerando las restricciones de riego asociadas a la operación y bajo distintos escenarios de penetración eólica y solar, como también para distintas condiciones hidrológicas. La metodología se basa en un modelo tomador de precios que optimiza la gestión del recurso hidráulico para cada una de las centrales del complejo Colbún. Dado el tamaño del problema de optimización, se proponen aproximaciones que permiten acelerar la ejecución del cálculo, permitiendo a su vez realizar varios estudios en un tiempo eficiente, y manteniendo un bajo margen de error. La metodología y el modelo desarrollado pretenden determinar y cuantificar el beneficio asociado a la utilización de una unidad de bombeo considerando restricciones de riego y distintos escenarios de penetración eólica y solar e hidrologías en el parque nacional chileno. Para determinar el impacto de las condiciones de riego en dicho beneficio, se han considerado dos escenarios que concitan mayor interés por ser analizados. El primer escenario de capacidad instalada, denominado Escenario Base CNE 2030, corresponde al declarado por dicho organismo para el año 2030 en el SIC y SING en los Informes Técnicos Definitivos para fijar Precios Nudos, en su versión Abril 2015. El segundo escenario, corresponde a un escenario denominado Escenario Expansión Solar 25%, el cual plantea que la matriz SIC-SING esté compuesta por un 25% de capacidad solar fotovoltaica. Por otro lado, para determinar el impacto de una mayor penetración de energía renovable, se han escogido diez escenarios de penetración solar fotovoltaica y eólica, de forma de determinar el comportamiento del beneficio ante el aumento de la capacidad instalada de estas tecnologías en el sistema eléctrico. Los resultados de este trabajo muestran que, en presencia de restricciones que involucren dotaciones de riego, la utilización de una unidad de almacenamiento por bombeo resulta más atractiva en términos económicos, que la situación en la cual no existieran dichas restricciones, para los escenarios y condiciones hidrológicas analizadas. El trabajo realizado también permite concluir que una mayor penetración solar en el sistema eléctrico contribuye también a un aumento en el beneficio por la utilización de la unidad de bombeo, siendo más favorable este beneficio en condición hidrológica seca que en condición hidrológica húmeda. Del mismo modo, los resultados evidencian que una mayor penetración eólica en el sistema no tiene relación directa con un aumento del beneficio por utilizar centrales de bombeo. Finalmente, en términos de factibilidad económica de llevar a cabo el proyecto de instalación de una unidad de almacenamiento de energía por bombeo en Colbún, los resultados muestran que es necesario considerar otras vías de ingreso adicionales al arbitraje de energía, de forma de hacer más atractivo este tipo de proyectos para inversionistas.

Ingeniero Civil / La implementación de tecnologías de almacenamiento de energía en sistemas eléctricos es uno de los temas más relevantes actualmente en países donde se busca mejorar aumentar la diversificación de fuentes de energía y la seguridad del sistema eléctrico. Dentro de las alternativas de almacenamiento de energía eléctrica de la red, las centrales hidroeléctricas de acumulación por bombeo (CHAB) (pumped-storage hydropower plants) son las más utilizadas actualmente alrededor del mundo. Hasta la fecha, en Chile no se han implementado tecnologías de este tipo que permitan almacenar los excedentes de energía de la red. Además, en el país no existe el conocimiento suficiente sobre las características y los beneficios de las CHAB en los sistemas eléctricos. El presente trabajo de título tiene como objetivo principal, identificar y analizar los factores técnicos y económicos más relevantes que podrían condicionar la implementación de un proyecto de CHAB. Adicionalmente, tomando en cuenta las características del sector eléctrico chileno, se realiza una evaluación, cualitativa y no exhaustiva, de estos factores en el país. Se encontró que los factores más relevantes que condicionan en una primera instancia la implementación de un proyecto de CHAB tienen relación con las características del sistema eléctrico dónde se pretende implementar el proyecto, la disponibilidad de lugares de emplazamiento apropiados para la instalación de este tipo de centrales y las características del mercado eléctrico que harían rentable un proyecto de este tipo. Dentro de los factores que inciden en la determinación del lugar de emplazamiento de una CHAB se tienen: la disponibilidad del recurso hídrico, la existencia de un gran desnivel y una corta distancia entre ambos reservorios, la existencia de reservorios artificiales o naturales aptos para ser utilizados como reservorio inferior de la central, condiciones geológicas y geográficas adecuadas y una ubicación cercana a los centros de consumo y líneas de transmisión. En cuanto a los factores relacionados con las características del sistema eléctrico, están: la presencia de excedentes de energía en la red y características apropiadas de la curva de carga diaria y semanal. Finalmente, respecto a los factores económicos asociados al sistema eléctrico se desea que: existan grandes diferencias de precios entre horas valle y horas punta, y se realicen pagos por capacidad y por servicios complementarios. En cuánto a la evaluación, preliminar y no exhaustiva, de estos factores en el caso chileno, se encontró que el SIC presentaría, a priori, mejores características para considerar la implementación de un proyecto de CHAB, debido principalmente a la disponibilidad del recurso hídrico, a que existen lugares con potencial para implementar esta tecnología, a las características de la curva de carga en este sistema y a la matriz de generación que lo compone. Sin embargo, y a pesar de que el sector eléctrico chileno considera pagos por potencia firme y servicios complementarios, las limitaciones de la implementación de esta tecnología irían por el lado de los ingresos que recibirían los proyectos por concepto de venta de energía, debido a las diferencias de precios entre horas valle y horas punta observadas, ya que se tienen precios de energía en horas valle que son sólo un 15 25% más bajos que los precios de energía en horas punta, siendo que se recomienda que esta diferencia sea de un 25 30% (Deane et al, 2009). Otra limitación podría ir, también, por el lado de los altos valores de ciclo de eficiencia requeridos para estas centrales en el país (entre un 80 90%), siendo que actualmente en el mundo se logran ciclos de eficiencia para CHAB entre un 70 80% (Wilde, 2011).

Ingeniero Civil / La escasa disponibilidad del agua es un tema de primera importancia a nivel nacional y mundial, es por este motivo que se evalúa el desarrollo de un proyecto de micro central de pasada de generación hidroeléctrica en el Fundo Santa Isidora de Coibungo, Comuna de Villa Alegre, Séptima Región del Maule. El objetivo de este tema a desarrollar, es mejorar la eficiencia del uso al agua, logrando así beneficios en el sector agrícola, con recursos actualmente desaprovechados. Los caudales para la central de pasada corresponden a caudales de los canales Quinilahue o La Finca, Bustamante, Cunaco, Coibungo, Rosas Fabry que son canales de riego y el estero Lun Tornicura. Para poder estimar el caudal disponible se realizaron aforos de los canales existentes, con el propósito de relacionar las acciones de derechos de aguas inscritas en los canales, con los caudales reales que circulan en los distintos canales. Los derechos disponibles para el proyecto suman un máximo de 2,25 m3/s en el mes de Abril y un mínimo de 0,95 m3/s en el mes de Octubre. Además se tiene una caída neta de 4,5 metros. La central tiene un caudal de diseño de 1,35 m3/s y un factor de planta de 0,89. Con estos parámetros se puede instalar una central de potencia máxima de 51,6 kW. La central, genera ingresos por venta de energía, venta de potencia y por venta de certificados de Energía Renovable No Convencional. La inversión necesaria para la realización del proyecto es de USD 334.112. Además el proyecto es viable económicamente y tiene un TIR estimado de 9,46%.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Recursos y Medio Ambiente Hídrico / A medida que la participación de energías renovables fluctuantes (ERf), como la energía solar fotovoltaica y eólica, de un sistema eléctrico aumenta, la flexibilidad de la red para responder frente a mayores variaciones e incertidumbre en la demanda neta se torna cada vez más importante. En sistemas hidrotérmicos que poseen centrales hidroeléctricas con capacidad de acumulación, son éstas las que pueden proveer dicha flexibilidad. Así, la nueva meta ERNC 20/25 de Chile motiva a investigar las interacciones sistémicas entre centrales hidroeléctricas y proyectos de ERf. Si bien es conveniente proveer flexibilidad con centrales hidroeléctricas, esta capacidad es limitada, por lo que en esta investigación se exploran dos opciones para incrementarla. Una alternativa consiste en aumentar la potencia instalada de centrales hidroeléctricas ( up-powering ) y otra en optimizar el uso de los estanques de regulación que poseen algunas centrales de pasada. Un tercer punto a estudiar en esta investigación es analizar cómo se modifica la operación de centrales hidroeléctricas conforme una mayor penetración ERf. Una eventual operación más fluctuante, induciría grandes variaciones de caudal entre una hora y otra, lo que puede afectar negativamente otros usos aguas abajo, incluyendo efectos nocivos sobre ecosistemas fluviales. Para llevar a cabo esta investigación se diseñan distintos experimentos utilizando un modelo de minimización de costos (MIP-UC). Este programa determinístico entero-mixto replica las prácticas del operador del Sistema Interconectado Central (SIC) y prescribe la potencia a generar de todas las centrales eléctricas del SIC con resolución horaria en un horizonte típicamente semanal. Los resultados son analizados en escenarios definidos por distintos niveles de penetración de ERf y años hidrológicos. En relación al primer objetivo, se identifica una central a la cual aplicar up-powering es conveniente, aumentando así la capacidad de respuesta frente a variaciones en la demanda neta. Además, se genera una serie de sugerencias de fenómenos a modelar en los siguientes experimentos, como por ejemplo la inclusión de tiempos mínimos de encendido y apagado. Para el segundo objetivo, se endogeniza la operación de los estanques de regulación al MIP-UC, lo cual genera un ahorro sistémico cercano al 4% del costo térmico. Finalmente, mediante un análisis de frecuencia de las series de tiempo de caudales turbinados resultantes del MIP-UC para las principales centrales de embalse, se detectan dos centrales, El Toro y Pangue, particularmente susceptibles a mostrar mayores fluctuaciones de caudal para escenarios de elevada penetración ERf. En éstas se propone evaluar restricciones de operación para proteger a los ecosistemas acuáticos.

Ingeniero Civil Eléctrico / Dada la necesidad energética del país, las pequeñas centrales hidráulicas de pasada aparecen como una buena alternativa para aumentar la capacidad de generación. Al respecto, este trabajo se enfoca en los costos de conexión de varias centrales hidráulicas de pasada al SIC. En primer lugar, se escoge el estero Coyanco como curso de agua para estudio. Se estima caudal y caída neta, para luego, establecer tres posibles centrales hidráulicas de pasada las cuales suman 20,9 MW en total (Cap. 2). Una vez definida la ubicación geográfica de las centrales, se analiza el sistema eléctrico de 110 kV del sector. Se establecen cuatro opciones de conexión: S/E La Laja, S/E Vizcachas, S/E P. Alto y S/E Florida Se analizan las cuatro opciones de conexión, concluyendo que todas cuentan espacio para ampliaciones y son accesibles de llegar hasta ellas con una línea de transmisión (Cap. 3). Luego, se estudia el impacto en la red eléctrica de la incorporación de las tres centrales al SIC, encontrando que la inyección de 20,9 MW no provoca la saturación de las líneas en ninguna de las cuatro opciones de conexión y no produce cambios en la regulación de tensión en las barras de 110 kV de las cuatro subestaciones. Además, el incremento de las corrientes de CC no indica necesidad alguna de cambios en los equipos de las subestaciones existentes. Por lo tanto, las cuatro opciones son técnicamente factibles (Cap. 4). A continuación, se diseñan tres componentes principales: patio de elevación, línea de transmisión y paño(s) de línea para la acometida al STT (Cap. 5). Con este diseño, se estima el valor de inversión (V.I.) de la conexión para cada una de las cuatro opciones de conexión, resultando S/E La Laja la más conveniente.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Las energías renovables penetran cada vez más en los sistemas de redes eléctricas interconectados, por lo que surgen nuevos retos para los operadores con el fin de mantener su fiabilidad en circunstancias inciertas. La natural intermitencia de las ENRC juega un papel importante ya que produce un incremento en los requerimientos de rampa del sistema y de reserva operativa, además de un mayor ciclaje de las unidades térmicas. En consecuencia, para integrar altos niveles de generación renovable de manera eficiente es necesario incluir tecnologías de almacenamiento que aumenten la flexibilidad del sistema. El objetivo de la presente tesis es evaluar el impacto en los costos globales de operación del Sistema Interconectado del Norte Grande y los ingresos percibidos por una central PHSS bajo un modelo de operación de arbitraje con diferentes tasas de penetración de ENRC. Se propuso una metodología para estudiar la sensibilidad del sistema ante diferentes tasas de penetración de ENRC-Capacidades de PHSS, entre las cuales se evaluaron 50MW, 100MW y 200MW, todas con una capacidad de almacenamiento de 8 horas. También se desarrolló un programa linear entero mixto que incorpora la operación de las centrales PHSS en un sistema tipo pool obligatorio. Además se introdujeron los modelos de las tecnologías existentes, haciendo énfasis en sus principales restricciones de operación, como máximos y mínimos técnicos; tiempos mínimos de operación y de apagado entre operación, costo de encendido y apagado, aportes máximos de reserva para el control primario y reserva en giro. Los resultados indican que el factor de penetración de ENRC es determinante para analizar los beneficios que prestan las PHSS. Se calcularon las curvas de ahorro de costos del sistema e ingresos percibidos, destacando que al superar una penetración del 20% de ENRC se hacen atractiva su implementación. Los ahorros en la operación alcanzan el 1.6%, 3.2% y 6.3% para las PHSS de 50 MW, 100MW y 200MW, respectivamente, al llegar a una penetración mayor del 30%. Adicionalmente se demuestra que las centrales PHSS pueden llegar a tener pérdidas en el momento que se aplana la curva de costos marginales debido a la eficiencia de esta tecnología. En el ámbito de la investigación futura se sugiere realizar un modelo que permita evaluar la operación de las PHSS bajo un despacho autónomo que maximice sus utilidades, dentro de un mercado tipo pool obligatorio.

Memoria para optar al Título Profesional de Ingeniero en Recursos Naturales Renovables / No autorizado por el autor para ser publicada a texto completo / En Chile existen dos metodologías oficiales de determinación de caudales ecológicos para proyectos hidroeléctricos que ingresan al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA): Una es la elaborada por la Dirección General de Aguas (DGA) y el Centro de Ecología Aplicada en el año 2008, aplicada a proyectos hidroeléctricos que ingresan al SEIA a través de Estudios de Impacto Ambiental (EIA); y la otra, aún en proceso de aprobación, es la elaborada por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y la Plataforma de Investigación EcoHyd en el año 2011, para proyectos hidroeléctricos con potencia instalada menor a 20 MW, los que normalmente ingresan al SEIA a través de una Declaración de Impacto Ambiental (DIA). Considerando la existencia de proyectos evaluables por ambos métodos (pues existen proyectos hidroeléctricos pequeños que requieren de un EIA), y la necesidad de analizar la nueva guía propuesta, en este estudio se realizó una comparación de ellos, identificando sus principales potencialidades y limitantes. Para el análisis se compararon ambas metodologías según sus contenidos, y posteriormente se aplicó la metodología SEA a proyectos hidroeléctricos con caudal ecológico establecido a través de la metodología elaborada por DGA. Esto permitió identificar los aspectos por cada ítem de la metodología SEA sensibles para el cumplimiento del objetivo del caudal ecológico (puntos críticos), que establecen las principales diferencias entre los resultados de ambas metodologías. Los puntos críticos identificados en la metodología SEA, que se presentan como limitantes, son la rigidez individual y conjunta del sistema de puntuación generado para evaluar el sistema a intervenir (que finalmente se traduce en la elección del método a utilizar para calcular el caudal ecológico), además de la no inclusión de ciertos aspectos sociales y ecológicos relevantes para la valoración del sistema, hecho también identificado en la metodología DGA. Esta última, por su parte, es una metodología flexible, con ciertos aspectos posibles de mejorar y precisar, que utiliza un método ampliamente aceptado a nivel mundial para el cálculo de caudales ecológicos (IFIM), pero que no siempre es el único adecuado o factible de emplear. Finalmente se concluye sobre la necesidad de establecer criterios claros para la aplicación de una metodología u otra, o bien la posibilidad de generar una metodología única aplicable a todo tipo de proyectos hidroeléctricos. / There are two official methodologies to calculate instream flows in Chile: One is the methodology made by the General Direction of Water (DGA) and the Centre of Applied Ecology in 2008 and is generally used for hydropower projects above 20 MW; The other, made by the Environmental Evaluation Service (SEA) and the EcoHyd Investigation Plataform in 2011, is now process of being approved and was elaborated for small hydro projects (projects below 20 MW). Considering that there are some projects which could be evaluated by both methodologies, and the need to evaluate the SEA’s new proposal, this work analyzes and compares both methodologies, identifying their main potentialities and limitations. The main critical point of the SEA’s methodology is the stiffness of the scoring mechanism for the evaluation of the river, which is generated to determine the instream flow calculating method. Another critical point is the non-incorporation of some social and ecological aspects relevant to determinate instream flows, issue that is also present in DGA’s methodology. This last one is a flexible guide, with some methodological aspects to improve, that uses a widely adopted method for calculating instream flows (IFIM), but that it may be not the only one appropriated in all cases. The results of this work also make evident the need to establish clear criteria for the application of one guide or another, or, in the best case, develop an unified methodology that is adaptable for both mega and small hydro projects.