Ingeniero Civil Eléctrico / Los niveles de dióxido de carbono han alcanzado los niveles más altos en la historia escrita, de esta forma almacenando más calor en la atmosfera, generando condiciones climáticas cada vez más extremas y cambiando el clima más rápido de lo que las especies se adaptan. Esfuerzos mundiales se realizan para reducir las emisiones globales mediante metodologías de cambios tecnológicos y eficiencia energética, de las que destaca la COP21 y el tratado de París, del cual Chile es parte. En la presente memoria se procedió a desarrollar 4 escenarios de descarbonización de la matriz eléctrica chilena al largo plazo, reemplazando la potencia instalada en carbón por geotermia y concentración solar CSP. Adicionalmente se procedió a hacer un análisis técnico económico de las centrales de reemplazo con la reutilización del bloque de poder, en particular, la turbina de vapor de la central térmica desmantelada. Para los escenarios de reemplazo de largo plazo se utilizó el modelo desarrollado en la Mesa de Geotermia con software PLP. Este proceso ocurre en el periodo que abarca desde enero del 2017 hasta diciembre del año 2050. El análisis técnico económico se desarrolla con cifras obtenidas de la Mesa y por el software SAM de NREL. Los principales resultados muestran que al acortar la vida útil de las centrales térmicas a carbón, la generación por medios renovables y sostenibles aumenta, el perfil de costos marginales del sistema baja, en particular durante en los valles, se logra reducir considerablemente las emisiones y la intensidad de CO2 y los costos de operación del sistema se reducen, sin embargo existe una inversión de capital necesaria para el plan de reemplazo. Para escenarios con vida útil acortada, se alcanza una matriz energética sin carbón al año 2040 y 2048 para los escenarios de descarbonización normal. Con respecto al análisis técnico económico, se muestra que, en base a los resultados obtenidos, la reutilización de las turbinas de las centrales desmanteladas genera reducciones en el costo de inversión y costo nivelado de la electricidad, haciendo que estos proyectos sean más competitivos. La descarbonización del sistema muestra beneficios en el sistema, reduciendo las emisiones totales de CO2, llegando a un parque generador con una baja intensidad de carbono, en particular planteando una política de desmantelamiento más intensa.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo se dedica a estudiar la operación en régimen cíclico, referida también como cycling, de distintas clases de centrales de generación térmica existentes en el Sistema Eléctrico Nacional como reacción a la prospectiva energética de acelerado aumento en la penetración de tecnologías de generación renovable variable a mediano y largo plazo. Dicho estudio se basa en los resultados preliminares disponibles públicamente a la fecha del Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) a cargo del Ministerio de Energía descrito en el artículo 83° de la Ley General de Servicios Eléctricos, y pretende contribuir a él a modo de retroalimentación en el área temática referente a la operación cíclica del parque generador térmico. Para esto, se propuso una metodología basada en la aplicación de valores estadísticos a perfiles de generación representativos de la operación proyectada bajo un escenario prospectivo de largo plazo concebido por el Proceso PELP, a fin de cuantificar, clasificar y capturar el valor económico estimado de las distintas maniobras de cycling que el sistema eléctrico requiere de las centrales evaluadas para su operación normal. Esto se realiza a partir de una única referencia de costos. Los resultados de la evaluación muestran un importante incremento en la operación cíclica de centrales térmicas como respuesta a la masiva inserción de las tecnologías de generación variable. Las unidades de tipo turbina de gas en configuraciones ciclo combinado y ciclo abierto se posicionan como protagonistas de dicho incremento, experimentando sobrecostos anuales asociados al cycling que ascienden a 20.000 y 9.000 [USD/MWcap.] a 2035 respectivamente. Dicha prospectiva energética, junto con los riesgos económicos asociados para los propietarios de las instalaciones térmicas que brindarían la flexibilidad operacional que propiciaría el Sistema Eléctrico Nacional futuro con alta penetración de generación variable, llaman a la introducción de un esquema remuneratorio que incentive la modernización de las instalaciones para su operación cíclica incrementada. En este frente, la experiencia internacional muestra que el desarrollo de esquemas de provisión de servicios complementarios basados en mecanismos de mercado que fomenten la competencia y premien la operación flexible han logrado el acondicionamiento del parque generador térmico sin traspasar costos de integración de la generación variable excesivos al consumidor final.