Arquitecto / El Parque Undimotriz de La Chimba es un parque duro, proyectado sobre las rocas costeras del sector de La Chimba al norte de la ciudad de Antofagasta, que genera energía eléctrica a partir de la tecnología undimotriz, es decir, a partir del movimiento de las olas del mar. Considerando entonces, el carácter experimental de este proyecto en términos de su implementación en las costas de nuestro país, este proyecto en ningún caso pretende satisfacer la demanda energética que requerirá la minera en los próximos años, sino más bien, la idea es sentar un precedente de generación de energía eléctrica a partir del movimiento de las olas; utilizando e integrando esta fuente energética a la red de distribución local de la ciudad. - Chile debe duplicar su suministro de energía en los próximos diez años, y debe hacerlo de forma correcta. La diversificación de la matriz es necesaria estratégicamente para el país, en cuanto pueda paulatinamente, reducir el uso de combustibles fósiles, que, además del daño medioambiental que genera, nos hace dependientes de precios y políticas externas que están fuera de nuestra soberanía. - Es aquí donde se necesita la energía. Las grandes mineras consumen 1/5 de la energía total producida por el país, lo que explica de manera concreta que pueblos del sur del país, sientan vulnerados sus derechos en cuanto a la instalación de grandes represas que abastecerán, finalmente el consumo de estas faenas. - Existen recursos económicos para poder invertir en prototipos que lleven adelante a Chile en la investigación del potencial energético del mar. Si bien el carácter experimental del proyecto, obliga a pensar en una rentabilidad económica que no es inmediata, estudios revelan que los precios de la energía undimotriz podrían ser competitivos con el diesel al año 2020. - El desafío entonces, consistirá en identificar primero el dispositivo correcto a implementarse tomando en cuenta las variables analizadas.

El objetivo general del presente trabajo de titulo es llevar a cabo un análisis técnico económico y regulatorio sobre la operación de una central de cogeneración a partir de calor residual de procesos de fundición de concentrado de cobre realizados en las faenas de la División Chagres de la Compañía Minera Anglo American Chile, con el fin de aumentar la eficiencia de sus procesos y asegurar un suministro a sus consumos. Este esquema de cogeneración corresponde a producir vapor a partir del calor emanado por los hornos de fundición y recuperar su energía mediante una turbina bajo un ciclo de Rankine regenerativo, la cual es capaz de generar en sus bornes una potencia eléctrica bruta de 12,4MW eléctricos y una potencia térmica de 4,4MW para aplicaciones mineras que requieran calor. La futura expansión de la División dará la oportunidad de implementar este sistema. En el trabajo se realizó un análisis de las principales tecnologías de cogeneración y sus diferentes aplicaciones, ventajas y desventajas. Posteriormente, se incluye un análisis de la legislación internacional referente a la operación, conexión y planes de negocio de estas unidades. El trabajo incluye un análisis regulatorio de los principales aspectos que involucra la operación de una unidad de este tipo como generador conectado a la red en Chile, con el fin de determinar las bases para la evaluación económica que compare los beneficios de operar en este esquema como Anglo Power (Empresa de Generación de Energía de Anglo American Chile) y el modelo de negocio como isla parcial. El análisis incluye los derechos y obligaciones, remuneración por energía y potencia, uso del sistema de transmisión, obligaciones técnicas de calidad y seguridad de servicio además de obligaciones ambientales, destacando principalmente la aplicación de la normativa especial para proyectos que clasifican como energía no convencional en el pago de peajes, realizándose simulaciones para estimar su futura participación. Finalmente se realiza una evaluación económica de los principales escenarios (Generador e Isla Parcial) con diferentes consideraciones de operación e inversión y un análisis de sensibilidad, bajo supuestos contractuales, para determinar los parámetros que más afectan la rentabilidad de ambos modelos. Ambos modelos de negocios resultaron rentables bajo los supuestos hechos, pese a la alta inversión que significa su implementación, utilizados donde el caso de Isla Parcial fue el que entregaba un VAN mayor y un plazo de recuperación de la inversión menor. Se concluye que los proyectos de este tipo resultan rentables tanto para comercializar la energía a la red y para autoconsumo, siempre y cuando se disponga de una energía residual de procesos, abundante, confiable y con métodos baratos que sirvan para su utilización. Cabe destacar que los resultados podrían ser más favorables si la legislación nacional considerara las externalidades positivas que los proyectos de cogeneración aportan al desarrollo sustentable de la industria, como es en caso de otros países, donde el precio de venta de la energía cogenerada recibe primas y adicionalmente se entregan subsidios para la inversión.

En los últimos años el SIC ha presenciado complejos escenarios energéticos, como por ejemplo poca disponibilidad de gas y altos precios de combustible, escenarios que sumados a la poca diversificación de la matriz energética se traducen en que la potencia instalada del SIC está muy cercana a su demanda actual. Lo anterior conlleva a una alta dependencia de fuentes energéticas extranjeras y a la necesidad de contar con nuevos proyectos masivos de generación como Hidroaysén y/o de otras fuentes energéticas, como energías renovables no convencionales, energía nuclear, etc. Eventualmente todos estos grandes proyectos llevan a cambios sustanciales en la planificación y la operación del sistema, por lo que en este trabajo de memoria se presenta un nuevo modelo de planificación de largo plazo del SIC basado en la resolución estocástica de su hidrología con el software Plexos, y también se realiza una confrontación operacional entre dos situaciones: la entrada del proyecto Hidroaysén versus una alta entrada de centrales en base a ERNC en el SIC, situaciones de gran probabilidad de ocurrencia para cumplir con el continuo aumento de la demanda. La metodología desarrollada consta de tres etapas. En la primera etapa se recopila la información necesaria para desarrollar el trabajo de tesis, es decir, se colecciona la información general de operación del SIC, los manuales del modelo PLP y del software Plexos y los proyectos futuros de generación y demanda. En la segunda etapa se crea el modelo en Plexos a partir de PLP y este se sincroniza con la modelación que tiene actualmente la DO del CDEC-SIC. En la tercera etapa se ajusta el modelo anterior a los objetivos buscados, ingresando los proyectos en el horizonte de evaluación y se realizan las dos modelaciones: una con sólo el proyecto Hidroaysén y otra intercambiando esta potencia por generación en base a ERNC. Finalmente se presenta un análisis de los resultados y una comparación de los dos casos propuestos anteriormente, llegando a la conclusión general de que la futura operación del SIC no depende de una solución en particular, sino de una mezcla de distintas soluciones: diferentes fuentes de generación y eficiencia energética. Lo anterior se infiere dado que no surgen demasiadas diferencias operacionales globales entre las dos soluciones, como se verá en el cuerpo de este documento. Adicionalmente para los futuros estudios más detallados, se proponen algunas mejoras específicas a incorporar al actual modelo, como por ejemplo: incluir restricciones de riego de las dos cuencas y actualizar permanentemente la nueva información de las centrales, líneas, consumos y cambios en la normativa, entre otros.

Nuevas formas de generación basadas en recursos energéticos distribuidos asociados a cargas locales se han estado desarrollando. Sin embargo, su masificación puede tener un alto impacto en el control del flujo de potencias y frecuencia del sistema. Por lo tanto, se requiere de una arquitectura de control y gestión que permita la inclusión de los generadores distribuidos y el manejo de las potencias activas en el sistema. Una forma de aprovechar el potencial emergente de los generadores distribuidos es tomar un enfoque sistémico que considera a la generación y las cargas como un sub-sistema: una microrred. En este marco y con el objetivo de crear un innovador sistema de coordinación que permita aprovechar en forma económica los abundantes recursos energéticos en Chile, el Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, ha desarrollado una microrred aislada en el poblado de Huatacondo. En esta memoria de título se desarrolla la modelación de dos de las unidades que conforman la microrred aislada instalada de Huatacondo y que son elementos usuales de las microrredes: la unidad de generación fotovoltaica y la unidad banco de baterías de plomo ácido. El propósito es generar un aporte futuro para el desarrollo de un simulador integrado de una microrred. Además, debido a las necesidades del proyecto del Centro de Energía, se propone un estimador del estado de carga de las baterías de plomo ácido basado en el modelo no lineal de Copetti y en la metodología de estimación de estados usando filtro de Kalman extendido. El primer tema abordado es la estimación de los parámetros de 3 modelos de baterías: Thevenin, Randeles y Copetti. En el último caso se propone una metodología para que la relación entre el voltaje de circuito abierto y el estado de carga sea igual a la determinada por el fabricante. El segundo tema abordado es la estimación de los parámetros de un modelo de celda fotovoltaica que incluya el efecto de la temperatura, la dinámica del sol y la orientación de la montura. Por último, se implementa un estimador del estado de carga de las baterías usando el modelo de Copetti adaptado a un filtro de Kalman extendido. Se obtienen resultados auspiciosos con respecto a las ventajas potenciales que podría tener un estimador de estas características. Como trabajo futuro se propone el desarrollo de un simulador de una microrred que incorpore los modelos desarrollados en esta memoria. El objetivo del simulador es ser una herramienta para: la planificación de futuras plantas, el diseño de estrategias de control a nivel supervisor, el desarrollo de un administrador de contingencias, el análisis de la respuesta transitoria del sistema y la estimación de estados del sistema.

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Ingeniera Civil Mecánica / La actividad minera en Chile crece cada año, aumentando cada vez más su consumo energético, producto de lo cual las empresas de este rubro han mantenido un interés creciente por proyectos de generación y recuperación de energía para el abastecimiento de sus requerimientos en sus procesos reproductivos. Algunas de las compañías mineras han implementado como medida el transporte del material extraído como pulpa a través de concentraductos, que van desde el interior de la mina hacia la planta de secado. Un ejemplo de esto es la Minera Doña Inés de Collahuasi, que dada su ubicación geográfica existe un diferencia de altura entre la planta de producción y el puerto (4270 metros), con pendientes que hacen viable técnicamente este tipo tecnologías desde el punto de vista técnico. Existe un gran interés por determinar el recurso energético disponible generado por las pendientes de los concentraductos de pulpa, debido a las grandes diferencias de altura existentes en la mayoría de los proyectos de la gran Minería . En tal sentido, la División El Teniente (DET), desde el año 2009 ha estado realizando ensayos de prueba para generación eléctrica de a través de pulpa de relaves, por lo que DET se transforma así en la primera planta piloto de generación eléctrica bajo esta modalidad de tecnología pretendiendo así llegar a un nivel de generación del orden de los 12 MW. El objetivo principal de este Trabajo de Título es estudiar la variación de energía disponible en tramos rectos de concentraductos para poder ser utilizada en generación eléctrica, para poder llevar a cabo esto, se trabajó con el software ANSYS. Como metodología de trabajo primero se diseñó una tubería como volumen finito, para continuar así con las simulaciones realizadas con el programa ANSYS-CFX, siendo éste una aplicación especial del software para flujos bifásicos, en donde se determinó la pérdida de energía mecánica en concentraductos para diferentes condiciones de operación (velocidad, viscosidad) y parámetros de diseño (diámetro, largo, pendiente). A partir de los datos obtenidos, se construye un modelo matemático que correlaciona la caída de presión de las simulaciones con las condiciones de operación y parámetros de diseño real de un análisis utilizando el concepto de ajuste de curva "Curve Fitting", usando el programa Mathematica 8. Se concluye que la pérdida de presión cae principalmente debido al aumento del largo de la tubería o su pendiente (parámetros), y un aumento en la velocidad de la pulpa o viscosidad ya que provocan una mayor fricción, por un parte entre las mismas partículas que colisionan entre si y por otra, en el contacto de ellas con la tubería, originando así mayores pérdidas de presión.

Ingeniero Civil Eléctrico / En la actualidad, el CDEC-SIC incorpora en sus modelos del SIC las relaciones horarias de las generaciones eólicas y fotovoltaicas, aunque sin un fundamento metodológico lo suficientemente acabado que compruebe una representación más fiel de la generación esperada. El objetivo del presente trabajo consiste en probar la validez de la metodología actualmente empleada, incorporando en ella los cambios que mejor se ajusten a representar la volatilidad eólica y fotovoltaica de largo plazo del SIC, e integrar dicha modelación a las planillas usadas en las revisiones anuales del Estudio de Transmisión Troncal, efectuadas por el CDEC-SIC. La metodología desarrollada, comienza con un análisis estadístico de datos de generación eólicos y fotovoltaicos reales, considerando la estructura que requiere el software de Programación de Largo Plazo (PLP). Posteriormente, se plantean una serie de modelaciones distintas para representar los factores de planta y peaks de generación de estas tecnologías, con el objeto de elegir una para el caso eólico y otra para el caso fotovoltaico. Finalmente, se realizan simulaciones para comparar el método actual con las modelaciones propuestas y apreciar las diferencias que se introducen en la operación esperada del sistema eléctrico. Mediante el mínimo error cuadrático, se escogen las modelaciones que mejor representen al factor de planta y a los peaks de generación. Las mejoras en este ámbito para el caso eólico, corresponden a una disminución en un 71% del error al calcular el factor de planta, y de un 25% al representar los peaks de generación. Para el caso fotovoltaico, si bien aumenta el error de los factores de planta en un 2,6%, el error de la representación de peaks disminuye en un 8%. Por otra parte, la nueva modelación incluye las variaciones estacionales, al calcular el factor de planta mensualmente, mientras que con el método actual, al ser calculado anualmente, variaciones intra-anuales no quedan bien representadas. De las simulaciones realizadas, se logra que la modelación propuesta contenga todos los casos de la modelación actual y agrega escenarios con mayor influencia de las centrales ENRC que antes no eran considerados.Estudios futuros en esta materia debieran considerar la mejora de las modelaciones propuestas, basándose en datos reales de nuevas centrales generadoras e investigar, en profundidad, la relación entre la ubicación de una central eólica y su respectivo factor de planta, a medida que nuevas unidades se vayan incorporando al sistema interconectado central.

Magíster en Gestión para la Globalización / Este trabajo de Tesis tiene como objetivo desarrollar un plan de negocios que permita evaluar estratégica y económicamente la comercialización de sistemas fotovoltaicos para la Cooperativa Habitar Verde , asociada a las Energías Renovables No Convencionales en Chile. El proyecto se ve impulsado por la Ley 20.571, la cual fue desarrollada con el objetivo de fomentar la generación residencial de energías renovables tanto para el autoabastecimiento como para la inyección de energía a la red de distribución. De ésta forma, los usuarios pueden generar hasta 100 kw de energía eléctrica para su propio consumo e inyectar los excedentes a la red, recibiendo un pago por éstos. Otro factor relevante para el desarrollo de este plan de negocios, es que Chile presenta las condiciones ideales en radiación solar, la cual puede ser convertida en electricidad mediante el uso de la tecnología fotovoltaica. La metodología utilizada para realizar este trabajo consistió en primer lugar en un análisis de factores medioambientales a través de la herramienta PESTEL, y el análisis estratégico de las cinco fuerzas de Porter, y un análisis FODA. Esta metodología permitió analizar las fortalezas y debilidades de la organización, así como evaluar las oportunidades y amenazas que presenta el país. Adicionalmente, se realizó un análisis del mercado solar a nivel mundial y una revisión de la Ley Net Metering y los resultados de su implementación en otros países. La estrategia de entrada al mercado se elaboró, mediante el desarrollo de un plan de Marketing estratégico y táctico. La propuesta de valor del modelo de negocios constituye uno de los puntos centrales en el modelo de negocios, ya que al ser una entidad organizada de forma de Cooperativa, sus asociados realizan conductas verdes , donde la sustentabilidad les permitirá lograr una ventaja competitiva de largo plazo frente a las empresas competidoras. Por otro lado, se elaboraron las proyecciones de ventas de acuerdo a los segmentos analizados y las particularidades del mercado objetivo, caracterizado por aquellos hogares donde se realizan prácticas habituales de reciclaje. La inclusión de los sistemas fotovoltaicos se realizará de forma gradual, con una proyección 22,6 MW instalados al décimo año. Se diseñó un plan de marketing y conjuntamente se evaluó el plan de operaciones, en donde se seleccionó el proveedor y se desarrolló la estructura organizacional y los costos asociados a su implementación. Bajo los resultados de los análisis financiero se arrojó un VAN del flujo de caja de 423 millones y una TIR del 22,1%, haciendo rentable el negocio. La recomendación es implementar este plan de negocios y evaluar otros posibles proveedores, así como además la escalabilidad a proyectos de mayor envergadura y la posibilidad de expansión a las regiones del norte del país.

En el último siglo, las intensas actividades industriales del ser humano y el uso cada vez mayor de combustibles fósiles han provocado un aumento en las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera, lo que ha derivado en una serie de impactos cada vez mayores en el clima del planeta, proceso que ha sido denominado como “calentamiento global” o más precisamente “cambio climático”. Esto ha generado lentamente un mayor interés en el uso de tecnologías de generación renovables, y una urgencia cada vez mayor en reducir el uso de combustibles fósiles. Por otra parte, el desarrollo de la matriz energética de nuestro país se ha realizado en base a recursos hídricos e hidrocarburos importados de otras naciones. Bajo este contexto, el Estado impulsó la ley 20.257 que tiene como objetivo diversificar la matriz energética de la nación y colaborar con la situación ambiental actual que existe en el planeta. Esta ley impone un sistema de cuotas de retiros de energía generadas en base a Energías Renovables no Convencionales (de ahora en adelante, ERNC), las que serán exigidas a las empresas que conforman los grandes Sistemas Eléctricos. Las cuotas establecen un 5% de generación en base a ERNC entre el 2010 y 2014, para luego aumentar a razón de 0,5% para llegar a un 10% el año 2024. Teniendo en cuenta este escenario en consideración, se define como objetivo principal del presente trabajo disponer de un análisis, que en términos generales, permita entregar respuestas respecto al desarrollo de las distintas tecnologías ERNC en Chile según los incentivos existentes. Como estrategia de trabajo se define minimizar el costo de energía equivalente de la selección de centrales para cumplir la cuota impuesta, de acuerdo a cada tecnología de generación con ERNC Luego, dado que las potencias y factores de planta de cada tecnología son función de variables tales como ubicación geográfica, disponibilidad del recurso, distancia de la red, etc. se plantea un desarrollo aleatorio con el fin de interiorizar estas alteraciones. Finalmente, con toda la información disponible, se seleccionan las centrales según el menor costo de energía, obteniendo así un portafolio de generación con ERNC. Respecto a los resultados obtenidos, se destaca que, dado el marco legal y las condiciones del mercado eléctrico en Chile, la tecnología ERNC que debiese primar es la mini-hidráulica. Sin embargo, dada las dificultades existentes en la obtención de derechos de agua y acuerdos con propietarios, y junto con los costos de energía que muestran las centrales eólicas, estas podrían ser competitivas en el mercado actual si se cumplen algunas condiciones mínimas favorables. De todas formas, los resultados muestran que la ley no es suficiente incentivo para diversificar la matriz energética, ya que existes tecnologías como la solar, que no logran ser competitivas económicamente con los precios de mercado y el actual marco regulatorio en Chile. Por último, se sugiere para trabajos futuros la inclusión de tecnologías adicionales que no fueron abarcadas en este trabajo debido a su actual estado del arte y falta de incentivos, como lo son la geotérmica y mareomotriz.

No autorizado por el autor, para ser públicada a texto completo / El objetivo principal de este trabajo es evaluar la factibilidad técnica y económica de instalar una planta termoeléctrica de ciclo combinado con una planta solar integrada en su ciclo de vapor, conocida como “planta híbrida de ciclo combinado-solar” ó “planta de ciclo combinado con integración solar” en el Norte Grande de Chile Para ello se estudiaron las tecnologías solares térmicas de concentración que pueden integrarse a una planta de ciclo combinado. De éstas se seleccionó la planta de colectores cilindro-parabólicos debido a su madurez tecnológica. El análisis técnico involucró la búsqueda de los lugares más aptos para el emplazamiento de la planta híbrida, considerando principalmente restricciones de altitud y pendiente del terreno, y requerimientos de cercanía a la red eléctrica, fuentes de agua y gas natural. Esta serie de restricciones llevó a considerar terrenos costeros para el emplazamiento de la central, incurriendo en una reducción de la energía solar máxima utilizable, debido al aumento de la nubosidad en tales sectores. También se analizaron las características principales de una planta termoeléctrica de ciclo combinado y se diseñó un modelo simple que permite dimensionar el tamaño máximo de una planta solar que puede integrarse a una planta de ciclo combinado de tamaño dado. Finalmente, los resultados de la evaluación económica indican que la instalación de una planta híbrida como la propuesta en el Sistema Interconectado Central es un proyecto rentable dadas las condiciones actuales de generación. Sin embargo, se requiere de un escenario más favorable en términos de costos de inversión o de tiempo de despacho promedio para que la planta solar integrada no disminuya la rentabilidad de la planta híbrida. Además, se realizó un análisis de sensibilidad del cual se dedujo que la planta híbrida es altamente sensible a la variación de precios de combustible y al costo marginal del sistema interconectado, mientras que la planta solar como proyecto independiente es particularmente sensible a la potencia a la cual la planta es despachada, al costo de inversión y a la potencia mínima de la turbina de vapor.