Ingeniera Civil Química / La gestión de residuos y la crisis económica se han transformado en un desafío en la actualidad, debido al crecimiento económico, el incremento de la capacidad productiva y el aumento de la población. Chile está promoviendo una nueva gestión de residuos a través de la ley 20.920 que establece un marco para la gestión de residuos, la responsabilidad extendida del productor y fomento al reciclaje. Además, el país busca aumentar la matriz energética en Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a un 70% para el 2050. La memoria se enmarca en el aprovechamiento de residuos sólidos domiciliarios segregados en la Región Metropolitana, pues es ahí donde se concentra el 40% de la población, por lo tanto, los residuos domiciliarios se encuentran concentrados en esta zona. Actualmente, parte de los residuos orgánicos son aprovechados en los rellenos sanitarios mediante pozos de captación de biogás, sin embargo, el proceso no es eficiente. El proceso sería más eficiente si los residuos fueran segregados desde su origen, por lo que, el presente trabajo pretende abordar esta situación que se podría dar en el futuro, a pesar de que hoy en día la mayor dificultad para proyectos en materia residuos es la capacidad de segregación de ellos. El caso base corresponde a las 19 comunas de la región que llevan sus residuos al relleno sanitario Santa Marta. Según proyecciones, en 10 años se alcanzaría un flujo de 101.544 [ton/mes] y con ello la planta de generación de energía tendría una potencia instalada de 107 MW. El proceso consiste en una línea principal, de recepción, molienda, transporte y digestión de residuos orgánicos, almacenamiento, enfriamiento, adsorción y cogeneración a partir de biogás, junto a la filtración de los gases de combustión. Como líneas secundarias se encuentran la filtración de digestato y recuperación de agua en el proceso, además de la recuperación de calor en el cogenerador para usarlo en la digestión a través de intercambiadores de calor. De la evaluación técnica y económica de la planta se obtiene que el proyecto es prefactible. Con un rendimiento de 211 [m3 biogás/ ton materia orgánica] junto a un VAN de 3.435.703 [USD], una TIR del 14% y un Payback de 5 años. Si bien, el proyecto podría ser rentable, del análisis de sensibilidad se rescata la variación en su rentabilidad principalmente frente a la capacidad de segregación de los residuos, el precio de la energía eléctrica y el precio del carbón activado. Además, para que el proyecto sea sostenible se debe considerar la normativa vigente, la comunidad afectada y el impacto ambiental del proyecto.

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Mecánica / El potencial energético que posee el recurso geotérmico y solar en el norte de Chile, en conjunto con el interés de promover el uso de energías renovables en el país, han sido los motivos de llevar a cabo este trabajo de investigación, en el cual se evalúa la integración de la tecnología solar de concentración a una central geotérmica de ciclo binario basada en el mecanismo de operación de Cerro Pabellón, la primera planta geotérmica de Chile y Sudamérica. El modelo propuesto tiene el objetivo de aumentar la potencia eléctrica de la central geotérmica a través de la integración de un segundo bloque de potencia que utiliza el fluido geotermal y la potencia térmica suministrada por la tecnología termosolar para la generación de trabajo útil. Dicha integración se realiza procurando no alterar las condiciones de operación del ciclo orgánico, donde se considera además minimizar el riesgo de precipitación de sílice al interior del nuevo ciclo de potencia. Con relación a la tecnología termosolar implementada, esta corresponde a la tecnología de colectores cilindro parabólicos, para la cual, se proponen diferentes magnitudes de potencia térmica, múltiplo solar, horas de almacenamiento térmico y temperaturas nominales de operación del fluido de trabajo. La combinatoria de estos parámetros da lugar a diferentes configuraciones híbridas, las cuales son evaluadas a nivel termodinámico y económico. Para llevar a cabo dicha evaluación, se realiza en primer lugar la construcción del modelo termodinámico del sistema geotérmico en el programa Engineering Equation Solver, donde posterior a su validación, se procede a construir el modelo termodinámico del sistema híbrido. Las diferentes configuraciones híbridas son simuladas en régimen estacionario y transiente, donde, para llevar a cabo esta última, se complementa el programa Engineering Equation Solver con el programa System Advisor Model. A partir de la simulación realizada en régimen estacionario, se obtiene que con una potencia térmica del campo solar igual a 60 MWt, es posible aumentar la potencia eléctrica de la central en un 50% aproximadamente. A nivel exergético, se determina adicionalmente que los equipos con mayor destrucción de exergía en el nuevo bloque de potencia corresponden a los intercambiadores de calor, a los cuales se les atribuye cerca de un 72% de la exergía neta destruida en este nuevo ciclo. Por otro lado, a partir de la simulación transiente se obtiene que a medida que el valor del múltiplo solar y las horas de almacenamiento térmico aumentan conjuntamente, aumenta la producción eléctrica anual del ciclo geotérmico-solar. Con relación al factor de capacidad en función de estos dos parámetros, se determina que es posible aumentar su magnitud desde un 18% a un 71% cuando las magnitudes del múltiplo solar y horas de almacenamiento térmico corresponden a los máximos valores considerados. Por último, la evaluación económica realizada en base a la estimación del LCOE, arroja que las configuraciones híbridas alcanzan valores competitivos a pesar de las diferentes restricciones consideradas en este estudio para llevar a cabo la integración del recurso solar a la central geotérmica, donde, el mínimo valor obtenido es 81,19 US$/MWh, el cual es un 9,8% menor al mínimo LCOE estimado para una central geotérmica de 20 MWe instalada en Chile.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Mecánico / El proyecto tiene su génesis en la necesidad del HOTEL EL MORADO LODGE de generar su propia energía para el servicio de sus operaciones, por lo que contrata a la empresa de ingeniería ESCOCHILE para que le desarrolle un sistema de cogeneración a partir de un grupo electrógeno (GE) de 150 kW a Gas Licuado de Petróleo (GLP). A su vez, ESCOCHILE ofrece a los autores del documento participar en el desafío y presentarlo como proyecto de título de ingeniería Mecánica. En esa perspectiva los memoristas se encargan de integrar un kit de cogeneración para aprovechar el calor residual del proceso de generación de electricidad a través de un GE, con la finalidad de temperar una piscina de 172 m3 perteneciente al Lodge. El objetivo general del proyecto es desarrollar, diseñar, integrar y probar un módulo de cogeneración para un grupo electrógeno existente. Los objetivos específicos son: reconocer el contexto energético nacional e identificar la oportunidad para realizar cogeneración en el sector residencial/comercial aislado; reconocer el equipo y efectuar su balance térmico; diseñar y seleccionar sus componentes y el sistema de control del módulo de cogeneración; construir y montar el módulo de cogeneración; evaluar el desempeño del módulo de cogeneración, y desarrollar una evaluación económica y de eficiencia energética del proyecto. La metodología para cumplir los objetivos específicos comprende: la realización de un levantamiento técnico de información; el desarrollo de una metodología de cálculo para dimensionar las componentes; la evaluación experimental en sitio del desempeño de la unidad cogeneradora y; finalmente, la evaluación de los ahorros energéticos que la unidad cogeneradora permite alcanzar, con respecto a generación eléctrica pura y suministro de calor con una caldera, a partir de la cual se efectúa la evaluación de la rentabilidad económica del proyecto. Los principales resultados del proyecto muestran que, para una demanda eléctrica de 37 kW, el módulo de cogeneración recupera, en promedio, unos 116,2 kW térmicos lo que permite mantener la temperatura de la piscina a 30 °C. En esas condiciones la eficiencia global del sistema cogenerador se estima en 79,71%, valor que se considera bueno comparado con cogeneradores a GLP existentes. Otro resultado notable del proyecto es que se logra construir 2 cogeneradores a GLP para el HOTEL NOI PUMA LODGE, en los que se incluyen mejoras en el diseño a partir de las lecciones aprendidas. La conclusión global del trabajo es que la cogeneración, con GLP a baja escala, desarrolla alta eficiencia produciendo rentabilidad en términos económicos; lo cual permite inferir que la cogeneración remota con GLP es conveniente y adecuada para generación off grid en el sector residencial/comercial.

Ingeniero Civil Mecánico / La crisis mundial medioambiental actual ha llevado a diversas naciones a masificar el uso de energías renovables no convencionales como la solar con tal de purificar su matriz energética. Los gradientes de temperatura entre las distintas celdas que conforman un módulo fotovoltaico, provocan ineficiencias en el comportamiento, debido a que se produce un efecto denominado dispersión de parámetros . Lo anterior, se traduce en un perjuicio en la potencia de salida y del rendimiento, luego es necesario disminuir la temperatura de operación de las celdas. El objetivo de la presente memoria es definir el comportamiento de la temperatura al interior de la granja solar en función de la radiación incidente, pérdidas por radiación, convección y conducción, tras variar parámetros atmosféricos, como velocidad del viento y temperatura ambiente, además de parámetros geométricos, como el distanciamiento entre paneles. Tras determinar los parámetros anteriores, se procede a simular el modelo planteado en el software ANSYS FLUENT 18.1 para posteriormente realizar el análisis térmico transiente del panel fotovoltaico. Finalmente se encuentran relaciones para poder determinar la temperatura más elevada en las celdas y el distanciamiento promedio que debe tener una granja con tal de optimizar la eficiencia de esta, así poder tener inputs para un posterior desarrollo de un sistema ciberfísico. La simulación consiste en sólo una fila de 30 paneles de una granja fotovoltaica, cada panel de la marca Hareon genera 320 W por ende la cantidad evaluada generaría en condiciones óptimas 9,6 kW lo que se considera aceptable para una fila de paneles. La metodología ocupada es la siguiente: a) se realizan simulaciones para distintos casos hipotéticos de funcionamiento y distribución de los paneles en el modelo; b) se analizan que los parámetros de coeficiente de arrastre y de sustentación sean acordes a la bibliografía, así como encontrar un mallado adecuado que logre validar el modelo; c) se estudia el efecto de las variables climáticas y de la posición de los paneles en la temperatura del arreglo; d) se define una ecuación que optimice la eficiencia del arreglo sirviendo como input para el desarrollo de un posterior sistema ciberfisico. Los resultados obtenidos demuestran la importancia que tiene la temperatura ambiente o de ráfaga en el enfriamiento de los paneles, obteniendo que una diferencia de 4°C signifique un cambio de hasta 2% en la eficiencia de la granja solar. Además, se logra encontrar una relación que permite determinar el distanciamiento eficiente en una granja en función de su eficiencia y con parámetros atmosféricos extremos, obteniendo un máximo de 13% con un distanciamiento mínimo de 0,975 m entre paneles.

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 / Los actuales niveles de crecimiento de la demanda energética del mundo y los efectos del cambio climático impulsan nuevos desafíos para la comunidad global. Con el estado actual de alta dependencia de combustibles fósiles y el daño que ello significa para nuestro entorno es de suma importancia buscar nuevas formas de energía más amables con el medio ambiente. Esta realidad motiva un creciente esfuerzo por cambiar nuestra actual matriz energética por una con mayor participación de energías renovables. Para avanzar en esta transición, es necesario explorar nuevos proyectos de generación renovable que sean viables y capaces de enfrentar las dificultades de nuestro plano local. A medida que las tecnologías de generación son investigadas, se ha observado una complementariedad muy interesante entre la energía solar termal y la generación geotérmica. Ambas tecnologías operan en base a un ciclo termodinámico para producir energía y al operar juntas aumentan su eficiencia operacional frente a cambios en la temperatura ambiente. Si a esto sumamos los beneficios de compartir infraestructura, capacidad de transmisión y capital humano, la complementariedad solar-geotérmica resulta una alternativa atractiva de explorar. El objetivo principal de esta memoria es analizar la factibilidad de instalar una planta híbrida solar-geotérmica en Chile y simular su operación económica en el mercado eléctrico, de manera de determinar la viabilidad del proyecto. Para ello se analizan 6 casos de estudio correspondientes a la instalación de plantas geotérmicas, híbridas de tipo solar PV-geotérmica, y CSP-geotérmica ubicadas en la zona norte y sur del país. Se calcula la generación anual de energía para cada escenario, basándose en datos climáticos, perfiles de generación, investigaciones recientes y simulaciones. Posteriormente se calculan los ingresos y costos durante la vida útil del proyecto, para realizar una evaluación económica para cada escenario de estudio. Como resultado, en cualquiera de los 6 escenarios y considerando venta de energía al precio de costo marginal de la barra, ni los proyectos geotérmicos ni los proyectos híbridos son rentables. Sin embargo, a medida que se instala capacidad de generación solar fotovoltaica en una planta híbrida se obtiene un mejor valor actual neto del proyecto comparado con una planta geotérmica de igual capacidad en similares condiciones.

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Química / La producción y consumo de energía constituyen hoy la mayor fuente de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en Chile, debido a que la matriz de generación eléctrica actual se compone en más de un 50% por fuentes de combustibles fósiles. La creciente demanda energética nacional profundizará esta situación, salvo que se desarrolle una nueva matriz energética que aporte a la solución de este problema. El siguiente trabajo busca evaluar ambiental y socioeconómicamente escenarios de generación de energía eléctrica al año 2050 en Chile, prestando especial atención a su potencial de calentamiento global, para proponer qué tecnologías de generación eléctrica renovable son más atractivas para el país y que ayudan a combatir el cambio climático y los compromisos internacionales que tiene Chile con la reducción de GEI. Se divide a Chile en macrozonas, identificando su potencial energético disponible para cada uno de sus recursos renovables (residuos, biomasa, solar, eólico, hídrico, marino y geotérmico). Se estima que el potencial bruto y técnico ERNC de Chile es de, respectivamente, 25.000 y 60 veces mayor a la capacidad instalada de generación actual. Se seleccionan 8 tecnologías ERNC y se realiza un análisis multicriterio considerando la disponibilidad del recurso, el costo nivelado de la energía, la aceptabilidad social, y el potencial de calentamiento global. Se obtiene que las más preferibles para Chile corresponden a la solar PV, eólica y solar CSP, y que entre las últimas se encuentran las tecnologías de biogás, biomasa y WTE. Los escenarios de generación eléctrica que se evalúan son dos. El escenario A corresponde al escenario base, sostenido por las proyecciones realizadas por el Ministerio de Energía y que se compone principalmente de plantas nuevas a gas natural, solar PV, solar CSP, hidroeléctrica convencional y eólica. El escenario B se define como una alternativa más ambiciosa al escenario A, alcanzando una matriz 100% renovable al 2050, más diversa y con mejor distribución territorial, y, utilizando residuos como fuente energética. Además, el ingreso de nuevas centrales se compone únicamente por tecnologías ERNC. La evaluación ambiental arroja que ambos escenarios reducen las emisiones de GEI en el sector energía. Al año 2050 el escenario A emite 26 millones [tCO_2eq ] menos que el año 2024. Incorporando las emisiones evitadas en el sector residuos, el escenario B logra evitar 52 millones [tCO_2eq ] en total. Considerando la meta del 30% de reducción de GEI al 2030 adquirida por Chile, el escenario B logra la meta con un 32% de reducción al 2030; el escenario A no, pues alcanza una reducción de un 27%. En la evaluación socioeconómica se cuantificaron los costos y beneficios sociales de ambos escenarios y se concluye que ambos escenarios son rentables. El escenario A presenta un VAN Social de 3.694 [MUSD] y el escenario B un VAN Social de 8.865 [MUSD], siendo este último el más atractivo económicamente debido a los beneficios sociales obtenidos por una mayor reducción de emisiones de GEI. Del análisis de sensibilidad se obtiene que el VAN Social es altamente sensible al costo de venta de la energía. Finalmente se concluye que el escenario B es la alternativa que genera un mayor bienestar para el país. Por lo tanto, una matriz energética 100% renovable y con preferencia por las ERNC, diversificada y con buena distribución territorial es a lo que debe apostar Chile. Como desafío a futuro queda mejorar las estimaciones de los costos y beneficios sociales junto con agregar los que no han sido cuantificados en este trabajo, lo que en general, ayudaría a realizar una mejor evaluación de los proyectos e incluso hacer al escenario B más atractivo aún.

Memoria para optar al título de Arquitecto / En el contexto chileno, el método predominante para disponer de la basura es depositarla en vertederos o rellenos sanitarios, creando territorios para el desecho, donde la calidad de vida se deteriora y la contaminación aumenta día a día. Ante esta situación, se decide importar un modelo de incineración de desechos que produce energía y permite reconvertir lugares desechados en sitios que concentren servicios a las comunidades. Del territorio nacional, se elige la Región Metropolitana, por producir anualmente el 43% de los residuos generados en nuestro país, donde existen actualmente 6 rellenos sanitarios. De éstos, se decide intervenir el R.S. Santa Marta, por presentar ua situación de crisis ambiental, destacando un incendio en Enero del 2016, además de sostenidos conflictos sociales con la comunidad más afectada, Lo Herrera. Consorcio Santa Marta ocupa actualmente un un terreno de 299 hectáreas entre los cerros Lonquen y Calera, considerado parte del sistema de Cerros Isla, adyacente al Río Maipo e identificados como sitios prioritarios para la conservación de la biodiversidad por la ex CONAMA, actual Ministerio del Medio Ambiente. La acumulación sucesiva de residuos en el relleno sanitario Santa Marta y la crisis anteriormente mencionada pone en evidencia la necesidad de actualizar los métodos de manejo de residuos en nuestro país, tanto en su origen como en su disposición final. De esta manera, el proyecto de arquitectura se encuentra ante tres aristas: Primero, el manejo de la disposición final de los residuos (a), en segundo lugar, el componente social asociado a la generación de residuos (b) y por último, el daño ambiental generado por el relleno en el territorio (c). Cada una de estas aristas es abordada en distintas escalas de proyecto, siendo la primera traducida en la creación de un proyecto de planta incineradora de basura como gatillante para reconvertir este territorio (a). Lo anterior se acompaña de la necesaria presencia de un centro de educación ambiental para incluir y educar a las comunidades y generaciones futuras en el manejo de residuos (b). Y, por último, se plantea la regeneración ecológica del territorio a través de la cobertura de las capas del relleno sanitario para la futura creación de un parque de quebrada.

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.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el presente documento se detalla el trabajo de título Análisis Del Impacto De Un Sistema Cap And Trade En El Sector Generación Eléctrica Considerando Escenarios De Bajos Costos De Desarrollo De Las Energías Renovables No Convencionales . El objetivo general consiste en modelar la aplicación de un sistema Cap and Trade (Sistema de Emisiones Transables) que permita analizar el impacto en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el sector generación eléctrica, en un escenario de bajos costos de inversiones de las tecnologías renovables no convencionales. Un sistema Cap and Trade es una herramienta de mercado utilizada para el control de emisiones de gases de efecto invernadero. Una autoridad central establece un límite sobre la cantidad de gases contaminantes que pueden ser emitidos. Las empresas son obligadas a gestionar un número de permisos de emisiones (también conocidos como derechos o créditos), que representan el derecho a emitir una cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero. Las compañías que necesiten aumentar las emisiones por encima de su límite deberán comprar créditos a otras compañías que contaminen por debajo de su límite o que pueden implementar medidas de mitigación. De esta forma se consigue, en teoría, que las compañías que hagan efectiva la reducción de emisiones son las que lo hagan de forma más eficiente (a menor costo), minimizando el costo agregado que la industria paga por conseguir la reducción. En esta memoria se trabajó con un modelo de optimización de la planificación de la generación eléctrica al cual se le realizaron las siguientes modificaciones. Se agrega una variable de holgura a la ecuación de emisiones máximas del sector generación eléctrica para representar la capacidad que tiene el sector generación de energía eléctrica de comprar permisos de emisiones a otros sectores. Asimismo, se incorporó una restricción para modelar el Cap de emisiones totales del sector energía. A la función objetivo se le agrega un costo asociado a las compras de derechos de emisiones del sector generación eléctrica a los otros sectores. Se propuso una metodología para definir los Cap sectoriales basada en las trayectorias para cumplir los compromisos internacionales de mitigación de gases de efecto invernadero. El modelo se evaluó para dos escenarios de precios de los permisos de emisiones transables y para tres escenarios de Cap de emisiones. Los resultados muestran que para un escenario de precios bajos de los permisos de emisiones, el sector generación eléctrica privilegia comprar permisos de emisiones en los otros sectores, en vez de invertir en tecnologías bajas en emisiones de su sector. Al contrario, para el escenario precios medios de permisos de emisiones transables, el modelo prefiere invertir en tecnología renovable y desplazar a la generación térmica tanto en inversión como en el despacho.