A partir de las modificaciones a la ley general de servicios eléctricos realizada a través de los decretos con fuerza de ley Nº 19.940 y Nº 20.018, se establecieron condiciones especiales para los medios de generación no convencional provenientes de fuentes renovables. Sin embargo, el incentivo más importante se estableció con la ley Nº 20.257 de fuentes de generación renovable no convencional (ley de ERNC), que obliga a las empresas generadoras a certificar entre un 5% y un 10% de la energía retirada por sus clientes finales mediante inyecciones de energía renovable no convencional (ERNC) en los sistemas SIC y SING mediante generación propia o contratada, estableciendo multas por megawatt hora no certificado. En consecuencia, la aplicación de esta ley a partir del 2010 fomenta el desarrollo de dichas tecnologías para los suministradores actuales del sistema así como para los nuevos inversionistas. Por otro lado, dado que los grandes consumidores negocian directamente sus contratos de suministro eléctrico con las empresas de generación o distribución, requieren desarrollar una estrategia que evalúe los impactos de la nueva normativa; promoviendo un nuevo modelo de negocio entre las partes. El objetivo de esta memoria es desarrollar modelos de negocio para grandes consumidores, que incorporen la entrada en vigencia de esta ley. Para ello, se evaluará la instalación de generación propia, la contratación de generación renovable no convencional o la negociación de nuevas condiciones contractuales. Se considerarán tecnologías de generación eólica, solar e hidráulica de pequeña escala. Además de las consecuencias globales en los sistemas SIC y SING de la aplicación de la ley Nº 20.257. En cada modelo se estudia las consideraciones técnicas, legales y económicas, con especial interés en las relaciones contractuales entre suministradores y clientes libres; y finalmente se compararán en función del sobrecosto final que producen. Se establecerán cuatro modelos de negocios: la instalación de centrales de generación mediante la creación de una nueva empresa de generación, la instalación de centrales operadas y comercializadas mediante una empresa de generación externa, contratos especiales para el suministro de la energía afecta a certificación y contratos de suministro aceptando los mayores costos por pago de multa o desarrollo de inversiones en estas tecnologías. Como resultado de este estudio, se determinó que la tecnología más factible a desarrollar son las pequeñas hidráulicas por sus menores costos, gran potencial existente y experiencia en su operación; luego la tecnología eólica, que si bien tiene un costo superior a la energía hidráulica y es más innovadora en el mercado, aún es viable de desarrollar. Por último, las tecnologías solares presentaron costos muy superiores a las anteriores no siendo rentables para las condiciones actuales, pese a las condiciones inmejorables que se presentan en el país. En cuanto a la evaluación de los modelos de negocios, se determinó que la formulación de contratos de suministros especiales es la mejor alternativa; seguido por la instalación de generación propia, favoreciendo la que se opera y comercializa desde un generador externo en comparación a formular una empresa de generación. La alternativa más desfavorable es acepta el costo alternativo de la multa por energía no certificada al cliente, ya que produce un mayor sobrecosto que las alternativas anteriores.

La energía eléctrica es un recurso necesario en la vida de todos, verificándose que la demanda energética de un país se encuentra, por lo general, correlacionada con su PIB. Lo anterior conlleva a la instalación o reposición de nuevas centrales de energía eléctrica y a la necesidad de aumentar la eficiencia del sistema. En este contexto se introducen las tecnologías de generación distribuida (GD), basadas en energía renovable. Estas tecnologías corresponden a centrales de mediana y pequeña escala, que se encuentran conectadas directamente a los sistemas de distribución. Pueden ser propiedad de los consumidores o de las empresas distribuidoras y entregan sus excedentes de generación al sistema. Debido a su favorable ubicación, la GD puede ayudar a mejorar la calidad de servicio necesaria para los consumos. Esto es posible si existe una correcta ubicación, conexión y coordinación de la GD. En este contexto se introduce el concepto de Generador Virtual (GV), ente encargado de la coordinación de la operación de distintas unidades de GD, de manera de optimizar su desempeño conjunto. El objetivo principal del presente trabajo de título es disponer de una metodología para determinar la ubicación óptima de un GV. Para ello, se efectúa un estudio detallado de las tecnologías implementadas en GD, en particular aquellas que utilizan recursos renovables. Se establecen las condiciones necesarias para determinar el mejor emplazamiento, basado en las características del recurso energético primario con datos estadísticos y las características de las redes de distribución (ubicación y capacidad). Con el fin de estipular los parámetros que determinan el punto de conexión a la red, se estudia la influencia de la GD en el sistema, como son: la influencia que ejercen los GD en los niveles de tensión en los distintos nodos donde se encuentran insertos, la reducción de pérdidas óhmicas relacionadas con la combinación de GD y servicios que pueden proporcionar un GV (regulación de tensión, continuidad de suministro, etc. los que entregan una mayor rentabilidad a este tipo de energías). Si bien la metodología es validada en forma conjunta, se presenta su aplicación a casos específicos de energía solar, eólica, biomasa y minihidráulica en la localidad de Ovalle y Salamanca. Los resultados obtenidos corroboran el potencial de aplicación práctica de la propuesta. Por último, como trabajo a futuro se recomienda establecer los niveles máximos de penetración de las distintas tecnologías en una red de distribución y desarrollar modelos que representen los efectos de combinar diversas tecnologías de GD en una misma red.

La energía geotérmica puede extraerse de la tierra al bombear un fluido calentado en su interior. Este fluido puede ser agua termal extraída de un pozo geotérmico, o un líquido refrigerante que absorba calor de la Tierra mediante evaporación, y a una profundidad superior a los 5 metros. Los pozos se encuentran sólo en zonas de alto potencial geotérmico, mientras que el refrigerante puede inyectarse en gran parte de la superficie terrestre. La geotermia puede usarse para entregar energía calórica o generar energía eléctrica, para uso industrial, comercial y residencial. Este último sector representa una importante fracción del consumo energético de una nación. Por lo tanto, es interesante evaluar el uso que se le puede dar al calor de las termas, en una comunidad ubicada en las cercanías de estas. En este marco, y con la motivación actual en el desarrollo de las energías renovables como pilar esencial de la sustentabilidad ambiental, surge esta Memoria que tiene como objetivo principal diseñar una Red Geotérmica de Distribución de Calor en la comunidad de Coñaripe, en la X Región de Chile. Se seleccionó este pueblo ya que esta rodeado de manifestaciones termales en superficie y tiene un tamaño que perfectamente puede ser abastecido por un pozo geotermal. Esta red es capaz de entregar calefacción yagua caliente sanitaria a las viviendas. Por ende, una Red como esta permite dejar de combustionar leña y gas licuado, cuyas emisiones de CO2 incrementan el calentamiento global del planeta. Las principales tecnologías para utilizar el calor de la Tierra en el sector residencial son las redes geotérmicas urbanas (comunitarias) y las bombas de calor (individuales). Esta última tecnología presenta importantes ventajas frente a los sistemas de calefacción convencionales. Por lo tanto, es interesante pensar en un sistema que combine ambas tecnologías, y comparado con una red geotérmica clásica. Se desarrollaron dos algoritmos: uno que diseña una Red Geotérmica de Distribución de Calor clásica (RGDC), y otro que diseña la combinación entre ésta y una bomba de calor (RGDC-BC). Luego, se optimizó el diseño para evaluar la factibilidad de instalar una o ambas redes, notando las ventajas que pueden ofrecer estas redes frente a redes o sistemas de calefacción convencionales. Para lograr esta optimización se realizó una evaluación económica que definiera el diseño con mayor rendimiento económico de la Red durante el ciclo de tiempo definido. Por lo tanto los algoritmos mencionados permiten no solo diseñar, sino también dimensionar, simular y realizar una evaluación económica privada de la operación de la Red.

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / Producto la mayor demanda de energía eléctrica, se han investigado nuevas opciones de generación y ahorro de energía. Sumada esta necesidad a la preocupación por el cuidado del medioambiente, se han desarrollado tecnologías de generación a partir de fuentes de energía renovable y no renovable. Entre estas opciones se encuentra la generación distribuida, definida como aquellas fuentes de energía eléctrica de pequeña escala instaladas en redes de distribución cercanas al consumidor final. En Chile, los primeros avances legislativos en el tema se produjeron en el año 2004 con la denominada Ley Corta I, otorgando beneficios en el pago de peajes para medios de generación menores a 20MW, además de establecer el derecho a conexión a redes de empresas distribuidoras a unidades menores a 9 MW. Posteriormente, el año 2006 se promulgó el Reglamento y Norma Técnica correspondiente, definiendo obligaciones y procedimientos de ambas partes, tanto empresas distribuidoras como generadores distribuidos. En este trabajo de título, se propone un método determinístico para el estudio de generadores distribuidos, consistente con el esquema actualmente utilizado en la fijación de tarifas del sistema de distribución chileno, basado en la comparación de una empresa distribuidora con una empresa eficiente o modelo. Para esto, se han creado en la plataforma DeepEdit de estudio de sistemas de potencia, dos aplicaciones de análisis técnico-económico. La primera aplicación entrega la configuración de conductores óptima para el alimentador en estudio, en base a una topología de alimentador definida y una base de datos con costos de conductores. La segunda aplicación permite hacer un estudio más detallado de los requerimientos de reactivos del sistema, tal que permita proponer una red con los equipos de regulación de tensión definidos según el criterio del diseñador. Cada herramienta es validada para casos específicos donde teóricamente se conocen los resultados. Los resultados obtenidos muestran que el óptimo de generación distribuida se encuentra cercano al 80% de penetración, disminuyendo las pérdidas de un 4,8% a un 1,4% y mejorando en promedio el nivel de voltaje en un 1,6%. Se concluye que a mayores niveles de penetración de generación distribuida, si bien las pérdidas medias disminuyen, se requiere una mayor inversión en tecnologías de control de reactivos, debido a las variaciones de flujos y aumentos de tensión en las líneas. Esto dependerá del tipo, magnitud, ubicación y diversidad de las tecnologías conectadas. Como trabajo futuro se propone el análisis con métodos de optimización entera o mixta, que permitan evaluar todas las variables en conjunto en una única etapa.

El objetivo general del presente trabajo de título es desarrollar una recopilación de los aspectos de mayor relevancia que deben estar presentes para la comprensión de los medios de generación mareomotrices y undimotrices, de tal manera de aportar al desarrollo de un tratamiento sistemático de este tipo de fuentes, especialmente desde la perspectiva de su futura reglamentación, tratamiento ambiental y sus aspectos de conexión. Con el fin de contextualizar el desarrollo existente de los dispositivos de conversión eléctrica que se basan en la utilización de medios marítimos, se realiza una revisión de las principales formas en que se presenta la energía en el océano y se describen algunas tecnologías representativas que actualmente están en fase de desarrollo o en etapa de comercialización. Como parte de este estudio, se ha incorporado la aplicación de ejemplos, en donde se consideran algunas tecnologías existentes para ser implementadas en alguna zona del borde costero nacional. Para lo cual se debe conocer o estimar el recurso, para proceder al cálculo de energía anual capaz de generar y del factor de planta o capacidad del dispositivo. Realizando algunas estimaciones sobre los costos es posible la realización de una evaluación privada del proyecto y la obtención de los parámetros económicos VAN y TIR, los cuales dan una idea de la rentabilidad del proyecto. Se espera que el VAN sea positivo y/o la TIR mayor a la tasa de descuento (10%) para que el proyecto resulte atractivo para los privados. El resultado final para las tecnologías analizadas bajo una tasa de descuento de 10%; un factor de capacidad de 25%; un precio de la energía de 79,1 [US$/MWh] y un precio por potencia firme de 9 [US$/kW-mes]; se obtiene que ninguna de las tecnologías es rentable, debido a que presentan un VAN menor a cero y una TIR menor que la tasa de descuento. Por lo que es necesario analizar casos en que aumenta el factor de capacidad o disminuyen los costos de inversión. En éstos caso dependiendo de la variación es posible obtener a lo más tres proyectos rentables: Rotech Tidal Turbine (RTT), AquaBuOY y SeaGen. Por lo que es posible concluir que aun falta tiempo para que estas tecnologías se desarrollen más, ya sea para mejorar su factor de capacidad o bien para disminuir sus costos de inversión debido a la producción en masa. De todas formas el ejercicio de realizar el ejemplo ha servido para percibir los objetos faltantes y las consideraciones tanto en ámbito legal y normativo, como en una mejor evaluación y estudio del recurso energético existente en el país.

La integración masiva de tecnologías no convencionales de generación implica un gran desafío en el manejo técnico de las redes eléctricas, ya que no sólo aportan en la diversificación de la matriz energética, sino que además obligan a un rediseño tanto en los procedimientos de control, operación y en la infraestructura del sistema eléctrico, puesto que se deben mantener los estándares de calidad y seguridad de servicio en los niveles establecidos por la norma. Dentro de los recursos energéticos no convencionales la energía eólica es una de las tecnologías con mayor proyección de penetración en los sistemas eléctricos de potencia, particularmente en el SIC se están evaluando una importante cantidad de proyectos dadas las favorables condiciones geográficas de Chile. Dados estos posibles escenarios de penetración eólica es necesario evaluar la factibilidad técnica de la instalación masiva de aerogeneradores, dentro de este contexto este trabajo plantea un diseño alternativo para el control de tensión de las posibles barras de generación eólica que pueden implementarse en el SIC, el principal objetivo de este trabajo es que el método propuesto sea una alternativa a los actuales procedimientos de regulación de voltaje en redes con generación eólica (regulación local en los parque eólicos, SVC’s, etc.). Este sistema de control propone el uso conjunto de la capacidad de regulación de tensión que tienen los generadores convencionales (unidades hidráulicas y térmicas) presentes en un sistema eléctrico con el propósito de disminuir así el uso de equipos de regulación de voltaje local en los parques eólicos, maximizando la utilización de los recursos de la red. El planteamiento teórico de esta técnica corresponde a un sistema de optimización que entrega como resultado el aporte necesario que deben realizar los generadores convencionales para corregir el voltaje en las barras de generación eólica. Este método se implementó en tres zonas del SIC las cuales presentan distintas características en su topología y corresponden a áreas geográficas con potencial eólico. Las configuraciones obtenidas por este método para los tres casos de estudio fueron simuladas en el modelo estático disponible del SIC, los resultados arrojados por los flujos de potencia son satisfactorios, ya que los niveles de tensión logrados son muy cercanos al valor nominal para todas las barras de generación eólica implementadas, por lo tanto el sistema de control propuesto satisface los principales objetivos planteados. Como trabajo futuro se proponen estudios de comportamiento dinámico de un sistema eléctrico que tenga implementado este método de control de tensión; también establecer un procedimiento que permita determinar la configuración del sistema de control de acuerdo a los requerimientos de la operación de la red eléctrica; y por último encontrar una forma de asignar el valor quedebiera tener este método de control visto como un servicio complementario.

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.

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Autorizada por el autor, pero con restricción para ser publicada a texto completo hasta el año 2014 / La presente memoria tuvo como motivación la obtención de Energía Renovable No Convencional mediante la digestión anaeróbica de residuos papeleros, con producción de metano (CH4) y dióxido de carbono (CO2) como componentes principales del biogás. El objetivo general fue la realización del estudio de factibilidad técnica, mediante la operación de un digestor en condiciones naturales, con nitrógeno y/o fosfato agregados para la obtención de parámetros cinéticos bacterianos. La cuantificación y caracterización del biogás producido fueron los parámetros clave del trabajo. En primer lugar se realizó un estudio experimental de la factibilidad, realizándose una digestión anaeróbica mesofílica, tipo Batch, con contenido de sólidos totales de 10% y tiempo de residencia de 25 días. Las experiencias consistieron en agregar nitrógeno para configurar distintas fracciones C:N dentro del rango recomendado teóricamente para digestiones anaeróbicas, utilizando como inóculo materia fecal vacuna y como control una muestra con lodo papelero estéril. A partir de los parámetros encontrados experimentalmente y en bibliografía, se desarrollaron los balances de masa y eficiencia de utilización de energía de una propuesta de planta para producción de biogás. Además, se realizó el dimensionamiento de equipos principales para una planta de nivel industrial y se calculó el costo total del proyecto (inversión). Los resultados experimentales demostraron la factibilidad técnica de la digestión, con una degradación del 30% de los sólidos volátiles disponibles y producción de biogás con relación al peso degradado de sólidos volátiles con un promedio de 0.053 [Nm3/kg]. Mediante cromatografía de gases se caracterizó el biogás obtenido, con valores superiores al 80% v/v de CH4, indicando que el gas producido tiene un alto potencial energético. Se desarrolló un diagrama de flujo para una planta de producción de biogás, incluyendo Reactor IC para la Fermentación metanogénica, deshidratadores del residuo tratado, filtro de H2S para biogás y circuito de aguas. El proceso es de tipo continuo, con un flujo de entrada de 3,000 [t/mes], considerándose un tratamiento anaerobio mesofílico de una etapa que se lleva a cabo en el digestor. El equipo primordial del proceso es el reactor IC con volumen de 1.9 x 103 [m3] y un costo unitario de 4.4 millones de [US$]. A través del método de Miller se calculó el costo total del proyecto siendo de 17.2 millones de [US$]. Dentro de las conclusiones respecto al trabajo experimental, se tiene que es factible la digestión anaerobia de residuos papeleros. Además, el filtro de H2S se consideró innecesario tanto por las características del lodo papelero, que no suele tener sulfato, como por no percibirse su presencia durante el experimento. La consideración de una planta piloto y una planta a nivel industrial de producción de biogás, se basa en la necesidad de corroborar los parámetros encontrados en laboratorio en una planta piloto, ajustándose para ser utilizados en una planta industrial. Se considera este trabajo como una aproximación al desarrollo industrial del tratamiento anaeróbico para este residuo papelero, comprobándose la factibilidad técnica.

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