Durante los últimos años el precio de la electricidad en Chile ha experimentado fuertes alzas, incidiendo directamente en los costos de producción de la industria minera nacional y afectando su competitividad en el mercado mundial. Este incremento en los costos de la electricidad, se debe principalmente a la implementación de políticas energéticas que no prosperaron dentro de las cuales se encuentra la crisis experimentada en la importación de gas natural en la última década, en donde se produjo un efecto combinado entre el reemplazo de gas natural por otros combustibles convencionales de mayor costo y el incremento generalizado del precio de éstos, particularmente en los años 2007 y 2008. Lo anterior representa un incentivo a estudiar y analizar el desarrollo de una potencial implementación de tecnologías que consideren el uso de energías renovables no convencionales, obteniendo así seguridad en el suministro a precios más competitivos. Este trabajo consiste en un estudio de factibilidad de la utilización de energía solar para la producción de energía eléctrica necesaria para las operaciones unitarias de las faenas mineras del Norte Grande, focalizando el análisis en identificar las posibles barreras que afectan a este tipo de proyectos: técnicas, de entrada, económicas, políticas, ambientales y socioculturales. La matriz energética del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se compone casi en su totalidad de centrales termoeléctricas, las que principalmente consumen carbón y sus derivados para generar electricidad a costos más bajos. El compromiso y la protección medioambiental mundial fomentan la necesidad de reducir las emisiones contaminantes a través de beneficios e incentivos económicos normados y reconocidos como la huella de carbón. Dentro de las tecnologías que generan energía a partir de energía solar, una de las que cuenta con mejor disponibilidad y desarrollo, es el Concentrador Cilindro Parabólico, el que pese a contar con ventajas comparativas, presenta altos costos que no permiten en el mediano plazo invertir en una implementación de este tipo. Finalmente se concluye que la ley sobre energías renovables no es suficiente para crear los incentivos necesarios para impulsar inversiones en tecnología limpia por parte de las grandes empresas mineras. Lo que sumado a altos costos de estas tecnologías relacionados directamente a su desarrollo incipiente y a su falta de desarrollo, no logra dar paso a inversiones de este tipo. Pero el escenario debe ser evaluado de forma más integral de acuerdo a las tendencias actuales, internalizando otros aspectos como los impactos negativos de seguir explotando sistemas de generación convencionales como las centrales termoeléctricas, referidos principalmente a efectos en la salud y medioambiente. Para ello, establecer mecanismos legales y normativos se muestran como la principal herramienta para poder atenuar o eliminar las barreras de entrada a tecnología solar-térmica de concentración. Con lo anterior se espera que las empresas mineras tengan reales incentivos a rediseñar sus políticas energéticas, invirtiendo en tecnologías de generación no convencionales que en mediano plazo resulten en una disminución de costos de la energía y la actividad sea más competitiva.

Ingeniero Civil Industrial / El presente informe tiene como objetivo determinar la factibilidad de instalación de una planta de biogás para la empresa Reciclajes Industriales S.A. en su actual locación. Hoy en día la empresa recibe más de setenta mil toneladas de residuos agroindustriales, los cuales son utilizados en su totalidad para la producción de biofertilizante compostaje en pilas-. A partir de esto surge la oportunidad de obtener mayores ingresos a través de la producción de biogás, con la misma base de insumos y sin interrumpir la producción actual. El diseño del proyecto contempla la construcción de una planta de biogás con tecnología Flujo Pistón, que resulta ser la más adecuada para los sustratos seleccionados. Para un óptimo funcionamiento de la planta se descartaron sustrato con características poco atractivas para la producción, dejando aproximadamente un 60% de la provisión total. Como resultado se obtiene una planta que es capaz de generar 7.427 MWh eléctricos equivalente potencia firme 0,85 MW- y además por co-generación más de 20.506 MMBtu de energía térmica. Mirando el futuro, el estudio determinó que la mejor opción para aumentar la provisión de sustrato es comprar subproductos agroindustriales o cultivos energéticos, por su mayor potencial energético y disponibilidad. La búsqueda de clientes adicionales para provisión de residuos es complicada, la empresa ya tiene contrato con la mayoría de los potenciales proveedores y los que restan son muy pequeños para ser interesantes los costos de transporte complican -. Los riesgos principales del proyecto son el lugar de instalación y los costos de transmisión. No se puede asegurar la viabilidad del proyecto en Camino Lo Boza, esto debido a las restricciones por área de influencia del aeropuerto, por lo que sería interesante evaluar una relocalización de Reciclajes Industriales. Adicionalmente, los costos de transmisión pueden complicar la rentabilidad del proyecto, por lo que asegurar la venta de energía térmica es muy importante. Con una inversión de 3.9 MM USD, se obtiene un VPN de 114 mil USD y TIR 10,4%. A través de la venta de energía eléctrica, potencia eléctrica y bonos de carbono se obtiene ingresos superiores a los 740 mil USD/año. Por otra parte, los gastos y costos representan una suma de más de 130 mil USD/año. Además, el proyecto se vuelve mucho más atractivo concretando la venta de energía térmica: VPN 1.4 MM USD y TIR 14,9%, dejando el proyecto con mayor holgura. Para esto existen potenciales clientes como: calefacción para el aeropuerto cercano e invernaderos de tomate que se instalen en la cercanía de la planta.

Ingeniero Civil Electricista / El intenso desarrollo a nivel mundial de tecnologías alternativas para la generación en los sistemas eléctricos de potencia impone distintos desafíos a sus operadores y/o planificadores. En particular, aquellas tecnologías que hacen uso de recursos intermitentes (como la energía eólica o la solar), y la tendencia a la baja de los costos de inversión de las mismas, hace necesaria una evaluación del impacto técnico y económico que puede provocar una creciente penetración de dichas fuentes energéticas. Al respecto, hoy en día se trabaja fuertemente en desarrollar herramientas, tanto de largo plazo (planificación) como de corto plazo (predespacho), que permitan ir integrando los fenómenos que induce la variabilidad de algunas fuentes renovables. La metodología desarrollada en este trabajo de investigación busca ahondar en la mejora de herramientas existentes para la planificación de los sistemas eléctricos con generación eólica, proponiendo una restricción de flexibilidad, que pretende abordar los fenómenos de corto plazo que normalmente (por limitaciones computacionales) no son considerados. Se presenta una revisión bibliográfica que incluye las diversas metodologías de planificación centralizada de la expansión. Asimismo, se clasifican los tipos reserva que implementan distintos operadores de sistemas eléctricos a nivel mundial, en particular aquellas resultantes de la integración de recursos intermitentes, junto con su relación con los modelos de predespacho para la operación de corto plazo. El análisis presentado permite evidenciar las deficiencias existentes en las herramientas de planificación de la expansión, en términos de la información que se pierde al realizar simplificaciones que conllevan no considerar algunas restricciones de corto plazo (predespacho) y el impacto que esto puede tener en los resultados de la matriz energética proyectada comparada con el desarrollo real del sistema. Con el fin de superar estas deficiencias, se propone incorporar una restricción de flexibilidad al problema de planificación. El modelo propuesto es integrado a un software existente de planificación, donde se realizan validaciones y estudios de distintos escenarios. Los resultados confirman que la integración de la restricción propuesta, permite alcanzar soluciones de expansión cercanas, errores menores al 6% en la potencia instalada, a aquellas resultantes de resolver el problema completo. Este porcentaje se compara con diferencias de hasta un 50% mostradas por los esquemas tradicionales. Asimismo, los tiempos de cómputo muestran reducciones de hasta un 57% respecto de resolver el problema completo. El trabajo futuro se concentra en mejorar el esquema de convergencia de las aproximaciones a la restricción de flexibilidad y extender el análisis a otros elementos de inflexibilidad del sistema (mínimos técnicos, energía solar, etc.).

Ingeniero Civil Mecánico / En localidades de difícil acceso, aisladas de la red eléctrica, es común el uso de generadores en base a motores diesel para el abastecimiento de electricidad. Si bien esta solución es fácil de implementar, posee características que llevan a considerar otro tipo de soluciones. Las principales falencias de un generador diesel para el abastecimiento de electricidad son: el alto costo de generación, asociado al costo directo de combustible y costos de mantenimiento del equipo, la disponibilidad de la electricidad y la emisión de contaminantes. En este estudio se busca solucionar los problemas de generación eléctrica de trece escuelas de la comuna de Quinchao, perteneciente al archipiélago de Chiloé. Actualmente la generación eléctrica en estas escuelas se realiza mediante generadores diesel, por lo que el concepto de disponibilidad se torna crítico, considerando que una falla en el equipo significa la suspensión de las jornadas escolares. Es por esto que se busca estudiar sistemas de generación eléctrica complementarios al sistema convencional, que funcionen con fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC) solar fotovoltaica y eólica. Se utiliza para esto un software de simulación de sistemas híbridos de generación llamado Homer Energy, el cuál utiliza un criterio de selección económico, que se complementa con criterios técnicos de calidad y confiabilidad de equipos, para resolver qué configuración es la mejor para solucionar los problemas de generación en las escuelas. Para ello se realiza una diferenciación de dos grupos de escuelas: pequeñas (grupo A) y grandes (grupo B). Se selecciona una escuela del grupo A y dos escuelas del grupo B para realizar mediciones relacionadas a la calidad de los recursos energéticos solar y eólico y al consumo eléctrico a lo largo del día, ambos parámetros necesarios para realizar una correcta simulación. Esto se integra con una selección acabada de equipos de cada una de las tecnologías consideradas para componer el sistema de generación. Esta selección se realiza en base a equipos presentes en el mercado chileno, poniendo énfasis en las condiciones climáticas bajo las cuales deben trabajar. Realizada la simulación para un periodo de funcionamiento de 10 años y bajo los criterios económicos y técnicos implementados, se obtiene que para escuelas pequeñas, la configuración óptima consiste en un sistema híbrido FV-Diesel con almacenamiento. Mientras que para escuelas grandes, la configuración óptima consiste en un sistema híbrido FV-Eólico-Diesel con almacenamiento. En ambos casos se obtiene una reducción de los costos totales de generación y lo que es más importante, un aumento en la disponibilidad de la electricidad en las escuelas.

Ingeniero Civil Industrial / Chile está viviendo una crisis energética que provoca los precios más altos de la historia, adicional a esto se ha aprobado la ley de Net-Metering que permite a clientes residenciales inyectar excedente de generación por fuentes de energías renovables. Lo anterior, sumado a una red de transmisión y distribución de energía cada vez más congestionada hace que se vea atractiva la implementación de generación distribuida, y en específico microredes eléctricas. Las microredes eléctricas son arreglos de red con puntos de generación de energía distribuida que puede funcionar en paralelo a la red de distribución o independiente en forma de isla. A partir de esto se pretende en este documento obtener una visión integral de las microredes en el mundo y su aplicación en Chile, encontrar modelos de negocios y entender los factores clave para implementar microredes eléctricas en ámbitos económicos y técnicos para tres sectores: residencial, industrial y comunidades aisladas de la red eléctrica. Para el desarrollo del trabajo se investigó fuentes secundarias de distintas fuentes con tal de entender las aproximaciones en temáticas de microredes a nivel internacional y poder aplicarlo a la realidad de Chile. Se realizó un proceso iterativo entre obtención de información a base de documentos e información en línea, y entrevistas y conocimiento de actores relevantes en Chile. Esto con tal de obtener un modelo de negocio para abordar los distintos sectores analizados y entender los factores que influyen la implementación de microredes. A partir de lo estudiado se tiene un análisis de casos internacionales en microredes donde se tiene un mercado de gran potencial de US$ 10 mil millones al 2013 y expectativas de US$ 40 mil millones al 2020. Se han desarrollado grandes avances en EE.UU. con desarrollo tecnológico de gran importancia además grandes aprendizajes de caso en Europa y Japon. Se obtuvo posibles modelos de negocio para entrar a los diferentes sectores, residencial, industria y comunidades aisladas con sus respectivos análisis de factores importantes como es el caso de aspectos geográficos, recursos naturales disponibles, estado del sistema eléctrico y demanda energética en la parte técnica, y factores como costos y formas de ingreso y beneficio como factores económicos. Las microredes pueden proporcionar una vía para el aumento de la cantidad de la generación distribuida y la entrega de electricidad, donde la calidad del servicio está adaptada localmente sus requerimientos. En las tecnologías en microredes se ve un alto atractivo a futuro en el país para todo tipo de sectores. No es una solución país a la crisis energética, pero puede aliviar en parte a largo plazo los problemas en esta área.

Ingeniero Civil Electricista / Los huecos de tensión corresponden a desviaciones en la tensión con respecto a sus valores nominales o esperados que afectan a los sistemas de potencia, incluyendo redes de distribución. Estos fenómenos provocan que los generadores se desconecten del sistema para proteger sus equipos. Así, los requerimientos frente a huecos de tensión obligan a éstos a permanecer conectados durante ciertos períodos de tiempo, proporcionando una operación más segura del sistema. Lo anterior se aplica generalmente a grandes generadores. Sin embargo, en Chile también se incluyen los Pequeños Medios de Generación Distribuida, conocidos como PMGD. Ahora bien, la generación distribuida en baja tensión, o doméstica, no posee reglamentación con respecto a los huecos de tensión, por lo que tomando esto en cuenta además del gran crecimiento que han experimentado estas tecnologías (especialmente la fotovoltaica) en los últimos tiempos, es pertinente estudiar el comportamiento de los requerimientos frente a huecos de tensión en redes de distribución que incluyan generadores descentralizados. Para realizar el estudio se escogió un alimentador promedio, tipo rural, utilizando para esto el alimentador Gabriela Mistral de Conafe. En este sistema se incluyó generación distribuida en media y baja tensión, PMGD y doméstica, respectivamente, debido a los requerimientos existentes para la primera, conectándose en los mismos puntos que los consumos. Se definieron ocho escenarios de penetración de la generación distribuida, incluyendo distintos porcentajes de PMGD. Además se escogieron tres distribuciones de ésta a lo largo del alimentador. Para generar un hueco de tensión que representara el peor caso, se utilizó un cortocircuito trifásico en la primera barra del sistema, y se estudiaron dos tiempos de despeje distintos. También se encontraron los tiempos críticos de despeje del sistema. Entre las conclusiones principales destaca el hecho de que los escenarios de penetración y las distribuciones de la generación distribuida afectaron las tensiones previas y posteriores a las perturbaciones estudiadas, siendo las diferencias entre éstas mayores al momento en que la penetración es mayor y en la distribución Creciente. Los requerimientos frente a huecos de tensión para los PMGD obligaron a la generación distribuida a permanecer conectada luego del cortocircuito con despeje a los 150 ms, aportando a la respuesta del sistema; esto se verificó ya que los tiempos críticos de despeje fueron mayores cuando la generación distribuida doméstica se regía por éstos requerimientos. Finalmente, en el caso de un cortocircuito con un despeje a los 300 ms, se produjo una desconexión masiva de la generación distribuida del sistema.

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.

Ingeniero Civil Industrial / Los sistemas de electricidad en el mundo se enfrentan a retos de proporciones sin precedentes. En respuesta a la crisis del cambio climático, los gobiernos de algunos países desarrollados ya están comprometidos con invertir en tecnologías de generación renovable. En este contexto, se argumenta que tal compromiso con las energías renovables podría causar un aumento en el costo de generación. Sin embargo, este argumento no toma en cuenta los beneficios adicionales asociados a las energías renovables en términos de otras medidas de rendimiento económico, por ejemplo, el riesgo. En este trabajo se propone extender un modelo de optimización (basado en la investigación anterior de Bernales, Moreno, Rudnick e Inzunza, 2014) que determina portafolios de tecnologías de generación, incluyendo las renovables, minimizando el costo medio de inversión y operación, pero al mismo tiempo, limitando la exposición al riesgo asociado a los precios volátiles del combustible y escenarios hidrológicos de incertidumbre. El modelo es implementado para el Sistema Interconectado Central de Chile (SIC). A partir del análisis aplicado al caso chileno, se evidenció que la generación renovable puede cubrir los riesgos asociados a las variaciones de precios de combustibles y condiciones climáticas. Cuando el objetivo es la minimización de riesgo, se alcanza un 31,8% de generación renovable de manera económicamente óptima, sin la necesidad de aplicar una ley que imponga el cumplimiento de la meta de generación renovable de un 20% para el año 2025. Este resultado es importante porque indica que una alta penetración de tecnologías renovables puede ser justificada económicamente desde la perspectiva de reducción de riesgo. En caso opuesto, cuando el objetivo es exclusivamente la minimización de costos (i.e. planificador neutro al riesgo), la cuota de generación renovable respecto a la electricidad total producida es menor, alcanzando un 18.9%. Para incentivar el desarrollo de fuentes renovables también se puede aplicar un impuesto a las emisiones de CO2. Por esta razón se incluyó en los costos de operación una penalización a las emisiones y se realizó un análisis de sensibilidad con diferentes niveles de impuestos para analizar el efecto sobre la composición de los portafolios óptimos. Se demostró que un impuesto de US$10 por cada tonelada de CO2 emitida sería suficiente para inducir un 20% de generación renovable para todos los portafolios, independiente del nivel de riesgo (y bajo los supuestos de costos de este trabajo). Los portafolios obtenidos al aplicar un impuesto al CO2 difieren de los obtenidos al imponer un 20% de generación renovable como cota mínima (i.e. implementado como una restricción en el problema de optimización). Por ejemplo, en relación a la tecnología de concentración solar, su instalación se facilita al penalizar las emisiones de CO2. Finalmente, se concluye que bajo una planificación óptima no hay una fuente renovable ideal, ya que se complementan entre ellas formando un portafolio óptimo. La distribución óptima depende de los costos de generación, cobertura de riesgos y si las metas en base a políticas energéticas se alcanzan por leyes gubernamentales o mediante incentivos económicos, tales como los impuestos al carbono.

Geólogo / Las fuentes de energía renovable como el sol y el viento, presentan variabilidad e intermitencia en la intensidad y disponibilidad del recurso, por lo que para poder integrarlas a los sistemas eléctricos de potencia, es necesario recurrir a tecnologías o sistemas de almacenamiento que permitan gestionar y aprovechar la energía (solar y eólica) en conformidad con la demanda energética. Los sistemas de almacenamiento de energía mediante aire comprimido (CAES) corresponden a una tecnología probada, comercialmente viable y medioambientalmente amigable. El proceso consiste en comprimir aire que se encuentra a presión atmosférica, utilizando energía (renovable) en los periodos de baja demanda energética, y almacenarlo dentro de reservorios subterráneos (cavernas de sal, acuíferos confinados, minas abandonadas). Luego, en los periodos de mayor demanda, el aire comprimido se libera y se expande a través de turbinas que generan energía eléctrica. Actualmente existen dos plantas CAES en funcionamiento (Alemania y Estados Unidos), en ambas el aire es almacenado en cavernas construidas dentro de formaciones salinas profundas (halita) y han operado de forma exitosa durante más de dos décadas. El objetivo de esta investigación es evaluar el escenario geológico para la implementación de sistemas CAES en Chile, país en el cual dado la existencia de un enorme potencial de energías renovables intermitentes, distribuido en diferentes zonas a lo largo de su territorio, presenta el escenario propicio para el desarrollo de sistemas de almacenamiento energético. Para llevar a cabo el estudio en primer lugar se realizó una extensa revisión de la literatura especializada en esta materia, con el fin de presentar el estado del arte de la tecnología CAES, analizar las ventajas técnico-económicas y detallar los criterios geológicos requeridos por cada una de las litologías que han sido reconocidas como útiles para almacenamiento de aire comprimido. En una segunda etapa se recopilaron los antecedentes geológicos de salares, acuíferos, reservorios de hidrocarburos y minas abandonadas, identificando las formaciones o sitios que cumplen con los requisitos estratigráficos y litológicos esenciales para el desarrollo de la tecnología, y en base a estos, se elaboró un catastro de los potenciales sitios para CAES a nivel país. Finalmente se propuso una metodología para la evaluación y caracterización geológica de formaciones salinas, y se realizó, a modo de ejemplo, la modelación conceptual de una caverna de almacenamiento de aire comprimido dentro de una formación salina (Salar de Atacama). A partir de los resultados obtenidos se identificó que en Chile existen formaciones geológicas con características adecuadas para el desarrollo de la tecnología CAES, siendo algunas más favorables que otras, ya sea por ventajas geológicas o por el potencial de energía renovable de la zona, donde destaca el sector del Salar de Atacama, que particularmente reúne ambas condiciones. Este trabajo, pretende contribuir a las futuras y exhaustivas investigaciones que se deben realizar tanto para la evaluación como para la caracterización geológica de sitio, lo que permitirá determinar la real factibilidad de implementar sistemas de aire comprimido en el territorio nacional.

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