Ingeniera Civil Eléctrica / Este trabajo tiene como objetivo principal determinar un lugar que posea un alto potencial eólico y una alta radiación solar, para obtener un máximo aprovechamiento de estas energías renovables mediante una central mixta fotovoltaica-eólica. Para llevar a cabo este proyecto, primero se dan los conceptos básicos de energía solar fotovoltaica y energía eólica, abarcando sus generalidades, características, consideraciones, las centrales que utilizan estas energías y sus aplicaciones actuales. Se proponen y determinan distintos lugares adecuados para el emplazamiento de la central mixta fotovoltaica-eólica, haciendo un catastro de radiación solar y potencial eólico en cada uno de estos lugares, utilizando las herramientas Explorador Solar y Explorador Eólico del Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile, con los cuales se encuentra que existen tres lugares óptimos, siendo éstos Calama, Taltal y Vicuña. Se determina, finalmente, mediante superposición de radiación y viento, que el mejor lugar se ubica en Calama, donde se ha considerado como una buena opción la localidad de San Francisco de Chiu Chiu para el emplazamiento de la central mixta fotovoltaica-eólica. Se procede con el desarrollo del proyecto utilizando como supuesto que la demanda de energía de San Francisco de Chiu Chiu se comporta similar a la demanda de energía de la localidad de Ollagüe, de la cual se tiene los datos gracias a un estudio del Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile (CE-FCFM). Se obtiene, así, una demanda aproximada para San Francisco de Chiu Chiu, lo que permite dimensionar la central eólica y la central fotovoltaica de la central mixta, la cual operará aislada del Sistema Interconectado. Se realiza una evaluación económica de la central mixta, considerando la inversión inicial y el costo de operación, obteniéndose un aproximado del costo total, con lo cual se realiza una comparación con la situación actual del poblado, que es obtener energía mediante empresas distribuidoras de energía. Finalmente, se expresan las conclusiones del proyecto realizando análisis de resultados y de sensibilidad, considerando el trabajo futuro y el aporte de este trabajo de memoria para la sociedad.

Ingeniera Civil Electricista / El presente trabajo tiene como objetivo principal evaluar las consecuencias a producirse en el sistema eléctrico del norte del SIC por el ingreso de grandes bloques de generación renovable no convencional (ERNC). Dicho análisis se inició con una investigación acerca del estado del arte de las ERNC en Chile, al respecto se recopiló información sobre dichas tecnologías, normativa y características que rodean el tema central. En el estudio se proponen para análisis tres niveles de penetración de ERNC a saber, 300, 840 y 1240 MW de potencia instalada. Con dichos bloques de potencia se pretende observar el comportamiento operacional del SIC entre los años 2013 y 2018, previo a la ampliación del sistema, poniendo especial atención en los efectos que se producen en el sistema de transmisión, en los costos marginales y en la operación del complejo Guacolda. Con la finalidad de representar en forma fiel la operación del SIC ante la entrada de bloques relevantes de ERNC, las centrales de este tipo se modelan de tal forma de incluir el efecto de la variabilidad del recurso primario en los resultados. La evaluación permite concluir que el sistema de transmisión, así como la nueva demanda que pueda ingresar, juegan un papel fundamental en el impacto que los bloques de ERNC tendrán en la operación del SIC. En efecto, grandes bloques de generación impondrán limitaciones en las transferencias, de igual forma la demanda local minera, por cuanto ésta utilizará parte de la nueva generación de ERNC, produciendo un balance de inyecciones/retiros locales. En los casos de mayor criticidad, esto es, grandes bloques de inyección de ERNC y sin nuevos proyectos mineros, por ende líneas de transmisión con altas transferencias, se registra un importante impacto en la operación de la central Guacolda. En relación con los efectos económicos producidos, se concluye que dadas las limitaciones en la transferencia, el mayor aporte de las centrales ERNC, provoca un descenso de los costos marginales, con mayor impacto en aquellas barras donde se conectan, llegando incluso a valores nulos. Con dichas señales de precios, se provocará un efecto adverso en el interés de los inversionistas, por cuanto podrían no llegar a recuperar su inversión debido al bajo valor de cada MWh inyectado. La forma que los efectos comentados no resulten perjudiciales para los actores del sector y que se logre que las ERNC sean efectivamente una solución de desarrollo, es que la entrada de estas inyecciones ingresen al SIC de acuerdo con volúmenes previamente determinados y no como se ha estado registrando en la actualidad, que aparecen intenciones de incorporar en forma desordenada bloques de ERNC.

Ingeniero Civil Eléctrico / Chile vive un escenario energético bastante complejo. El país posee una matriz poco diversificada, cara, contaminante y depende fuertemente de combustibles fósiles importados. A causa de ello, distintos sectores han debatido la correcta forma de mejorar este panorama. Pese a que no existe un consenso en cuales mecanismos utilizar (desarrollo hidro-térmico, eficiencia energética, etc) para lograr un adecuado desarrollo energético, estos sectores coinciden en el diagnóstico y en la necesidad imperiosa de aumentar la participación ERNC. Chile ya ha incursionado de manera incipiente en el desarrollo ERNC, sobre todo en el sector eólico. Sin embargo, la energía solar no se queda atrás, y se augura un futuro provisorio en términos de sus costos, retornos, factibilidad técnica y principalmente, permitiría hacer uso del gran potencial solar que Chile posee. El presente trabajo tiene por objetivo encontrar niveles de reserva óptimos a mantener en las centrales fotovoltaicas para determinados niveles de penetración, a fin de determinar un set de reglas que apoyen a los operadores de sistema a decidir cuándo exigir capacidades de regulación para las centrales FV. El estudio se realiza mediante la resolución del problema de predespacho para el SING proyectado al 2020 y considera las 8760 horas del año y cuatro escenarios de penetración fotovoltaica, 5 %, 10 %, 15% y 20 %. Para cada uno de estos escenarios se evaluan seis métodos de asignación de reserva en centrales FV basados en la operación en deload de las centrales. Estos métodos son: Asignación por predespacho, operación deloaded fija en 6 %, 8 %, 10% y 12 %, y finalmente operación deloaded variable en función del nivel de penetración horaria. Los resultados obtenidos muestran que al aumentar el porcentage de deload fijo exigido, el sistema opera a mayores costos. Sin embargo, la operación deloaded variable mostró otorgar una cantidad de reserva solar significativa mientras que al mismo tiempo es una opción con un mejor desempeño económico en comparación a los métodos de asignación fija. Por otra parte, la energía solar no inyectada se valoriza al costo marginal del sistema. Este costo de oportunidad presenta un comportamiento parabólico, cuyo máximo se alcanza para distintos niveles de penetración dependiendo del tipo de asignación de reserva escogido. A su vez, este resultado muestra el impacto que la penetración fotovoltaica tiene en la reducción de los costos marginales del sistema.

Ingeniero Civil Industrial / El presente trabajo muestra el estudio y análisis estratégico del uso del petróleo como fuente energética, específicamente la gasolina, diésel y gas natural, las principales formas de combustibles utilizados por el sector del transporte, y del impacto que genera este uso para el Estado. Para determinar el impacto que genera para el Estado el uso del petróleo, se analizarán los factores políticos y legales, socio-culturales y medioambientales, económicos y tecnológicos. El objetivo de este trabajo consiste en determinar los beneficios y costos del uso del petróleo para el Estado chileno, especialmente el beneficio y costo económico de los impuestos recaudados y subsidios entregados por el Estado, relacionados al uso del petróleo como combustible. Se expondrá al lector de las principales variables a analizar en este trabajo para el cumplimiento de los objetivos, principalmente recopilando la información económica relevante de los impuestos y subsidios relacionados al uso del petróleo. En base a la información bibliográfica recopilada se definirán las principales variables de análisis para cada uno de los factores mencionados anteriormente: políticos y legales; socio-culturales y medioambientales; económicos; y tecnológicos. Acorde a las variables de análisis de los factores, se entregará el balance de beneficio o costo, tanto social como económico, que deriva de cada variable, según los antecedentes analizados. La conclusión consistirá en un balance general de cada factor acorde a las variables analizadas, y finalmente un balance general sobre el costo o beneficio real que significa el uso del petróleo para el Estado de Chile.

Autor no autoriza el acceso a texto completo de su documento hasta el 23/12/2019. / Ingeniero Civil Industrial / Esta memoria se escribe en un periodo de auge de las energías renovables en Chile, donde existen una gran cantidad de proyectos en cartera y leyes específicas, que si bien son perfectibles, han significado un avance al permitir el ingreso al mercado a la pequeña generación renovable. Esto, sumado a los altos precios de la energía, ha hecho florecer la generación fotovoltaica en pequeña y gran escala tanto en el Sistema Interconectado Central como en el Sistema Interconectado del Norte Grande. El objetivo de esta memoria es la evaluación técnico-económica de una central fotovoltaica de potencia nominal de 3MW en la Comuna de Cabildo, V región. Para ello, se evaluó el marco regulatorio, la generación esperada, los escenarios de precios futuros, los costos de inversión y operación, y finalmente, los costos de instalación de la planta. Para estudiar la factibilidad económica se evalúan las opciones de venta de energía, particularmente, las opciones de venta a Precio Nudo y Costo Marginal o instantáneo. Para el modelamiento de estas alternativas se utilizan proyecciones de precios (Costos Marginales) promedio mensuales de la Comisión Nacional de Energía [34] a las que se les incorpora variabilidad diaria haciendo uso de series históricas horarias. Todo lo anterior, permite estimar los ingresos por venta de energía que junto con los costos de inversión y operación, permiten hacer una evaluación económica que entrega un VAN de -1.629. 725 USD a una tasa de descuento del 10% en un escenario Normal. Buscando robustecer el análisis se evalúan diferentes escenarios de precios, factores de planta y escenarios de subestimación de la inversión. A partir, de la evaluación efectuada, se concluye que el proyecto es factible solo en escenarios de precios de energía elevados vendiendo a Costo Marginal. Se recomienda explorar opciones que incorporen contratos con generadoras eléctricas que estén obligadas por ley a contar con un porcentaje de generación renovable en su pool de generación, tomando como base los costos de desarrollo e ingresos aquí calculados. Ello puede no solo mejorar la rentabilidad del proyecto sino que también reducir su riesgo. Por último, se sugiere complementar el análisis realizado en esta memoria, con opciones de financiamiento que permitan apalancar el proyecto, aumentando su rentabilidad.

Ingeniero Civil Eléctrico / La incorporación masiva de grandes cantidades de tecnologías de generación variable (GV), como la generación eólica y solar, implica grandes cambios en la forma tradicional en que son operados los sistemas eléctricos de potencia, principalmente desde el punto de vista de la regulación de frecuencia. A medida que las tecnologías de GV aumentan, la práctica ha mostrado que los requerimientos de rampa del sistema y de reserva operativa también deben aumentar de forma de mantener los niveles de seguridad y calidad de suministro. Si a esto se le suma el hecho que las fuentes de GV van a ir desplazando a la generación convencional en el abastecimiento de la demanda, menores inercias sistémicas son esperables, y por ende, peor va a ser la respuesta del Control Primario y Secundario de Frecuencia (CPF y CSF, respectivamente). En este contexto, las técnicas actuales de cuantificación de reservas no cumplen los requerimientos dinámicos necesarios para asegurar el seguimiento de las rampas de la demanda neta minuto a minuto y la estabilidad de frecuencia, ya que no consideran restricciones técnicas de las unidades de generación. De esta forma, para lograr altos niveles de GV, manteniendo la seguridad, los sistemas eléctricos requieren incluir nuevas técnicas que aumenten la flexibilidad del sistema. El objetivo del presente trabajo es proponer una nueva metodología de cálculo para la determinación de reservas de sistemas con altos niveles de GV que asegure el balance de potencia activa en operación normal (requerimientos de rampa) y la seguridad del sistema frente a desbalances entre carga y generación (requerimientos de inercia). La reserva de rampa se determina en base a un análisis estadístico de rampas de la demanda neta en ventanas de tiempo de 5, 10 y 15 minutos considerando todas las restricciones técnicas de las unidades de generación convencional. La reserva inercial se dimensiona en base a información histórica de fallas del parque generador de forma tal de determinar despachos de unidades generadoras que aseguren un mínimo de frecuencia permisible en el sistema durante contingencias. Para evaluar los efectos técnico/económicos de las reservas mencionadas anteriormente, se realizaron distintos predespachos de forma tal de comparar los costos operacionales del sistema considerando las reservas propuestas y las reservas secundarias dimensionadas de forma tradicional, tal cual como las determina el CDEC-SING. En base a los resultados, las reservas secundarias dimensionadas de forma tradicional solamente permiten compensar en un porcentaje igual o mayor al 97% de los eventos de rampas de subida de la carga neta en ventanas de tiempo de 10 y 15 minutos durante un año. En cambio, la reservas de rampa de 5, 10 y 15 minutos aseguran la compensación del 97% de los eventos de rampas de 5, 10 y 15 minutos de la demanda neta en un año. Implementar las reservas de rampas en los predespachos no implica un aumento de los costos operacionales del sistema en comparación al caso base, pero sí una mayor seguridad en el seguimiento de la demanda. Con respecto a la reserva inercial, no permitir ninguna activación del EDAC en los despachos resulta infactible para el caso de estudio. Permitir solamente dos escalones del EDAC (frecuencia mínima de 48,9 Hz) implica un aumento considerable de los costos operacionales y la presencia de energía no suministrada. Sí en los despachos se permite hasta el sexto escalón del EDAC (criterio operacional del SING en sus despachos) no se observa una mayor diferencia en los costos operacionales con respecto al caso base.

Ingeniero Civil Químico / Producto de la crisis energética actual y el consumo proyectado al futuro, se están buscando maneras de diversificar la matriz de energía, abriéndose a diversas opciones de preferencia renovables. La gasificación de biomasa es una ellas y consiste en la oxidación parcial de las moléculas de carbono para obtener un gas con valor energético. La empresa ENERCOM, proveedora de equipos de combustión y secado, actualmente posee un gasificador del tipo downdraft con angostamiento. Sin embargo, algunas características del equipo lo hacen poco atractivo para la industria, principalmente, el régimen de operación batch, los despuntes de madera como materia prima y la seguridad. Por ello, se decide a considerar una operación en continuo y con pellets. El objetivo de este trabajo es diseñar un reactor continuo para gasificación de biomasa. Para ello, es necesario analizar desde el punto de vista técnico el reactor actual y determinar si es posible, bajo las condiciones requeridas, modificarlo para llevarlo a su aplicación industrial o se requiere de un diseño nuevo. Tras esa decisión, proponer los principales parámetros. Mediante un estudio del mercado de los gasificadores, se determina que el diseño downdraft es el que más se utiliza a nivel industrial y puede operar con pellets en continuo. Luego, con la ayuda de un modelo de balances de masa y energía, se logra predecir el funcionamiento del equipo en continuo, obteniendo de la composición del gas producto y el perfil de temperaturas. Se decide mantener el diseño downdraft con angostamiento. Esto implicará incluir un sistema de alimentación, para lo que se propone un tornillo sin fin alimentado desde una tolva. También, se requiere de un extractor de cenizas, para lo que se proponen dos ideas: i. tornillo sin fin, similar al de alimentación; o ii. tornillo de extracción húmeda (tornillo de Arquímedes), que retiraría ceniza suspendida en agua. Internamente, el diseño no necesita cambios importantes. No obstante, se requiere reducir la separación entre los rieles de la parrilla que sustenta la materia prima y agregar un vibrador que remueva las cenizas. Además, se propone agregar unos perfiles que ayuden a la caída del pellet y al paso de los gases a lo alto del equipo. Finalmente, se plantean lazos de control en la temperatura y presión para dar seguridad a la operación. Además, se propone un sistema de encendido automático. Todo esto permitirá operar remotamente el reactor, sin exponer a los operarios. Se cumple el objetivo principal de este trabajo. Se observa que cambiando el reactor actual a una operación continua con pellets, el uso efectivo de la energía de la madera aumenta de un 55% a un 73%. Esto se debe a un mejor aprovechamiento de la materia prima, que aumenta la producción de gas pobre de 1,9 [kg] por cada kilogramo de madera cargada a 2,2 [kg]. Se propone para futuros trabajos analizar la factibilidad económica del proyecto. También, sería bueno considerar de todas formas un nuevo diseño y sus respectivos estudios para la gasificación de pellets alimentados de forma continua.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Ingeniero Civil Electricista / Debido a la importancia de las fuentes renovables por sus beneficios medioambientales y la independencia energética que proveen, es necesario implementar políticas de promoción para estos medios renovables. Dado que las fuentes de energía mini-hidráulica ya son competitivas y que por otro lado, la geotermia es una de las fuentes renovables de menor desarrollo, esta tesis se centra en el crecimiento de las fuentes eólica, solar y biomasa. A nivel internacional los principales incentivos que se usan para incrementar la presencia de energías renovables son tres: Feed-In Tariff, Obligación de Cuotas (RPS) y Subastas Competitivas (Competitive Bidding Process). Los países con mayor crecimiento de ERNC a nivel latinoamericano tienen un incentivo del tipo Subastas Competitivas (Uruguay y Brasil); y Obligación de Cuotas (Chile). Sin embargo, a nivel de países desarrollados como el caso europeo, el mecanismo con mejores resultados es Feed-In Tariff, por lo que los resultados en Latinoamérica se pueden deber a un diseño de los incentivos que no busca maximizar su penetración. En este trabajo se determinan los mejores incentivos que se deben aplicar para lograr un mayor crecimiento de las energías renovables en un determinado mercado. No se considera en el análisis ni los impactos de estos incentivos en los costos de la energía ni el nivel de subsidios requeridos, ni tampoco otros potenciales beneficios. Para ello, se desarrolla una metodología que estima rangos de crecimiento de las energías renovables, en función del tipo de incentivo principal aplicado. La aplicación de esa metodología en el caso chileno entrega como resultado que con un incentivo del tipo Feed-In Tariff se alcanzarían los mayores niveles de penetración de ERNC. Así, para el año el 2030 se puede alcanzar un 20,7% en generación de energía eólica, 6,4% de solar y 4,5% de Biomasa, totalizando un 31,6% con estas tres fuentes.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo muestra las limitaciones que existen en los modelos actuales del SING para el cálculo de peajes en las líneas de transmisión troncal. Esto dado porque las intermitencias características de cada central eólica y solar son obviadas, simplificando las centrales ERNC a centrales de generación constante dada por su potencia nominal ponderada por su factor de planta. El trabajo contempla alternativas para representar, tanto el sistema interconectado como la forma de generar de las centrales eólicas y solares. El objetivo está en evaluar el desempeño de las representaciones propuestas, junto al impacto inducido en los peajes por las líneas de transmisión troncal del SING. A la vez se entrega en forma clara y detallada la metodología empleada para encontrar los perfiles de generación de cada central eólica y solar, en base a la información disponible de sus generaciones, junto a las configuraciones necesarias en el software Plexos. Dentro de las propuestas de representación están las de pasar desde una curva de duración a una curva cronológica para la demanda del sistema, con distintas resoluciones, de 2 y 4 horas. Para la generación de las centrales eólicas y solares se proponen perfiles de generación diarios, pudiendo representar el año con perfiles trimestrales o por un par de clusters de las 365 muestras. En los resultados puede apreciarse el impacto en la determinación de peajes troncales para centrales ERNC, al mejorar significativamente la fiel representación del sistema, en particular para los flujos de cada línea del sistema troncal. Finalmente se concluye presentando el modelo óptimo, dado por una demanda cronológica con resolución de 4 horas, junto a perfiles diarios de generación, los cuales son trimestrales para las centrales solares, y de 2 clusters anuales para las centrales eólicas. Este modelo es el que mejora significativamente el resultado de los flujos por las líneas del sistema, y por tanto permite obtener peajes certeros, tanto para las centrales ERNC como para todas las inyecciones y retiros del sistema.

Magíster en Gestión para la Globalización / El objetivo del presente trabajo de tesis es desarrollar un plan de negocios para evaluar técnica y económicamente la implementación de una empresa de servicios solares para el sector residencial chileno. La compañía será responsable del financiamiento, diseño, instalación, y mantención de sistemas eléctricos solares utilizando un modelo de negocios innovador. La experiencia mundial relativa a adopción de sistemas fotovoltaicos en el sector residencial identifica que los factores que más limitan la difusión de esta tecnología son los altos costos de inversión inicial y las incertidumbres asociadas a la operación del sistema (Overholm, 2013). De esta forma, la propuesta de valor de este negocio es la de remover los costos de inversión y las actividades de mantención al cliente, bajo un esquema contractual donde todos los pagos son financiados por los ahorros del mismo sistema fotovoltaico. Como resultado, el costo de la decisión de inversión realizada por el cliente es cero. Este negocio se ve impulsado por dos aspectos fundamentales. El primer aspecto es que Chile posee uno de los índices de irradiación global más altos en el mundo, lo que significa un gran potencial para generar energía solar (Watts, Valdés, Jara, & Watson, 2014). El segundo factor es la entrada en vigencia de la Ley 20.571, que plantea un nuevo escenario competitivo para el sector. La metodología utilizada corresponde a la identificación de tecnologías y servicios a disponer por el negocio. Posteriormente, se realiza un análisis de ventajas y desventajas de la experiencia de uso actual y la propuesta por el nuevo negocio. Luego, se define, analiza y caracteriza el entorno de mercado. Utilizando esta información, se determina una estrategia de negocio que consiste en la creación de un nuevo agente intermediario entre el cliente y el distribuidor eléctrico, un modelo de operaciones con altos niveles de tercerización y un modelo de capital humano y organización altamente flexibles. Para obtener el financiamiento del negocio, se recomienda la asociación del negocio con distribuidores eléctricos. La recomendación global es implementar este plan de negocio. Se debe poner particular énfasis en los procesos incluidos en la estrategia financiera a fin de asegurar financiamiento externo para la fase de rápido crecimiento del mercado. Con estas indicaciones, el VAN del negocio es 48,8 MUS$ con una tasa de descuento de 10%. Esta última se compara con una tasa de 6,9% utilizado por ENEL para la evaluación de proyectos solares en Chile.