Ingeniero Civil Electricista / Durante el último año ha sido posible presenciar un importante aumento en la instalación de energías renovables no convencionales a lo largo de Chile, el cual ha sido liderado por centrales eólicas. Sin embargo la energía solar no se ha quedado atrás y ya se han producido las puestas en marcha de las primeras etapas de proyectos fotovoltaicos en el sistema interconectado del norte grande (SING) de Chile. Una mirada por el servicio de evaluación ambiental (SEA) da cuenta de la gran cantidad de proyectos solares (tanto fotovoltaicos como de concentración solar) que se encuentran en carpeta. Frente a esta situación se hace necesario realizar estudios dinámicos de manera de enfrentar de manera correcta la entrada de este tipo de energías, sobre todo en un sistema con las características del SING. Peculiaridades, tanto del parque generador como de la demanda y control de frecuencia, lo hacen un sistema débil y poco flexible. En base a lo anterior, este trabajo se enfoca en estudiar la estabilidad de frecuencia del SING proyectado al 2020 frente a distintos escenarios de penetración fotovoltaica. Además se incluye un método de incorporación de respuesta inercial mediante control de conversor, el cual permite a los generadores solares participar con respuesta inercial frente a contingencias. El método utilizado consiste en realizar una operación deloaded de la central fotovoltaica y luego un control droop de manera que su generación de potencia activa sea sensible a cambios en la frecuencia del sistema. Se realiza un estudio comparativo para tres niveles de penetración fotovoltaica mediante el software DigSILENT. Para esto se modeló el sistema y cada uno de sus componentes, además de las centrales fotovoltaicas y el control antes mencionado. Los resultados obtenidos muestran una notable mejora del desempeño del sistema al incluir el control desarrollado en todos los escenarios. En particular para el caso de mayor penetración se observa una mejora de un 30% para los indicadores evaluados, en comparación al caso sin respuesta inercial por parte de las centrales fotovoltaicas. La mejora que significa la incorporación del control disminuye conforme la penetración es menor. Se observa como la respuesta de parte de estas centrales es más rápida que las convencionales, lo que adelanta la respuesta del sistema en el tiempo. Las simulaciones muestran, a su vez, que el sistema está bien preparado para recibir una penetración pequeña (8%) de este tipo de energía sin incluir controles ni métodos de incorporación de respuesta inercial.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / El estudio de las ERNC en nuestro país desde un punto de vista regulatorio, en mi opinión ha sido escaso, razón por la cual recurrí a diversas obras y artículos extranjeros para la elaboración de esta obra. La experiencia de otros países en esta materia no puede ser descartada, para aprender de ella y replicar los casos exitosos. Para fundamentar lo anterior, en los distintos capítulos de este trabajo se analizará la situación de las ERNC. En el Capítulo I se hará un estudio al sistema eléctrico chileno, las ERNC, las energías convencionales (en adelante EC) y las normas que fundamentan adoptar medidas para impulsar las ERNC. En el Capítulo II se hará un análisis de la regulación que recae sobre las ERNC en Chile, poniendo especial énfasis en la Ley 20.257. A continuación, en el Capítulo III se analizarán las barreras de entrada a las cuales se ven enfrentadas las ERNC en Chile. También se estudiarán los distintos instrumentos de apoyo o incentivo a las ERNC adoptadas en otros países, lo que se verá en el Capítulo IV. Finalmente en el Capítulo V y en base al análisis realizado en los capítulos previos, se harán críticas sobre el sistema chileno de incentivo y apoyo a las ERNC, haciéndose inmediatamente a continuación propuestas. Sobre esto último, cabe señalar realizó dichas propuestas con el fin de aportar mi visión sobre esta materia, puesto que considero que la investigación, análisis y tiempo invertido en esta obra, no debe tener un fin exclusivamente personal

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Mecánica / Ingeniero Civil Mecánico / La generación de energía eléctrica se está convirtiendo en un problema como consecuencia de la contaminación producida por las centrales termoeléctricas. Las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (GEI) aumentan cada año debido a las crecientes necesidades energéticas de los países, lo cual contribuye al calentamiento global. Para disminuir estas emisiones es posible realizar programas de eficiencia energética en conjunto con el desarrollo de sistemas de generación eléctrica mediante fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC). Chile, debido a sus características geográficas, tiene un enorme potencial para desarrollar ERNC en el corto plazo. Dentro de los lugares con mayor potencial se encuentra el norte de Chile, donde se tiene una de los mayores niveles de radiación solar en el mundo. Este trabajo tiene como objetivo principal el dimensionamiento de una central solar termoeléctrica cilindro parabólico con sistema de almacenamiento térmico (SAT) para la generación de energía eléctrica en el norte de Chile. Junto con esto, se dimensiona la central con distintos tamaños de SAT, con lo que junto a un análisis económico se intenta obtener el tamaño de SAT óptimo que minimice el costo normalizado de generación eléctrica (LEC). Para lograr el objetivo del estudio se genera una plataforma de simulación en el software TRNSYS, donde se obtienen los parámetros de funcionamiento de la central para los distintos tamaños de SAT a lo largo de un año de operación. Dentro de los resultados de la simulación obtenidos se encuentran: energía térmica producida por el campo de colectores, energía térmica en el SAT, energía eléctrica neta producida por el bloque de potencia y factor de planta de la central. Los casos en estudio fueron tamaños de SAT de: 0, 1, 3, 6, 7,5, 9, 12 y 15 horas; donde se obtiene que el rango de menor LEC se encuentra entre las 9 y 12 horas de capacidad. Además, para este rango se logran factores de planta de 63 a 72%, llegando a incluso un 79% para un SAT de 15 horas; valor muy cercano al factor de planta de centrales térmicas convencionales. Finalmente, se estima que el costo de generación eléctrica de la central solar con SAT ronda los 80$/kWh. Con lo que, junto a estimaciones futuras de costos en el SING y de la tecnología cilindro parabólico, se proyecta que este tipo de centrales solares se tornarían completamente competitivas entre los años 2016-2018 en el norte de Chile.

Ingeniera Civil Electricista / En los últimos años, el tema energético y principalmente la diversificación de la matriz energética, se ha convertido en prioridad para el Gobierno de Chile. Es por esto que, en el año 2008, entra en vigencia la ley 20.257 como una forma de fomentar la inversión en centrales que utilicen Energías Renovables no Convencionales (ERNC). Esta ley impone un sistema de cuotas de retiros de energía generadas a partir de fuentes renovables, las que serán exigidas a las empresas que conforman los grandes Sistemas Eléctricos. Luego de esto, en el año 2011, se crea la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE) la cual genera un informe sobre el estado actual de los sistemas y los desafíos futuros, planteando sugerencias para el mediano y largo plazo asociados al tema energético en Chile. El objetivo principal de este trabajo de título, es presentar de una manera documentada las experiencias de otros países que utilizan políticas de fomento y posteriormente estudiar, a través de una evaluación simple, el efecto que tiene sobre la rentabilidad de proyectos eólicos y solares fotovoltaicos la incorporación de un sistema de tarifas especiales o feed-in tariffs. Completado este análisis, se realiza el mismo estudio incorporando almacenamiento solar en sales fundidas y, en el caso del recurso eólico, por medio de baterías. Por último, se realizan diversos comentarios sobre el tema de las ERNC en Chile. Respecto a los resultados obtenidos, se destaca que la aplicación del sistema de tarifas especiales aumenta considerablemente la rentabilidad de los proyectos, disminuyendo así el riesgo asociado a la gran inversión necesaria para la construcción de este tipo de centrales. En cuanto al almacenamiento, este es un tema que, salvo para el caso de suplir la generación en horas de demanda máxima, se propone a largo plazo, puesto que aún la inversión en este tipo de sistemas tiene un costo muy elevado. Por último, se sugiere para trabajos futuros el estudio económico de tecnologías adicionales que no fueron abarcadas en este trabajo de título y que tienen altos costos de pre inversión, como la geotérmica.

Ingeniero Civil Químico / El crecimiento de la demanda de energía eléctrica siempre es la razón más importante para evaluar nuevos proyectos de generación. En este ámbito, la energía obtenida a partir de fuentes geotérmicas es una alternativa factible técnicamente que recién empieza a ser explotada comercialmente en Chile. En este trabajo se desarrollan evaluaciones técnica-económicas probabilísticas de proyectos geotérmicos ubicados en el territorio chileno, incorporando parte del riesgo asociado a tales proyectos en la evaluación mediante análisis de Monte Carlo. Las evaluaciones se desarrollan utilizando el software de modelación geotérmica GETEM, y la incorporación del riesgo mediante análisis Monte Carlo se realiza con Crystal Ball, un programa diseñado como una adición a Microsoft Excel desarrollado para hacer análisis de riesgo y simulaciones Monte Carlo. Los proyectos evaluados consideran cuatro casos particulares, situados en los sectores de Pampa Apacheta, Longavi y Calerías. A parte de servir como una evaluación económica, se espera que el presente trabajo introduzca en Chile una metodología para hacer análisis técnico-económicos rápidos que consideren parte del riesgo inherente en un proyecto geotérmico, pudiendo facilitar el proceso de toma de decisiones en fases preliminares.

Ingeniero Civil Eléctrico / En la presente memoria se formula una versión del problema de predespacho de unidades (del inglés UC), considerando restricciones sobre la respuesta inercial del sistema de potencia (IRC-UC). El objetivo es disponer de una herramienta que permita evaluar los efectos de incluir dichas restricciones en el predespacho, en escenarios de alta penetración de tecnologías de generación variable (TGV). El modelo IRC-UC fue implementado con éxito en lenguaje C++, utilizando el optimizador comercial CPLEX. El caso de estudio utilizado corresponde a una proyección del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) al año 2017, la que considera la entrada en operación de 1342 MW de centrales TGV. Se resuelve el predespacho tanto con el UC convencional como con el IRC-UC para el período de 3 días con menor demanda neta promedio, según proyecciones realizadas por el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING), ya que en esta condición se espera ver los mayores impactos en la respuesta inercial del sistema. Los resultados muestran que el programa de operación obtenido con el IRC-UC presenta un sobrecosto de un 4% en la operación normal, en comparación al obtenido mediante el UC convencional. Los principales cambios generados en la operación del sistema, dicen relación con un mayor número de unidades convencionales en servicio y un menor punto de operación de éstas, en comparación con el UC convencional. Debido a la entrada en operación de unidades convencionales en horas en que las restricciones de respuesta inercial (R.RI) se activaron y a la restricción de tiempos mínimos de operación de dichas unidades, se produjo un vertimiento de un 2,7% de generación diaria de TGV disponible. Por otro lado, simulaciones dinámicas realizadas evidencian notorias mejoras en el desempeño de la respuesta en frecuencia del sistema, en términos de la tasa de caída de la frecuencia (ROCOF) en el instante inicial tras producirse una contingencia y del valor mínimo que alcanza ésta (nadir). Se concluye que la formulación del IRC-UC permite mejorar la respuesta en frecuencia del sistema, a cambio de un sobrecosto en la operación normal del éste. Sin embargo, las mejoras vistas en la respuesta en frecuencia, puede resultar en que los montos de energía no suministrada a lo largo del año sean menores. Lo anterior permite pensar que el costo de la operación real anual (considerando costos de energía no suministrada), sea similar o incluso menor que el obtenido con el UC convencional. Se sugiere como posible trabajo a futuro realizar la evaluación mencionada anteriormente, mejorar las metodologías y técnicas aplicadas en el presente documento y, por último, abrir la discusión respecto a la posibilidad de generar un servicio complementario, en el que tanto generadores como consumos puedan aportar a satisfacer los requerimientos de respuesta inercial.

Ingeniero Civil Elctricista / Esta memoria está enfocada en el estudio de conexión de una central eólica al sistema de distribución y la compensación de los reactivos necesaria para que no se produzcan impactos negativos en la operación de una red de distribución. Las restricciones técnicas presentes en las redes de distribución limitan los puntos de conexión para medios de generación distribuido, por eso la necesidad del desarrollo de estudios avanzados del cumplimiento de las normas vigentes al momento de conectarse a una red eléctrica de distribución. En este trabajo se estructura los pasos a seguir para los análisis de las diferentes variables a considerar al momento de conectar un Pequeño Medio de Generación (PMG) a una red de distribución, en este caso específico un parque eólico con compensación de reactivos. Para esto, el trabajo se divide en 3 etapas; primeramente se realiza la investigación de las diferentes tecnologías disponibles para un parque eólico junto con la planificación futura esperada en Chile para este tipo de Energía Renovable No Convencional (ERNC). En la segunda etapa se efectúan los estudios estáticos del alimentador, el cual se proyecta sin el parque eólico por un periodo de 15 años utilizando la tasa de crecimiento enviada por la distribuidora; con esto se busca establecer si existe la necesidad de realizar mejoras o ampliaciones en éste. Por último se realizan los estudios de impacto en el año de conexión del parque y su influencia sobre la red de distribución, para ver las implicancias de la conexión e inyección de potencia y energía, bajo diversos escenarios de estudios que considera casos extremos del alimentador. Se analizó el impacto en los niveles de tensión, en la carga de la línea, los reactivos, factor de potencia y reemplazo de equipos. En conclusión, el análisis permitió corroborar que sí existen impactos en la red de carácter negativo, y por medio de la instalación de un banco de condensadores de 100 kVAr, en el mismo punto de conexión, se logra mantener el factor de potencia en el rango establecido en la NTSyCS. Se proponen como estudios futuros los análisis de Coordinación de protecciones, Estudios de cortocircuito y Estabilidad transitoria.

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.

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.