Tesis para optar al grado de Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El presente proyecto aborda la evaluación técnico-económica y estratégica de una central generadora de energía eléctrica fotovoltaica en el Sistema Interconectado Central (SIC), incorporada dentro de las posibilidades de expansión de la empresa AES Gener. El producto que vende esta planta solar es energía y potencia eléctrica, y atributo de Energía Renovable No Convencional (ERNC). Los posibles clientes para esta planta son: mercado licitaciones, clientes libres y regulados, generadores (que compran atributo ERNC) y mercado spot. Se realiza un análisis FODA por tipo de cliente, concluyendo que la principal fortaleza consiste en la certeza en los flujos por venta de energía y potencia, y la principal debilidad es la dependencia del costo marginal, que posee alta incertidumbre ya que depende de muchos factores: hidrología, mantenimientos, fallas de centrales, etc. Fortalezas comunes a todos los segmentos tienen que ver con el tipo de tecnología: bajo costo operacional, rápida instalación, y es tecnología limpia con el medio ambiente. Las principales oportunidades consisten en la baja en los costos de inversión que ha experimentado en los últimos años, y la lentitud de los proyectos tradicionales de generación de energía versus la rapidez de instalación de esta central. La debilidad consiste en que todavía los costos de inversión son relativamente altos, y el bajo factor de planta. La principal amenaza consiste en la gran cantidad de generadores que ingresaría gracias a la nueva Ley 20/25 , que fomenta la instalación de plantas ERNC al imponer una cuota de generación de 20% de la energía contratada por los generadores, al año 2025. Se establecen y analizan tres posibles estrategias de contratación: a) Venta de energía a un cliente libre o regulado, y venta del atributo ERNC excedente, b) Venta al mercado spot a costo marginal, sin contrato, y venta del atributo ERNC a generadores deficitarios; c) Licitaciones ERNC. Para evaluar el margen comercial, se realiza una simulación de Montecarlo a través del modelo SDDP para diferentes escenarios de costos de combustibles, desde el año 2018 hasta el 2029, de modo de representar la incertidumbre presente en un modelo hidrotérmico. Luego, se obtienen los márgenes correspondientes para distintos precios de contrato y potencia: para cada precio de contrato, se busca la potencia óptima que minimice el CVaR, calculado como el promedio del 5% de los márgenes más bajos. Además, se simula la venta a través de mercado de licitaciones, concluyéndose que la estrategia óptima comercial consiste en establecer un contrato con un cliente, a precio 92 [USD/MWh] por venta de energía, con potencia contratada igual a 10 [MW] y a un precio de 10 [USD/MWh] la venta del atributo ERNC a generadores deficitarios. Al realizar el flujo de caja puro a 25 años (vida útil de la central), se encuentra que el VAN a 10% de tasa asciende a $9.472 [kUSD], con una TIR de 12,11%. El proyecto es altamente sensible a la tasa de interés elegida, por lo que si se elige una tasa superior a la TIR, ya no es rentable. Adicionalmente, se considera un costo de inversión de 2.000 [USD/kW]. El proyecto resulta rentable sólo hasta inversiones de 2.350 [USD/kW], más allá de ese valor el VAN es negativo.

Ingeniero Civil Eléctrico / La energía eólica permite a los países diversificar su matriz energética utilizando un recurso natural y disponible localmente, lo cual contribuye a su independencia de los mercados internacionales de combustibles fósiles. En Chile, actualmente existe potencial para la instalación de 40.000 MW en turbinas eólicas. La baja huella de carbono asociada a esta tecnología ha promovido su integración al Sistema Eléctrico Nacional. Debido a la naturaleza estocástica del viento, la energía eléctrica generada con fuentes eólicas se comporta de forma variable e intermitente. Estas variaciones se producen a escala diaria e incluso intra-horaria y suponen un problema para el operador del sistema eléctrico, lo cual convierte a este fenómeno en una de las barreras que deben ser sorteadas para favorecer su incorporación a cualquier sistema eléctrico de potencia. En el presente documento, se propone la diversificación geográfica como mecanismo de mitigación de la variabilidad intra-diaria de la producción conjunta de electricidad de un grupo de parques eólicos, utilizando la desviación estándar de la curva diaria de generación eléctrica como métrica de la variabilidad de las fuentes eólicas. Para esto se utilizó un modelo de optimización adaptado del modelo de Selección de Carteras de Markowitz, que permite hallar la forma óptima de repartir la potencia nominal instalada sobre un conjunto de perfiles geográficos de generación eléctrica, de manera de cumplir con un nivel dado de potencia media generada y minimizar la variabilidad. A partir de la curva de Markowitz, se eligen tres configuraciones diferentes que representan tres planes de expansión de generación eólica al año 2025, estos planes de expansión se comparan con el plan de expansión del caso base obtenido de un estudio previo. La primera configuración, presenta el menor promedio de desviación estándar intra-diaria, y un factor de planta 7.6% menor que el caso base. Se obtuvo una reducción del promedio de variabilidad anual del 36.5 %. La segunda configuración, presenta un promedio de desviación estándar intra-diaria menor que el caso base, con igual factor de planta que éste. En este caso se reduce la variabilidad intra-diaria en un 32.4 %, y la energía generada por fuentes eólicas mantiene su nivel. Finalmente, se estudió una tercera configuración, en la cual se logra producir un 7.6% más de energía, con una variabilidad prácticamente igual que el caso base. La energía generada por los proyectos considerados en estos planes de expansión permite, en promedio, evitar la emisión de 9.4 millones de toneladas de CO2 que resultarían de generar dicha energía con unidades termoeléctricas a carbón. En general, los tres escenarios reducen la razón entre variabilidad intra-diaria y potencia media. Finalmente estos planes se evaluaron utilizando el modelo de Programación de Corto Plazo (PCP) que utiliza actualmente el CDEC-SIC, para analizar, mediante los resultados del predespacho, el impacto que éstas configuraciones tienen sobre el desempeño del sistema. Los resultados indican que los casos 2 y 3 requieren de una menor cantidad de energía generada por fuentes térmicas para mantener el balance, con respecto al caso base, con lo cual se logra una reducción del 0.4% y del 3.4% -respectivamente- en las emisiones de CO2 del parque térmico. Mientras que para el primer caso, debido al menor factor de planta total, la generación térmica aumenta en un 0.9% con respecto al caso base, lo que implica un 0.8% más de emisiones de CO2.

Geólogo / La bomba de calor geotérmica es el principal medio de explotación de la energía geotérmica de baja entalpía. Las estadísticas muestran que su uso ha aumentado un 10% anual a nivel mundial en los últimos cinco años con una capacidad instalada de ~40 GWt en 2016. En Chile su uso es limitado, pero también tiene una tendencia al alza en los últimos años. Temuco en la Región de la Araucanía presenta serios problemas de contaminación por el uso de leña húmeda como combustible y su aporte a la emisión de material particulado, el cual llega en el mes de junio a los 98 µg/m3 en el caso de MP 2,5 y 115 µg/m3 para el MP 10, superando ampliamente la norma nacional y de la OMS. Este trabajo estima el potencial del recurso geotérmico aplicado a bombas de calor geotérmicas en Temuco sus 3 modalidades: circuito cerrado horizontal (GSHP Ground Source Heat Pump), circuito cerrado vertical (BHP Borehole Heat Pump) y circuito vertical abierto (GWHP Groundwater Heat Pump). Trabajando en la hipótesis de que existen predios en la ciudad donde es posible la instalación de colectores horizontales cerrados y que las características hidrogeológicas son favorables para sistemas verticales, se estima el potencial de cada uno de los intercambiadores de calor geotérmicos. La metodología considera un análisis hidrogeológico con información de la Dirección General de Aguas (DGA), un análisis cívico con el Plan Regulador Comunal (PRC) de la ciudad y su interpretación mediante el software geoestadístico Arcgis 10.3. Se estudia la profundidad del agua subterránea y su temperatura, para evaluar la viabilidad de sistemas abiertos (GWHP). Se realizan secciones estratigráficas y un estudio del calor extraíble de los sedimentos con el fin de estimar la capacidad de los sistemas BHP. Finalmente, las restricciones espaciales del PRC indican la favorabilidad de implementar sistemas GSHP. Los resultados muestran que un de 49% del PRC de la ciudad, puede ser climatizado mediante sistemas del tipo GSHP. La temperatura del suelo a 1,5 m de profundidad permitiría al sistema un coeficiente de rendimiento (COP) entre 3,7 y 4,3, significando costos operacionales anuales de 90 a 320 mil pesos (USD$ 140 a USD$ 490). La profundidad del agua subterránea está entre los 3 y los 30 m, lo que sumado a una potencia del acuífero de al menos 100 m sugiere a los sistemas GWHP como una buena alternativa, ya que requieren profundidades a perforar de 24 a 64 m en promedio (solo pozo productor) y presentan un COP promedio de 5,6 implicando un costo operacional anual de 65 a los 230 mil pesos (USD$ 100 a USD$ 350). También se realiza el estudio para sistemas del tipo BHP, donde la profundidad a perforar requerida para suplir las demandas térmicas para una vivienda pareada de 68 m2 está entre los 20 y los 42 m y el costo operacional es similar al de un sistema GSHP. / Esta memoria fue financiada por el proyecto Conicyt-Fondap 15090013

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / El Parque Natural Karukinka es un área protegida privada de 312.000 hectáreas ubicado en Tierra del Fuego, extremo sur de Chile. Sus instalaciones son antiguas instalaciones ganaderas y forestales que han sido reacondicionadas para el soporte de actividades de investigación y de turismo tendientes a la conservación. Dichas instalaciones carecen de sistemas eléctricos eficientes, lo que motiva la realización del presente proyecto de diseño y dimensionamiento para dichos sistemas buscando, de esta manera, constituir una herramienta facilitadora para el desarrollo exitoso del proyecto de conservación. El presente trabajo incluye el diseño de cuatro sistemas eléctricos híbridos aislados de la red e independientes entre sí, que combinan generación Diésel con aquélla basada en energías renovables no convencionales (ERNC), las cuales se restringen, en este caso, a las energías fotovoltaica y eólica. Los medios de almacenamiento energético considerados son los bancos de baterías de ciclo profundo y el hidrógeno. Para llevar a cabo el proceso de diseño, se procede a caracterizar de manera detallada la disponibilidad del recurso eólico y solar en los puntos de interés dentro del parque, al mismo tiempo que se generan los perfiles de demanda mensuales, según la operación actual o proyectada para cada punto de interés dentro del parque. Por otro lado, se determinan las principales componentes del sistema híbrido, caracterizándolas de manera teórica, obteniendo los parámetros que las definen en la práctica para el rango de potencias considerado, y realizando finalmente la definición de los costos asociados a cada una de ellas. Posteriormente se evalúan las distintas alternativas de suministro eléctrico factibles para satisfacer la demanda, optimizándolas de acuerdo al costo presente neto (CPN), al mismo tiempo que se analizan las emisiones de CO2 que produce cada una, observándose que a pesar de las diferencias en las demandas y en los recursos energéticos, los sistemas híbridos óptimos incluyen las mismas tecnologías. Se demuestra así la importancia de incluir bancos de baterías para disminuir la energía excedente y las emisiones atmosféricas. De igual manera, se concluye que los sistemas óptimos son los que combinan generación Diésel y eólica con dichos bancos de baterías, notándose además la conveniencia de ampliar la potencia eólica instalada para lograr una paulatina disminución de las emisiones de efecto invernadero. También se demuestra que la tecnología fotovoltaica, a pesar de presentar ventajas técnicas y ambientales, no es una alternativa óptima principalmente debido a la baja disponibilidad del recurso y a las deficiencias que presenta para complementarse (dados los perfiles de carga y de generación) con la energía eólica para lograr sistemas más eficientes. Similar conclusión se demuestra para las tecnologías relacionadas con el hidrógeno, las cuales, principalmente debido a sus altos costos de inversión actuales, no son una alternativa factible de ser introducidas en los sistemas analizados. Se espera con el presente proyecto, fomentar la introducción paulatina de la energía eólica de microescala a distintas instalaciones ganaderas, forestales o residenciales en Tierra del Fuego, así como constituir una base de interés y estudio para la realización de proyectos de similar naturaleza en otras zonas de nuestro país que requieran de suministro eléctrico a través de sistemas híbridos aislados.

El problema a resolver en este Trabajo de Título corresponde a la planificación de la expansión del parque generador del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), para el periodo 2012-2030. La problemática se aborda desde el enfoque de la planificación centralizada y se utiliza un programa especializado para la optimización. Las etapas dentro de la planificación son: proyección de la demanda y precios de combustible; modelación del sistema existente; propuestas de escenarios de expansión para el sistema; análisis de resultados y sus conclusiones; propuestas de trabajo futuro. En la etapa de proyección de demanda se utiliza un crecimiento diferenciado. Para grandes clientes mineros se utiliza en el mediano plazo la información recopilada por la empresa consultora Electroconsultores Ltda, para el resto de los clientes se utiliza un crecimiento tipo vegetativo. La proyección de precios de combustible utiliza como valor base los precios actualmente disponibles, estos precios evolucionan anualmente dependiendo del tipo de combustible, en el caso particular del gas natural licuado (GNL), combustible de cuyo precio depende su orden de merito para despacho y su competitividad frente a carbón, se sensibiliza los resultados con dos proyecciones. El SING en el corto plazo se modela según la información disponible en distintas fuentes, de modo de reflejar más fielmente lo que ocurre actualmente en el sistema, incluidos los cambios que se esperan con la finalización del terminal de regasificación de GNL en Mejillones. Las propuestas de expansión del sistema contemplan tecnologías convencionales dentro del SING como son centrales carboneras y ciclos combinados, además de la integración de Energías Renovables no Convencionales (ERNC) como centrales solares, eólicas y geotérmicas. Se realiza un análisis especial a la incorporación de centrales nucleares modulares de pequeña escala (centrales de 50 y 300 MW) como competidoras de las expansiones en carbón. Ello bajo la hipótesis de que ya estuviera normada la inclusión de dicha tecnología en nuestro país. Las principales conclusiones del trabajo desarrollado son: Dentro de los próximos 10 años en el SING se necesita instalar alrededor de 1600 MW; los precios de GNL tiene gran influencia en los costos marginales de energía del sistema, los que a largo plazo oscilan entre los 80-100 US$/MWh en función de las premisas consideradas; las centrales nucleares son competitivas frente a centrales carboneras si su costo de inversión es inferior a 4100 US$/kW; sin forzar la incorporación de centrales ERNC, óptimamente se alcanza una participación, de este tipo de centrales, sobre el 10% el año 2021; El costo de desarrollo del sistema es del orden de los 100 US$/MWh para centrales carboneras, nucleares y geotérmicas. Como trabajo futuro se propone el estudio de la interconexión SIC-SING dentro del horizonte de planificación, y la incorporación de la planificación de la transmisión y localización de las centrales.

Magíster en Gestión para la Globalización / En el presente trabajo de tesis se aborda el diseño de la estrategia de incorporación de fuentes de Energía Renovables No Convencionales (ERNC) para la división Codelco Norte (DCN). Este diseño aborda el por qué incorporar este tipo de fuentes energéticas, cómo hacerlo y una estimación de su costo para distintos tipos de tecnologías de ERNC. De la revisión y análisis del contexto tanto nacional como internacional en el que opera DCN, destacan la alta participación de combustibles fósiles en la matriz energética, lo que impone volatilidad en los precios y ‘ensucia’ medioambientalmente la producción de cobre. Esto se suma a la creciente presión global por controlar las emisiones de CO2, lo que se podría traducir, en el mediano plazo, en restricciones de acceso a mercados e impactos sobre la imagen de la División, afectando su ‘licencia social’ para operar. Por otra parte, el término en el año 2017 de los actuales contratos de abastecimiento de energía eléctrica, que deberán se renegociados, abren un espacio para reemplazar parte de la cantidades contratadas con ERNC. Sin embargo, DCN al ser parte una empresa del Estado tiene la responsabilidad de entregar los mejores resultados a su dueño, manteniendo sus costos en niveles competitivos. Para la incorporación de ERNC a la matriz energética de DCN se propone un modelo de negocios del tipo contrato de suministro. De este modo, DCN evita que iniciativas de ERNC compitan por financiamiento con otros proyectos propios de las operaciones mineras. También, la División evita entrar en el negocio de generación energética, donde no tiene expertise. Para llevar a cabo este modelo de negocios se propone que DCN provea los incentivos para que empresas terceras inviertan y entreguen el suministro energético. De este modo, en la evaluación de una situación general, donde se reemplaza consumo eléctrico proveniente del Sistema Interconectado del Norte Grande por un suministro en base a ERNC, se determina la tarifa máxima a pagar para cuatro alternativas de tecnología y bajo distintos escenarios de tamaño de planta y tasa de descuento del proveedor. Los resultados señalan que sin duda la alternativa más conveniente es la geotérmica, ya que es la que significa la menor tarifa en todos los escenarios, y es la que permite reducir emisiones de CO2 ahorrando aproximadamente US$45 por cada tonelada de CO2. Por otra parte, las tecnologías solares resultan más caras, debido principalmente a sus altos montos de inversión y bajo factor de planta.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / El siguiente trabajo tiene por principal objeto aportar los elementos necesarios para comprender en mejor medida el desarrollo que han experimentado las Energías Renovables No Convencionales en nuestro país, las cuales han contribuido exponencialmente a la diversificación de la que ha sido objeto la matriz energética nacional. Lo anterior, fruto de la visión y objetivo político planteado a largo plazo para obtener resultados susceptibles de dar respuesta y apalear la problemática energética local y que tiene por principal misión explotar el potencial energético de fuentes renovables no convencionales, junto con expandir el parque de generación y con ello la oferta energética ante el incremento en la demanda por la misma, con el interés puesto en la eficiencia y sustentabilidad. Para ello, analizaremos la situación que se ha ido fraguando en nuestro país, tanto del punto de vista de la normativa existente, constitucional como legal, así como las diversas medidas de fomento que se han implementado para propiciar su evolución y crecimiento. Junto con lo anterior, someteremos a un breve escrutinio la Ley N° 20.571 que consagra la generación domiciliaria de energía eléctrica, la cual permite a los clientes regulados generar su propia energía eléctrica, consumirla, y en caso de contar con excedentes poder venderlo a las mismas empresas distribuidoras.