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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Magíster en Gestión para la Globalización / Este trabajo de Tesis tiene como objetivo desarrollar un plan de negocios que permita evaluar estratégica y económicamente la comercialización de sistemas fotovoltaicos para la Cooperativa Habitar Verde , asociada a las Energías Renovables No Convencionales en Chile. El proyecto se ve impulsado por la Ley 20.571, la cual fue desarrollada con el objetivo de fomentar la generación residencial de energías renovables tanto para el autoabastecimiento como para la inyección de energía a la red de distribución. De ésta forma, los usuarios pueden generar hasta 100 kw de energía eléctrica para su propio consumo e inyectar los excedentes a la red, recibiendo un pago por éstos. Otro factor relevante para el desarrollo de este plan de negocios, es que Chile presenta las condiciones ideales en radiación solar, la cual puede ser convertida en electricidad mediante el uso de la tecnología fotovoltaica. La metodología utilizada para realizar este trabajo consistió en primer lugar en un análisis de factores medioambientales a través de la herramienta PESTEL, y el análisis estratégico de las cinco fuerzas de Porter, y un análisis FODA. Esta metodología permitió analizar las fortalezas y debilidades de la organización, así como evaluar las oportunidades y amenazas que presenta el país. Adicionalmente, se realizó un análisis del mercado solar a nivel mundial y una revisión de la Ley Net Metering y los resultados de su implementación en otros países. La estrategia de entrada al mercado se elaboró, mediante el desarrollo de un plan de Marketing estratégico y táctico. La propuesta de valor del modelo de negocios constituye uno de los puntos centrales en el modelo de negocios, ya que al ser una entidad organizada de forma de Cooperativa, sus asociados realizan conductas verdes , donde la sustentabilidad les permitirá lograr una ventaja competitiva de largo plazo frente a las empresas competidoras. Por otro lado, se elaboraron las proyecciones de ventas de acuerdo a los segmentos analizados y las particularidades del mercado objetivo, caracterizado por aquellos hogares donde se realizan prácticas habituales de reciclaje. La inclusión de los sistemas fotovoltaicos se realizará de forma gradual, con una proyección 22,6 MW instalados al décimo año. Se diseñó un plan de marketing y conjuntamente se evaluó el plan de operaciones, en donde se seleccionó el proveedor y se desarrolló la estructura organizacional y los costos asociados a su implementación. Bajo los resultados de los análisis financiero se arrojó un VAN del flujo de caja de 423 millones y una TIR del 22,1%, haciendo rentable el negocio. La recomendación es implementar este plan de negocios y evaluar otros posibles proveedores, así como además la escalabilidad a proyectos de mayor envergadura y la posibilidad de expansión a las regiones del norte del país.

Ingeniero Civil Mecánico / Esta memoria surgió como un trabajo anexo a la investigación de la profesora Dra. Beatriz Maturana Cossio del Instituto de la Vivienda de la Facultad de Arquitectura de la Universidad de Chile, a través del proyecto Fondecyt Nº11130636: "Viviendas de Integración Social y la Sustentabilidad Medio Ambiental: una Investigación de Proyectos Claves en Chile". Esta investigación le permitió al estudiante ubicarse en un contexto real para aplicar una solución de ingeniería y eficiencia energética, la cual consiste en el diseño y estudio de pre-factibilidad de un sistema de bombas de calor geotérmicas para ser utilizado en la climatización de 2.088 viviendas de integración social que componen el proyecto San Alberto de Casas Viejas en Puente Alto, Santiago. El informe aborda los antecedentes necesarios para identificar la tecnología de interés. Se describe qué se entiende por geotermia de baja entalpía y su aprovechamiento por medio de bombas de calor. Con respecto a la metodología, se calcula la demanda energética para la climatización de las viviendas, y se determina el caudal de agua necesario que se debe bombear desde la fuente geotermal para suministrar de energía los sistemas de bombas calor. Luego, se modela el efecto que tiene en el acuífero la reinyección de agua más fría en invierno y más caliente en verano, y finalmente se dimensionan y caracterizan los principales componentes del sistema para estimar el costo de inversión, costo de operación y ahorro que determinarán la factibilidad económica de la propuesta. Se obtiene que el costo de inversión para el sistema de calefacción es en promedio de 15 millones de dólares y que el ahorro en el gasto de operación anual es de al menos 58% con respecto al gasto anual en climatización por medios convencionales alternativos. Se concluye que, tanto en un escenario favorable como uno promedio, la inversión se paga en un horizonte de entre 4 y 20 años. Además, es necesario considerar los beneficios sociales en medioambiente, salud y equidad social para justificar la inversión del proyecto, si se quiere, por parte del Estado. Finalmente, se discuten y proponen tres alternativas que lograrían reducir considerablemente el costo de inversión y los gastos de operación.

Ingeniero Civil / Esta memoria tiene como objetivo evaluar la factibilidad técnica y económica de la instalación de tecnologías de Energía Renovable no Convencionales (ERNC) en hogares chilenos. La metodología consiste en seleccionar 2 tipos de vivienda en función del costo (una avaluada en 650 UF y otra en 5500 UF), y ubicarlas en 4 ciudades; Iquique, Lonquimay, Santiago y Osorno; para diversificar el efecto del clima y disponibilidad de recurso energético en el análisis. Se determinan las tecnologías aplicables a nivel residencial y se evalúa implementar un reacondicionamiento térmico a viviendas que permitan ahorro en el gasto anual de calefacción. Con ayuda de Retscreen se diseña la implementación de distintas tecnologías, para dimensionar los sistemas y evaluar su rentabilidad. Mediante flujos de caja se estudia el comportamiento económico en un período de 20 años. Se seleccionan las tecnologías económicamente rentables para aplicarse simultáneamente en las viviendas de cada ciudad y se adiciona al costo inicial de los flujos de caja el valor de cada vivienda. Con las combinaciones apropiadas de tecnologías para cada caso, se recupera la inversión inicial de su implementación en ambas casas en todas las ciudades. En la vivienda 1 el promedio del tiempo de retorno es 8,2 años; y para la vivienda 2 es de 6,3 años. Al incluir el costo de la vivienda los proyectos son factibles sólo para la vivienda de 650 UF, ya que cuenta con acceso a subsidios que merman la inversión inicial, permitiendo un tiempo de retorno promedio de 16,7 años (excepto Iquique donde no resulta rentable); mientras que para la vivienda 2 el proyecto no resulta rentable. La instalación de sistemas basados en energías renovables no convencionales, junto a reacondicionamiento térmico, es un proyecto rentable si se seleccionan sistemas que posean potencial energético en la localidad de interés. Su correcta selección e implementación genera ahorros monetarios anuales que, para el caso de viviendas de costo bajo o moderado, pueden llegar a costear incluso el valor de la vivienda.