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.

Ingeniera Civil Eléctrica / El uso excesivo de combustibles fósiles y la crisis ambiental a nivel mundial han activado una señal de alerta, por lo que los países han comenzado a considerar medidas de mitigación y Chile no es la excepción. Por otro lado, a nivel nacional, existe conciencia de la necesidad de diversificar e independizar la matriz energética considerando fuentes propias de energía y disminuyendo así la dependencia de los combustibles fósiles y los altos precios de la energía en Chile. Por ello se busca desarrollar nuevas alternativas de abastecimiento energético como es generación fotovoltaica en el norte del país. Chile posee gran potencial solar en el norte y de acuerdo al desarrollo de la industria, la tecnología fotovoltaica es cada vez más competitiva. De acuerdo al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental existe aproximadamente 1 giga watt en proyectos fotovoltaicos aprobados, siendo fundamental la realización de estudios dinámicos con el objetivo de estudiar el efecto de incorporar esta tecnología en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Considerando lo mencionado anteriormente, el objetivo general del presente estudio consiste en evaluar el impacto en la estabilidad de tensión del SING proyectado al 2020 ante distintos niveles de penetración de generación fotovoltaica y estudiar la incorporación de requerimientos para los generadores fotovoltaicos durante perturbaciones. Más aún, se propone una metodología para establecer la pertinencia de distintas curvas de soporte de huecos de tensión y aporte de potencia reactiva por parte de parques fotovoltaicos durante fallas de forma de apoyar la estabilidad de tensión del sistema. Para cumplir dichos objetivos se llevan a cabo simulaciones dinámicas bajo distintos escenarios, utilizando como herramienta computacional el programa DIgSILENT Power Factory. Los resultados obtenidos demuestran que la capacidad de soportar huecos de tensión y aportar con potencia reactiva durante la falla es un requerimiento importante si los niveles de penetración de la generación fotovoltaica aumentan en el SING. Por otra parte, al aplicar el requerimiento frente a huecos de tensión existente en la normativa chilena, para generación eólica, conduce a inestabilidad de tensión y frecuencia debido a la desconexión masiva del parque generador fotovoltaico frente a cortocircuito trifásico en el sistema. Por esta razón, se debe considerar reformular la normativa al respecto, estableciendo una curva de capacidad frente a huecos de tensión que permanezca conectado ante tensión en bornes cero, soporte de potencia reactiva durante perturbaciones o esquemas de reconexión después de ser desconectada la falla.

Ingeniero Civil Eléctrico / Chile es un país que en el mediano plazo requerirá una mayor capacidad de generación de energía eléctrica. Si bien a Agosto de 2014 el país posee una capacidad instalada de aproximadamente 20.000 [MW] presentando una demanda máxima conjunta de 9.000 [MW], se estima que para el año 2030 se tendrá una demanda máxima de 20.000 [MW], la cual de ningún modo podría ser abastecida por la matriz actual. Este problema debe ser resuelto imperiosamente durante los próximos años, para lo cual se han escrito algunos documentos que proponen distintos escenarios de desarrollo energético, así como posibles soluciones al problema energético que tendrá que enfrentar Chile en los próximos años. Los documentos anteriormente mencionados corresponden a los elaborados por la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE), la Comisión Ciudadana-Técnico-Parlamentaria (CCTP) y la Comisión Nacional de Energía (CNE), que presentan algunas visiones contrapuestas acerca de las políticas que debiese adoptar Chile para su desarrollo energético. Este trabajo empieza con un breve resumen de ambas visiones. Posterior a ello, en este trabajo se muestran los principales sistemas de incentivo de ERNC adoptados en otros países y se estudia la posibilidad y pertinencia de ser aplicados en Chile. Se demuestra que tecnologías como la solar fotovoltaica, biomasa y eólica terrestre han alcanzado niveles de madurez tales que actualmente no requieren ayuda financiera para ser competitivas con tecnologías convencionales. Finalmente, se mencionan ciertas restricciones técnicas y prácticas relativas a la implementación de algunas tecnologías tales como la geotermia, eólica marítima, nuclear, mareomotriz y undimotriz. Además, se estudian perfiles horarios y mensuales de disponibilidad de las fuentes eólica y solar y se analiza de qué manera podrían contribuir a abastecer la demanda en el SIC y en el SING, considerando su intermitencia natural y los posibles efectos sobre la reserva en giro de ambos sistemas.

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.

Ingeniero Civil Eléctrico / Las tecnologías ERNC han ido en aumento a nivel mundial en el último tiempo, diferentes operadores de sistemas se han enfrentado a nuevos desafíos para mantener la estabilidad del sistema, particularmente, la estabilidad de frecuencia, donde la inserción masiva de generación renovable empeora la respuesta en frecuencia del sistema producto de la conexión vía conversor en el caso de centrales fotovoltaicas y eólicas. Chile no es la excepción, según los informes del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), existen gran cantidad de proyectos ERNC, tanto para el Sistema Interconectado Norte Grande (SING) como para el Sistema Interconectado Central (SIC) que pretenden entrar en operación en el sistema. Por ello se hace necesario investigar con estudios dinámicos los posibles problemas ante la inserción masiva de nuevas tecnologías renovables, y también poder mitigar los diferentes problemas, en particular la respuesta inercial, la cual es empeorada ante la inserción masiva de ERNC conectadas vía conversor. Dado lo anterior, se trabaja en un escenario proyectado al año 2030, con el fin de evaluar la estabilidad en frecuencia en el sistema SIC-SING interconectado frente a una alta generación eólica. El estudio consiste en hacer un análisis de sensibilidad para diseñar esquemas de control inercial adecuado a los generadores eólicos DFIG para poder contribuir a la respuesta inercial del sistema ante contingencias, y por consiguiente, mejorar la respuesta en frecuencia del sistema, manteniendo la estabilidad de este. Se implementan 3 esquemas de control inercial en los DFIG, el primero de ellos, el control droop, el cual mejora el punto mínimo de frecuencia (Nadir) que se alcanza ante desbalances carga/generación. Se obtuvo que la mejor respuesta inercial se alcanza cuando el control droop tiene valores de 16% para el estatismo y una constante de tiempo de 20 segundos para el filtro pasa alto. Se mejora un 3,05% los índices de desempeño ponderados en comparación con el caso base. El segundo esquema de control, el control inercial derivativo, mejora principalmente la tasa de cambio de la frecuencia (ROCOF), donde se obtuvo que la mejor respuesta inercial se alcanza cuando las variables constante de inercia y constante de tiempo del filtro pasa bajo toman valores de 12 y 2 segundos respectivamente. Con estos valores se ve una mejora del 4,67% en los índices de desempeño ponderados. Finalmente el esquema de control, que combina los dos controles anteriores, presenta mejoras tanto en el ROCOF como en el Nadir, sin embargo empeora el error en régimen permanente. Se tiene que sus valores óptimos son para el estatismo igual a 25% y constante de inercia de 12 segundos. Con los valores óptimos, se tiene una mejora del 4,34% en los índices de desempeño ponderados, en comparación con el caso base. Se determinó que el mejor esquema de control a implementar en los DFIG para el escenario proyectado, es el control inercial derivativo, que presenta el mejor valor de índices ponderado.

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.

Ingeniero Civil Mecánico / Los antecedentes generales describen en que consiste el proyecto Solar Mining, cuál es la herramienta de análisis de ciclo de vida (ACV), cuáles son las tecnologías solares disponibles y detalles sobre la industria del hierro en Chile. La principal motivación de este trabajo es abordar temas de sustentabilidad, área de suma importancia e interés en un mundo sumido en el calentamiento global. El objetivo general de este trabajo es evaluar el beneficio ambiental que puede lograrse con la integración de tecnologías solares en la industria de hierro en Chile a través de un estudio de ACV utilizando como unidad funcional una tonelada de mineral o pellet, específicamente el beneficio respecto al potencial de calentamiento global (PCG) medido en kilogramo de dióxido de carbono (CO_2) equivalente por tonelada de mineral o pellet. Para alcanzar este objetivo general, será necesario estudiar cómo se realiza un análisis de ciclo de vida, recopilar información y datos de la industria del hierro en Chile, modelar los procesos en un software de ACV, obtener indicadores de impacto ambiental, validar los resultados mediante la comparación con estudios previos, revisar las tecnologías solares modeladas por el equipo de Solar Mining e identificar procesos donde sea posible la integración de tecnologías solares. Los alcances principales son que se estudiará la industria del hierro en la operación de Valle del Huasco, será un ACV que comprende desde la operación minera hasta la concentración y se utilizarán solo las tecnologías solares previamente modeladas por integrantes del proyecto Solar Mining. La metodología utilizada es el ACV. Se recopiló información específica del sitio en estudio y se utilizó el software Gabi v6 y la base de datos Ecoinvent v3.1 para completar el inventario de ciclo de vida (ICV) y realizar la evaluación de impacto de ciclo de vida (EICV) . Debido a lo agregado de los datos, una asignación de coproductos se debió realizar para analizar cada producto por separado Se obtuvo el PCG mediante el método CML2001 considerando un horizonte temporal de 100 años. Para el caso base fue de 116 kg CO_2 eq./t pellet para el pellet, 38 kg CO_2 eq./t mineral para el pellet feed, 17 kg CO_2 eq./t mineral para el sinter feed y 4 kg CO_2 eq./t mineral para el p40. También se obtuvieron indicadores de otras tres categorías de impacto utilizando el método CML2001: el requerimiento de energía bruta (REB), el potencial de acidificación (PA) y el potencial de eutrofización (PE). Al integrar las tecnologías solares se lograron beneficios en la reducción del PCG de aproximadamente un 34% para el pellet, un 57% para el pellet feed, un 22% para el sinter feed y un 94% para el p40. / Este trabajo ha sido parcialmente financiado por el proyecto Solar Mining del Chilean Solar Energy Research Center

En años recientes ha proliferado la instalación de generadores distribuidos alrededor del mundo, particularmente en Europa. La tendencia hasta hace poco había sido limitar a un mínimo la influencia de los generadores distribuidos sobre la red. Sin embargo, se discute actualmente los posibles beneficios de que colaboren activamente en mejorar la calidad de suministro. Ya se han observado pasos concretos en algunos países para poner esto en práctica. En ese contexto, el presente trabajo de título tiene como objetivo diseñar e implementar un inversor trifásico para operar en baja tensión con capacidad de trabajar en isla y de sincronizarse a la red controlando su inyección de potencia activa y reactiva. El equipo creado se aplicará en una pequeña red aislada que recibirá aportes de potencia desde múltiples pequeños generadores. Su fuente de energía será un banco de baterías que absorberá energía en horas de alta generación renovable o baja demanda, y la entregará cuando sea requerida. El módulo cumplirá además un rol preponderante en el control de tensión y la estabilización de la red. Los primeros capítulos de esta memoria explican los conceptos de generador virtual, micro-red y sistema de almacenamiento de energía en baterías, y dan una revisión del estado del arte en estructuras de inversores y sus métodos de control. Se fundamenta luego la solución adoptada y se exponen las pruebas de operar un equipo prototipo conectado a la red y en isla. La solución realizada en esta memoria emplea un puente inversor acoplado a la red mediante un filtro LC y un transformador. Para el puente inversor se usa un módulo de IGBTs comercial con una arquitectura convencional de tres brazos. Para los controladores se aplica un método de control PI sincrónico desacoplado para el control de potencia y se implementan dos modos de operación; esclavo, controlando potencia activa y reactiva, y maestro, fijando frecuencia y controlando tensión. Se aborda en detalle la programación del microcontrolador y la electrónica para sensores y actuadores. Se realiza una simulación detallada de los distintos modos de operación, y se construye un equipo prototipo de potencia reducida con el que se demuestra el funcionamiento de los modos de operación y controladores diseñados. Los resultados experimentales indican una eficiencia cercana al 95%, con distorsión armónica de corriente dentro de los límites aceptados por las normas. Entre los puntos de posibles desarrollos para continuar esta línea de trabajo se encuentran: incorporar un manejo avanzado de la reserva de energía con estimador de carga para el banco de baterías; agregar una etapa reguladora de tensión continua; o adaptar el sistema para poder efectuar compensación de desequilibrios en la red. Además, puede estudiarse la aplicación del diseño creado a inversores para otras aplicaciones.

Ingeniero Civil Mecánico / La población El Guindal, ubicada al oriente de la comuna de Machalí, sexta región, posee un comité de agua potable, el cual extrae agua dulce desde un pozo a pocos kilómetros del asentamiento urbano. Esta población es conocida popularmente por ser habitada por familias de escasos recursos, es por esto que nace la idea de llevar a cabo un proyecto de provisión de agua caliente sanitaria, mediante energías renovables, específicamente, mediante energía geotérmica. La existencia del pozo hace evidente el desarrollo de un sistema que aproveche la energía proveniente del pozo. Es por esto que surge la motivación de utilizar una bomba de calor geotérmica de agua subterránea (GWHP). El objetivo general del trabajo es evaluar técnica y económicamente un sistema que suministre agua caliente sanitaria a un conjunto de 15 casas en esta población. Para lograr esto, los objetivos específicos apuntan a caracterizar el lugar y el sistema existente; establecer las demandas de energía y de agua; llevar a cabo la ingeniería básica de la solución y desarrollar un análisis económico en base a diferentes escenarios. El trabajo comienza con la determinación de parámetros termodinámicos del sistema existente, para luego identificar las variables involucradas. Esto, Junto con el cálculo de la demanda energética, es posible dar paso a la proposición de un sistema. Luego se dimensionan y costean los equipos, y además, los insumos a utilizar. Con esto, se da paso al análisis económico. En él se determina que el proyecto es atractivo en todos sus escenarios, llegando a tener retornos de la inversión de hasta 8 años, cifras de valor actual neto siempre positivas y tasas internas de retorno siempre superiores a la tasa de descuento utilizada. Estos indicadores muestran que el proyecto contribuye a ayudar económicamente a estas 15 familias. Existe una eminente reducción de emisiones de dióxido de carbono, lo que sin duda contribuye a una mejor calidad de vida de los habitantes de la población El Guindal. Socialmente, el proyecto permite dar a conocer otro tipo de fuentes de energías renovables, justificando la gran inversión con los beneficios medioambientales inherentes a este tipo de tecnologías.

The Cuban power sector with its heavy dependency on foreign oil is in much need of investment and development. In the past decade, the Cuban government launched an ‘energy revolution,’ the Revolución energética, which aims at generating electricity from renewable sources. As part of this effort, the country looks toward tapping into its biofuels which mainly consist of bagasse from the sugar industry and wood residues from the forest industry. Against this background, the thesis is a case study of how to use the wood residues from two Cuban sawmills in order to generate electricity. The focus is on electricity generation as the mills have no current need for heat. The mills belonging to the state owned company EFI La Palma located in western Cuba are small, with a yearly production of 8400 m3 and 12 500 m3 sawn timber. The wood residues; sawdust, slabs, wood chips and bark, are currently simply dumped in two large deposits near the mills and represent a wasted resource which pollutes the local environment. Three electricity generating alternatives are initially investigated in the literature review: a steam cycle, gasification connected to an internal combustion engine and a Stirling engine using heat from biomass combustion. The gasification alternative is deemed most suitable and the thesis evaluates how two downdraft wood gasifiers would perform if connected to the two currently unused diesel generators of 276 kW and 504 kW which are in place in each of the mills. The specific gasifier models examined are the Indian company Ankur’s WBG 250 and WBG 400 and the fuel preparation necessary to use these gasifiers is investigated. The electricity consumption of the mills is compared with the potential electricity generation. It is found that the smaller mill could produce a yearly amount of 1,5 MWh of electricity  for the grid and the larger mill could export 3,2 MWh.  As the engines must be run in dual mode, the net present value of the gasification system is dependent on the level of replacement diesel which according to Ankur will be between 50 and 75 %. In the smaller mill the investment in the gasifier system is profitable at replacement levels greater than 65,4 % and in the larger mill, the investment becomes profitable at replacement levels above  63,8 %. Moreover, the profitability of the investment is highly dependent on the Cuban electricity price which currently is strongly subsidized. The reduction in CO2 emissions are also dependent on the replacement level and  at 75 % replacement level they are found to be 665 tons in the smaller mill and 1272 tons in the larger mill. / Actualmente, el sector energético cubano depende fuertemente de petróleo importado y se encuentra en necesitad de inversiones para su desarrollo y modernización.  Durante la década pasada, el gobierno cubano inició la ‘Revolución energética’ que tiene como objetivo incluir en la generación de electricidad fuentes renovables. Una parte de este programa es la utilización de los biocombustibles del país, que consisten principalmente del bagazo de la industria azucarera y de los residuos de madera provenientes de la industria forestal.  En este contexto, la tesis presenta un estudio de caso de cómo utilizar los residuos de madera de dos aserraderos cubanos para generar electricidad. Hoy en día, los aserraderos no necesitan calefacción y por  lo tanto el enfoque es la generación de electricidad. Los aserraderos pertenecen a  EFI La Palma, una empresa estatal, y están ubicados en Pinar del Rio, la provincia más occidental de Cuba. Producen  8400 m3 y 12 500 m3 de madera aserrada por año. Actualmente los residuos de madera; aserrín, cortezas y astillas, son dejados en depósitos localizados cerca de cada aserradero.  Esos residuos no solo representan un desperdicio de recursos, además, son una fuente de contaminación local. Inicialmente, tres alternativas de generación de electricidad son investigadas en la revisión de la literatura: el ciclo de vapor, la gasificación conectada a un motor de combustión interna y finalmente la combustión de biomasa conectada con un motor de Stirling. La alternativa de gasificación fue considerada la más adecuada. La tesis evalúa cuanto el rendimiento de dos gasificadores de madera con fluje descendente conectados a dos generadores de diesel de 276 kW y de 504 kW que  actualmente existen en los dos aserraderos. Los modelos de motor examinados son: WBG 250 y WBG 400 de la empresa india Ankur. La preparación de la biomasa también es investigada con el fin de usarla con los motores mencionados. El consumo de electricidad se comparó con la generación de electricidad potencial de los aserraderos.  Los resultados muestran que el aserradero más pequeño podría generar 1,5 MWh de electricidad por año para vender a la red mientras en el aserradero más grande, 3,2 MWh de electricidad por año. Como los motores deben funcionar en modo dual, el valor neto presente del sistema de gasificación depende del nivel de sustitución de diesel que según Ankur sería entre 50 y 75%. En el aserradero más pequeño, la inversión en el sistema de gasificador es rentable a niveles de reemplazo de más de 65,4% y en el aserradero más grande, la inversión se vuelve rentable a niveles de reemplazo por encima de 63,8%. Además, la rentabilidad de la inversión depende fuertemente del precio de electricidad cubano, un precio que actualmente es considerablemente subsidiado. La reducción de las emisiones de CO2 depende igualmente del nivel de sustitución, a un nivel de 75% los dos aserraderos tienen una disminución de emisiones de 665 toneladas y de 1272 toneladas, respectivamente.