Las olas son un recurso energético inagotable y de costo nulo. Se ha estimado que Chile posee un potencial eléctrico de 240 GW a lo largo de toda la costa. Esto hace que sea interesante comenzar a estudiar la factibilidad de producir energía eléctrica a partir de las olas del mar, con el fin, de aportar a la diversificación del mix de generación y desincentivar el uso de combustibles fósiles para tal propósito en el país. El presente trabajo de título tiene por finalidad evaluar técnica y económicamente una central undimotriz (o del oleaje) con tecnología Pelamis en Chile. Para ello, se obtuvo las potencias de salida teóricas de un dispositivo Pelamis (con potencia nominal 1 MW), cada 3 horas durante 20 años (1985-2004) en seis sitios a lo largo del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y del Sistema Interconectado Central (SIC), próximos a importantes centros de consumo (Arica, Antofagasta, Huasco, Valparaíso, Lebu y Chiloé). Además se consideraron dos posibles tamaños para la central del oleaje; una con una potencia instalada de 3 MW y a otra de 30 MW. La evaluación se enfocó principalmente en obtener dos indicadores; valor actual neto (VAN) y costo de energía (COE), los cuales fueron sensibilizados para determinar qué variables dependen sus rendimientos. Se revisó también el marco legal que rige a la generación eléctrica a partir de energías renovables no convencionales (ERNC) en Chile. Los resultados de la evaluación indican que actualmente la explotación comercial de la energía del oleaje es inviable. Las probabilidades que en el corto plazo un proyecto como el anteriormente descrito sea rentable en el norte de Chile son nulas. A su vez, desde Valparaíso a Chiloé, las probabilidades fluctúan entre un 4% y un 12%, alcanzando su máximo en último sitio nombrado. Esto se produce ya que, al igual que otras energías renovables no convencionales, la undimotriz depende críticamente del precio de la energía. En un caso optimista, si el costo marginal de energía promediara US$135/MW en 20 años, una central undimotriz Pelamis con una potencia instalada de 30 MW podría ser rentable en Chiloé. El precio promedio de energía en los dos últimos años (marzo 2006 - marzo 2008) sobrepasa los US$138/MWH en promedio. Por otra parte, los altos costos de capital son otra característica negativa de las ERNC, y en particular, de la energía del oleaje. En un caso optimista, la inversión por MW instalado asciende a US$ 2,7 millones, esto equivale aproximadamente a 1,6 veces de lo que se invirtió por MW en el Parque Eólico Canela. Sin embargo, priorizar los costos de energía (COE) de un proyecto de este tipo sobre el valor actual neto (VAN) podría significar más posibilidades de inversión, puesto que el COE no depende del precio energía (ni de otros supuestos), sino de variables que pueden ser mejoradas producto de avances en tecnología (reducción de costos y mayor generación de energía) y porque la ley chilena estipula una obligación a los distribuidores a obtener un porcentaje de su energía a partir de fuentes renovables no convencionales. Chiloé es el único lugar donde la energía del oleaje podría competir en costos de energía con respecto a otras fuentes no convencionales en el corto plazo. Bajo supuestos razonables, para una planta con potencia instalada de 30 MW se podrían alcanzar costos de energía casi tan competitivos como los de una planta geotérmica de similar tamaño. No se descarta que pueda ocurrir lo mismo en Valparaíso y Lebu en un mediano plazo. Esto dependerá que tan rápido el avance de la tecnología repercuta en la disminución de costos y en la mayor capacidad de los convertidores al capturar la energía disponible en las olas.

Geóloga / El sistema geotermal de Cerro Pabellón está ubicado en la comuna de Ollagüe, en la II Región de Antofagasta, Chile. Corresponde a la primera planta de producción geotérmica de alta entalpía del país y de América del Sur. Este proyecto es llevado a cabo por Enel Green Power (EGP) junto a la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y permitirá la diversificación de la matriz energética del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Se espera que entre en funcionamiento durante el año 2017. El objetivo de este trabajo es identificar la alteración hidrotermal y sus condiciones físico-químicas mediante el estudio de asociaciones minerales de microestructuras y zonas de alteración. Para esto se realizará un estudio en detalle de la alteración hidrotermal presente en la roca a partir de muestras del sondaje exploratorio PexAP-1, con un enfoque principal en las microestructuras (vetas, amígdalas). Esto por medio de petrografía, análisis de difracción de rayos X para roca total y minerales del grupo de las arcillas y microscopía electrónica de barrido. De los resultados obtenidos se dedujo que la roca caja corresponde a una andesita basáltica con plagioclasas, feldespato potásico y piroxeno. En los fenocristales de estos minerales se presentó en distintos grados argilización y cloritización, respectivamente. La alteración se encontró de forma principal en las vetillas y amígdalas siendo los minerales principales cuarzo, calcita, clorita, heulandita y óxidos de hierro. Debido a la presencia de clorita pero ausencia de epidota se catalogó la muestra como perteneciente a la zona de transición hacia el reservorio. Esto acotó el rango de temperatura entre 180 y 200°C y dio un pH alcalino. Los minerales pertenecientes al grupo de las arcillas encontrados corresponden a esmectitas, interestratificados I/S como C/S, illita y clorita. Gracias a esta minerología se pudo deducir que toda la longitud del sondaje correspondía al clay cap del sistema. La formación de esta capa está dominada por las estructuras por lo que no se puede suponer una forma homogénea y horizontal. / Esta memoria fue totalmente financiada por el Centro de Excelencia en Geotermia de los Andes, Proyecto FONDAP-CONICYT N° 15090013

Ingeniero Civil / El hydropeaking, un esquema de operación fluctuante de las centrales de embalses, se ve acentuado en la medida en que aumenta la incorporación de ERNC fluctuantes en la matriz de sistemas eléctrico hidrotérmicos. Entre estos tipos de energías fluctuantes se encuentra la eólica y la solar, de las cuales esta última se encuentra en pleno desarrollo en Chile, acaparando interés internacional. Para comienzos de 2018 se proyecta que estará puesto en marcha el proyecto de interconexión del SIC y SING, los dos principales sistemas eléctricos del país. De este modo, centrales de embalse del SIC entrarán en directa relación con centrales del norte del país mediante el Coordinador Eléctrico Nacional. Esta interconexión, sumado al potencial que tiene la zona del Norte Grande para la instalación de energía solar y los antecedentes de ERNC fluctuantes en sistemas hidrotérmicos vuelve pertinente la pregunta de cuánto aumentará el hydropeaking al aumentar la instalación de energía solar en la matriz. Para responder a ello se realiza una modelación en Ameba, un modelo comercial que permite simular problemas de optimización que lleva a cabo el Coordinador Electrico Nacional (organismo que planifica el despacho de carga). Se configuran escenarios de distinta penetración masiva de energía solar y dos casos base: uno con y otro sin interconexión y se obtienen las series potencia horaria de las centrales de embalse para tres distintos escenarios hidrológicos. Estas series son llevadas a caudal y posteriormente analizadas mediante Indicadores de Alteración Hidrológica. Los principales resultados son que, en general, la interconexión de los dos sistemas, por si sola, no trae consigo grandes variaciones sobre el sistema y que la incorporación masiva de energía solar, dada la interconexión SIC-SING, lleva a las centrales de embalse a un esquema donde más capacidad solar se traduce en más tiempo sin generar, produciendo que, respecto del caso base, el hydropeaking aumenta en las centrales que actúan como base del sistema y disminuye en aquellas que en el caso base operan con un alto hydropeaking. Como trabajo futuro queda propuesto el desarrollar una metodología que permita obtener mejores indicadores para evaluar el hydropeaking, el estudio de restricciones operacionales y de un contra-embalse como medidas de mitigación al aumento del hydropeaking bajo escenarios de incorporación masiva de energía solar y establecer una relación cuantitativa entre la alteración de sistemas acuáticos y los indicadores de alteración hidrológica utilizados en el trabajo.

The territory and its inherent natural conditions to each place are given as environmental assets and their configuration respond to dynamic processes which are changing through long time periods. Though, as showed in this paper, the territory may also be understood as the changing element of development. In the simple development model the two more important factors that decide the trajectory, dynamics and structure of changes that favor the geographic landscape are the human and economic capital. To these we may add the relative location which as it interacts, conditions the intensity of processes positioning a region as peripheral or central.In this paper we present an analysis of the development conditions of some Peruvian regions and their status of the peripheral rural economies in contrast with the dynamic development of the central regions (as it is the capital of the country or other urban-industrial and mining regions). / El territorio y las condiciones naturales inherentes a cada lugar son dados como ofertas ambientales y su configuración responde a procesos dinámicos que los van cambiando en lapsos largos de tiempo. Aunque, como se indica en este trabajo, el territorio puede entenderse también como el elemento cambiante del desarrollo. En el modelo simple del desarrollo los dos actores más importantes que deciden la trayectoria, dinámica y estructura de cambios favorables para el territorio son el capital humano y el capital económico. A estos se suma la localización relativa que al interactuar con los otros dos factores, condiciona la intensidad de los procesos haciendo que una región sea considerada periférica o central.En este artículo se presenta el análisis sobre las condiciones del desarrollo socioeconómico de algunas regiones peruanas y el estatus de las periferias económicas rurales en contraste con el dinámico desarrollo de las regiones centrales (como la capital del país u otras regiones urbano-industriales y mineras).

Archaeological Evidence of the Formative Period in the Lower Utcubamba and Chinchipe BasinThis short paper concentrates on evidence of monumental architecture near Bagua associated to polychrome ceramics. These belong to the Bagua Tradition as defined by R. Shady (probably Middle Formative) and hint at the presence of complexes with elite tombs similar to those in the northern coast. / Este breve trabajo enfatiza evidencias de arquitectura monumental asociada a cerámica polícroma cerca de Bagua. Ambas pertenecen a la Tradición Bagua definida por R. Shady (probablemente Formativo Medio) y sugieren la presencia de complejos con entierros suntuosos similares a los de la costa norte.

Tesis para optar al grado de Magíster en Estudios Latinoamericanos / La empresa noruega SN Power, bajo su filial Trayenko, diseñó cuatro proyectos hidroeléctricos en el sur de Chile, proyectos que estaban ubicados en regiones consideradas territorio ancestral por las comunidades mapuches habitantes. Estas comunidades expresaron su insatisfacción con los planes de la compañía y, a pesar de las políticas de responsabilidad social empresarial, fue difícil para la empresa llegar a un acuerdo con ellas sobre los proyectos. El presente trabajo aborda investigar el papel del Estado Chileno en este conflicto y analizar la responsabilidad social empresarial de la empresa. Es un estudio de casos donde actores centrales del conflicto han participado en entrevistas cualitativas profundas. Los resultados del estudio se basan en las experiencias de dichos actores. En cuanto a los resultados, se observa que hay un vínculo evidente entre el conflicto histórico del Estado de Chile y las comunidades indígenas, y el conflicto entre las comunidades indígenas y la empresa. Revelan, además, que existe una necesidad de definir y separar las responsabilidades sociales de la empresa y del Estado.

Expone el diseño hidráulico de la conducción forzada de la Central Hidroeléctrica Aricota N° 3, ubicada en la provincia de Jorge Basadre, departamento de Tacna. Determina el diámetro óptimo para las tuberías forzadas. Determina las pérdidas de energía totales en las tuberías de presión, para así definir la potencia generada en la central. Plantea dispositivos de protección para las conducciones forzadas en caso de presentarse el fenómeno de golpe de ariete. Plantea obras de emergencia en caso se tenga que suspender la generación de energía de alguno de los generadores. / Trabajo de suficiencia profesional

Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El objetivo de este trabajo es desarrollar una estrategia de negocios que permita a una empresa eléctrica construir sistemas de transmisión para evacuar en forma eficiente y rentable la energía eléctrica generada por grupos de centrales de tamaño mediano (5 a 50 MW), distribuidas en áreas geográficamente cercanas, pero alejadas de los sistemas de transmisión principales. La organización elegida es el Grupo de Empresas SAESA, de reconocida presencia en el Sur de Chile, que a través de sus filiales o relacionadas, participa en forma activa en los negocios eléctricos de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía entre las regiones VIII y XI. En el contexto energético actual, es necesario el desarrollo de proyectos de generación de electricidad amigables con el medio ambiente (las llamadas Energías Renovables No Convencionales, ERNC) y que permitan aportar cantidades relevantes de energía al sistema eléctrico nacional. En la zona sur del país, existen numerosos proyectos de generación en base a centrales hidroeléctricas de pasada que para inyectar su energía al sistema deben efectuar grandes inversiones en transmisión, y que para hacer rentable al conjunto de proyectos deben construirse en forma integrada. En la zona de concesión del Grupo SAESA existen, al menos, 7 sectores en que se registra esta situación, con una potencia a evacuar del orden de 500 MW e inversiones de más de 100 Millones de dólares en líneas y subestaciones de poder. La metodología usada es el análisis de la interacción estratégica de los actores del sistema eléctrico: generadores, transmisores y distribuidoras; mediante teoría de juegos e integrada con un análisis sistémico de los principales elementos estratégicos del mercado de transmisión eléctrica: imperfecciones existentes (economías de escala, concentración de actores en algunos segmentos), Marco Regulatorio del Sector Eléctrico y acción del regulador, entre otras. Para ello se definió un marco de análisis para el negocio de transmisión, distinguiendo los elementos que lo componen (legal y económico), la interacción que se produce entre los distintos actores y el efecto de los elementos estratégicos del mercado. Posteriormente, se aplicó este marco de análisis a un caso puntual y su extensión a otros proyectos similares, determinando el efecto de los elementos estratégicos considerados y cómo deben ser abordados en la definición de una estrategia: reducir los factores de incertidumbre para desarrollar y asegurar la mejor solución constructiva desde el punto de vista técnico-económico; controlar las variables claves en la implementación de los proyectos: concentración en la prestación de servicios de ingeniería y eficiencia en la obtención de las servidumbres de paso; el financiamiento competitivo de las obras y la posible intervención del regulador. La estrategia propuesta aborda tres líneas de acción principales: el desarrollo de la excelencia operacional, entendida como proyectos competitivos en calidad, costo y plazos; el desarrollo de soluciones integrales que reduzcan los riesgos y mejoren la rentabilidad de los proyectos a través de comercialización de energía y; el desarrollo de una imagen pública y relación con la autoridad que afiance el liderazgo de la compañía en esta área. Para finalizar, se realiza un análisis de elementos estratégicos nuevos que deben ser considerados, como los efectos de la crisis financiera internacional en lo referido a acceso al crédito, contracción de la demanda eléctrica, volatilidad de precios de materiales y combustibles, calentamiento global, oposición de grupos ecologistas y las posibles acciones del regulador.

Aborda el estudio de uno de los principales problemas de funcionamiento que aquejan a las turbinas Francis: la cavitación, tanto en su forma cualitativa como cuantitativa. Busca encontrar el caudal de máxima eficiencia de la turbina usada en la Central Hidroeléctrica Cahua, ubicada al norte de Lima y verificar si esta central presenta problemas de cavitación durante su operación. Válida la simulación realizada con el simulador ANSYS 14.5 haciendo uso de material bibliográfico y referencias. El estudio de este fenómeno proporciona información para mejorar la eficiencia de una central hidroeléctrica, ya que obtendremos los puntos críticos de operación de las turbinas Francis. / Tesis

Determina los valores de la permeabilidad mediante ensayos hidráulicos in situ tipo Lugeon y Lefranc en el eje de las presas y el portal de entrada al túnel de derivación y el eje del conducto forzado de las centrales hidroeléctricas Limacpunco, Ttio y Capiri del Complejo Hidroeléctrico Araza ubicado en la cuenca del Río Araza. Realiza la interpretación de los gráficos de Presión Efectiva (PEF) vs Q (l/min/m), para determinar los valores de permeabilidad en el portal de entrada del túnel derivación de las tres centrales hidroeléctricas. / Tesis