Ingeniera Civil / La biomasa forestal, es atractiva por su bajo costo y alta disponibilidad en diversos climas y localidades del país, sin embargo, el principal impedimento para su utilización es la falta de una tecnología de bajo costo para una adecuada conversión energética, que de valor agregado adicional a la simple combustión que se utiliza hoy, mediante mayores niveles de eficiencia en el aprovechamiento del recurso. Para el análisis de estas tecnologías, se consideran como materia prima los residuos forestales por región del manejo del bosque nativo y el potencial de áreas para plantaciones dendroenergéticas. Se calcula para indicadores económicos recomendados por la CNE en proyectos energéticos, los valores mínimos de venta por unidad energética, con el fin de evaluar los requerimientos de financiamiento de proyectos De acuerdo a los resultados obtenidos, los potenciales de generación eléctrica superan la capacidad instalada de 1896 MWe, entre las regiones IV a XII, mientras que la generación de combustible se estimó en 746 millones de galones al año. Las plantaciones dendroenergéticas en cambio, resultaron ser poco productivas, con estimaciones de hasta 5 MWe de capacidad instalada eléctrica y producciones de hasta 200 mil galones/año, con altos costos de inversiones. La rentabilidad de proyectos de emprendimiento privado con respecto a ésta alternativa es muy baja y los precios obtenidos superan largamente los precios de combustibles alternativos, por lo que es recomendable la planificación operacional de actividades silvícolas con fines energéticos y la promoción de desarrollo regional de proyectos en aplicaciones de consideraciones que interactúan en las decisiones de políticas públicas como de índole social, de manejo de superficies de bosques y de factibilidad de transacción de la biomasa que es difícil valorizar en un análisis puramente económico. En este contexto, los modelos de negocio propuestos, se enfocan en mejorar la situación actual de abastecimiento y desarrollo de proyectos de innovación con nuevas tecnologías, los que requieren promoción de inversiones en producción de biomasa, implementación de centros logísticos y comercialización de biocombustibles forestales, fomento de la contratación de la bioenergía y desarrollo de normas para establecer estándares de calidad y criterios de sostenibilidad en el uso de ella.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Química / Ingeniera Civil en Biotecnología / Existe una preocupación mundial por la disponibilidad de los combustibles fósiles para suplir la demanda de energía en el mundo, que aumenta año a año, y los problemas ambientales que su uso genera. Así, el bioetanol lignocelulósico ha surgido como una adecuada alternativa para reemplazar parcialmente la gasolina, pero todavía su costo no es competitivo con el petróleo o gasolina. El proceso de producción de bioetanol consta de tres etapas principales: pretratamiento, hidrólisis y fermentación. Específicamente, la hidrólisis es catalizada por celulasas y es una de las etapas con grandes proyecciones a disminuir su costo, por lo que este trabajo se enfoca en esta etapa, principalmente en el desarrollo de nuevas celulasas, que puedan aportar al desarrollo actual y a lograr reducir el costo de producción del bioetanol. El objetivo de este trabajo fue aislar y caracterizar el gen que codifica para una endoglucanasa del hongo Trametes versicolor y expresar la enzima en el sistema de expresión de Pichia pastoris. A partir de dos fragmentos de la secuencia del gen, se obtuvo una secuencia con el dominio catalítico completo, llamada tveg. La secuencia se clonó en el vector pPICZαA y se transformó células de la cepa GS115 de P. patoris para expresar la proteína en forma extracelular. Luego se realizó una curva de inducción y se estudió la expresión de la enzima en la fracción extracelular e intracelular. El análisis de la expresión se realizó mediante ensayos de actividad sobre carboximetilcelulosa (CMC) en medio sólido y en medio líquido, zimogramas y geles SDS-PAGE. El análisis de tveg mediante BLASTX mostró, con un 90% de identidad, que corresponde a la secuencia de una endoglucanasa del hongo T. versicolor, perteneciente a la familia 5 de las glicosil hidrolasas. Los ensayos en medio sólido revelaron actividad enzimática en la cepa recombinante GS115, indicando que la expresión fue exitosa. Por otra parte, los ensayos en medio líquido de la cepa GS115-TvEG permitieron cuantificar la actividad de la endoglucanasa TvEG recombinante, produciendo 8,3 U/l de cultivo a las 84 horas de inducción con metanol, de las cuales un 50% se encontraba en la fracción extracelular y un 50% en la fracción citoplasmática. Los zimogramas corroboraron los resultados de los ensayos en medio líquido y en los geles SDS-PAGE se vio una proteína con un peso molecular aparente de 90 kDa, mucho mayor a los 30 kDa estimados para TvEG, posiblemente por hiperglicosilación y/o problemas de corte de la señal de secreción. Por otro lado, se estudió la producción de celulasas nativas del hongo T. veriscolor en Avicel, CMC y astillas de Lenga como fuente de carbono. Con CMC se logró mayor producción de actividad celulolítica, llegando a un máximo de 225 U/l a los 6 días de cultivo. La gran diferencia entre el sistema nativo y el sistema recombinante, y la comparación con otros estudios, indican que la expresión de TvEG debe y puede ser mejorada.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Las energías renovables penetran cada vez más en los sistemas de redes eléctricas interconectados, por lo que surgen nuevos retos para los operadores con el fin de mantener su fiabilidad en circunstancias inciertas. La natural intermitencia de las ENRC juega un papel importante ya que produce un incremento en los requerimientos de rampa del sistema y de reserva operativa, además de un mayor ciclaje de las unidades térmicas. En consecuencia, para integrar altos niveles de generación renovable de manera eficiente es necesario incluir tecnologías de almacenamiento que aumenten la flexibilidad del sistema. El objetivo de la presente tesis es evaluar el impacto en los costos globales de operación del Sistema Interconectado del Norte Grande y los ingresos percibidos por una central PHSS bajo un modelo de operación de arbitraje con diferentes tasas de penetración de ENRC. Se propuso una metodología para estudiar la sensibilidad del sistema ante diferentes tasas de penetración de ENRC-Capacidades de PHSS, entre las cuales se evaluaron 50MW, 100MW y 200MW, todas con una capacidad de almacenamiento de 8 horas. También se desarrolló un programa linear entero mixto que incorpora la operación de las centrales PHSS en un sistema tipo pool obligatorio. Además se introdujeron los modelos de las tecnologías existentes, haciendo énfasis en sus principales restricciones de operación, como máximos y mínimos técnicos; tiempos mínimos de operación y de apagado entre operación, costo de encendido y apagado, aportes máximos de reserva para el control primario y reserva en giro. Los resultados indican que el factor de penetración de ENRC es determinante para analizar los beneficios que prestan las PHSS. Se calcularon las curvas de ahorro de costos del sistema e ingresos percibidos, destacando que al superar una penetración del 20% de ENRC se hacen atractiva su implementación. Los ahorros en la operación alcanzan el 1.6%, 3.2% y 6.3% para las PHSS de 50 MW, 100MW y 200MW, respectivamente, al llegar a una penetración mayor del 30%. Adicionalmente se demuestra que las centrales PHSS pueden llegar a tener pérdidas en el momento que se aplana la curva de costos marginales debido a la eficiencia de esta tecnología. En el ámbito de la investigación futura se sugiere realizar un modelo que permita evaluar la operación de las PHSS bajo un despacho autónomo que maximice sus utilidades, dentro de un mercado tipo pool obligatorio.

Ingeniero Civil en Biotecnología / Ingeniero Civil Químico / Actualmente existen diversos problemas medioambientales, dos de ellos corresponden a la futura crisis energética, debido al agotamiento de los combustibles fósiles, y a la existencia de aguas residuales con altas concentraciones de nitrógeno y carbono. Un microorganismo llamado microalga podría ser una potencial solución a estos problemas, ya que éstos consumen nitrógeno y carbono para acumular lípidos en su medio intracelular, el cual posteriormente es procesado para producir biocombustibles. Sin embargo, la producción de energía a partir de microlagas es aún muy cara, es por eso que se debe optimizar este proceso, en este trabajo se abordará la estrategia de optimización a través del acoplamiento de ecosistemas, los cuales corresponden a: Piscina de microalgas (PM), digestor anaeróbico (DA) y una planta de tratamiento de aguas (PTA). El objetivo general de esta investigación es encontrar el arreglo espacial óptimo entre ellos. Se diseñaron y calibraron modelos matemáticos simples para el ecosistema PM y PTA. La calibración se llevó a cabo usando las curvas de nitrógeno y de demanda química de oxígeno (DQO) en paralelo, con una suma de errores de 22.5% para el PM y de 38.5% para el PTA. Los parámetros obtenidos son comparables a los encontrados en la literatura. Los ecosistemas fueron acoplados a través de sus flujos de DQO y de nitrógeno, y las siguientes funciones objetivo fueron definidas: 1) Maximizar el metano producido 2) Maximizar la energía total producida y 3) Maximizar las ganacias obtenidas gracias al valor del metano y de la biomasa producida. Además, fueron consideradas restricciones medioambientales, tales como la concentración de nitrógeno y la DQO en la salida del sistema. Si lo que se maximiza es el metano, se obtienen 99.96 [mol]. El reactor anaeróbico es el más grande y recibe la alimentación más alta, el CH4 generado corresponde al 72.4% del máximo teórico. En este caso, el arreglo espacial no puede ser presentado como una cadena de etapas porque el diagrama de flujos obtenido es uno circular y por lo tanto el orden entre cada ecosistema es irrelevante para el proceso. Si la ganacia y la energía total producida son maximizadas, se obtuvo 343.6 US$ y 115.53 [kWh], respectivamente. El ecosistema de tratamiento de aguas recibe la alimentación más alta, el cual produce el mayor beneficio económicos y la mayor producción de energía. El metano producido es un 21% del máximo teórico. En ambos casos, el arraglo espacial obtenido son iguales, debido a la presencia de mínimos locales y a la similtud de las funciones objetivo. Además, es posible concluir que el primer paso del proceso debiese ser el ecosistema PTA, luego el DA y finalmente el PM. Así, se pudo cumplir el objetivo general de este trabajo. Finalmente, la metodología usada es capaz de cumplir los objetivos planteados, incluso es posible escalar el problema agregando otros ecosistemas o usarla en otras aplicaciones." "In recent years several environmental problems have come about, two of them are an energy crisis as a result of fossil fuel exhaust and the waste water created with high nitrogen and carbon concentrations. A potential solution of the aforementioned problems is contained in the properties of microalgae, which is a microorganism that can accumulate lipids in its intracellular medium. These lipids can be processed and converted into biofuel by allowing microalgae to consume nitrogen and an organic source from the medium. However, energy production from microalgae is too expensive in comparison with fossil fuel and thus there is a need to optimize this process. The strategy of optimizing by coupling ecosystems will be carried out in this work. The ecosystems that will be coupled are: Microalgae pond (MP), anaerobic digester (AD) and wastewater treatment plant (WWT). The general objective of this research is to find the optimal spatial arrangement among them through mathematical modelling. Simple mathematical models were designed and calibrated to MP and WWT ecosystem. Calibrations were carried out using nitrogen and chemical oxygen demand (COD) curves in parallel with a sum error of 22.5% in MP and 38.5% in WWT. Obtained parameters are similar to ones found in previous literature. Ecosystem were coupled through COD and nitrogen flows and the following objectives functions were defined: 1) Maximize methane produced 2) Maximize total energy produced and 3) Maximize profit due to the value of methane and microalgae biomass produced. Environmental constraints were considered, such as nitrogen and COD because they are in the output. When the methane produced was maximized it reached 99.96 [mol]. The anaerobic reactor has the biggest size, it receives the highest input flow, and CH4 generated is the 72.4% of maximum theoretical methane production. This result determined that the spatial arrangement can not be summarized by a chain of processes since the flowsheet obtained is a circular one and thus the order is irrelevant for the process. When profit and total energy produced are maximized, it was obtained 343.6 US$ and 115.53 [kWh]$ respectively. Waste water ecosystem received the biggest input flow, which produced the majority of amount of revenues and energy. Methane produced is equal to 21% of maximum theoretical. In both cases, the spatial arrangements obtained are equals due to the presence of local minima and the similarity in the objective function. These calculations allow to conclude the best order of the ecosystems: WWT, AD, and finally MP. Finally the methodology is enough to reach the objectives of this work, even it is possible to scale the system adding more than one ecosystem or using this methodology in other fields.

Ingeniera Civil Eléctrica / La Ley N° 20.571, aprobada en Abril de 2012, permite a los clientes de Empresas Distribuidoras disponer de generadores eléctricos propios, para consumos y/o venta de una parte o el total de la energía generada a la Distribuidora. Estos sistemas de generación deben emplear Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y la potencia instalada no debe superar los 100 kW. En Octubre de 2014 se publicó el Reglamento de dicha Ley, lo que sentó las bases legales para que los clientes de las Distribuidoras puedan contratar tarifas como Generadores Residenciales". Así, se podría esperar que un alto porcentaje de los clientes instalen paneles fotovoltaicos (FV) en sus inmuebles, como ha ocurrido en otros países con leyes similares. En este contexto, se analiza en qué condiciones los proyectos FV residenciales son rentables, desarrollando y aplicando metodologías confiables para centrales FV de baja potencia, en viviendas típicas ubicadas en diversas ciudades del país; y en base a los resultados obtenidos, se entregan las recomendaciones para optimizar económicamente estas soluciones. Posteriormente se realizan análisis de sensibilidad respecto al precio de los paneles FV, al precio del kWh comprado por la Distribuidora y al efecto de eventuales subsidios estatales y/o rebajas de impuestos en la inversión. La finalidad de estos análisis es determinar en qué escenarios son más rentables los proyectos FV para los clientes de la red de distribución eléctrica. Los resultados del estudio permiten concluir que el Reglamento actual de la Ley no incentiva la instalación de centrales generadoras residenciales por parte de los usuarios de las Distribuidoras, debido a sus elevados costos de inversión y lento retorno; sin embargo, en el escenario de una disminución del precio de los paneles solares, los proyectos mejoran su rentabilidad, en particular en la zona sur, donde se necesitan más paneles. Aún más, si la Distribuidora paga al cliente por la energía inyectada un precio igual al que éste le compra a la Distribuidora, mejora significativamente la rentabilidad, sobre todo en los sectores donde el kWh sea más costoso. En el caso de subvenciones del gobierno para la inversión, la generación es más rentable en cualquier zona. Por lo anterior, se considera que la Ley y/o el Reglamento deben ser replanteada para lograr un crecimiento en la generación distribuida.

Ingeniero Civil Mecánico / Para la producción de agua caliente y calefacción es común utilizar energía eléctrica o combustibles fósiles, tanto para consumo domiciliario como comercial. Sin embargo, esas tecnologías poseen una amplia huella de carbono. Para reducir la contaminación de carbono se han desarrollado tecnologías que aprovechan la energía del sol, tanto para calefacción como para agua caliente, aquí es donde destacan los Paneles Solares Termodinámicos (PST); que funcionan bajo el principio de bomba de calor con expansión súbita y asistencia solar. Este proyecto busca contribuir a introducir esta tecnología en Chile. El objetivo general del proyecto es evaluar la introducción de Paneles Solares Termodinámicos (PST) en Sistemas Solares Térmicos (SST) para Agua Caliente Sanitaria (ACS), Calefacción Central (CC) y otras aplicaciones como Climatización de Piscinas (CP); generando un manual elemental de proyectos típicos. Los objetivos específicos son evaluar el estado del arte de la tecnología de PST, sus posibilidades, aplicaciones y potencial introducción en Chile; desarrollar una metodología de cálculo, con proyectos típicos para segmentos domiciliarios y comerciales, desarrollar ingenierías conceptuales, con P&IDs, lay-out y los principales detalles sistémicos; y efectuar evaluaciones de pre-factibilidad de las configuraciones previamente ingeniadas. La metodología para desarrollar los objetivos específicos del proyecto se basa en 3 pilares: Evaluar el estado del arte de los PST; desarrollar una metodología de cálculo; y diseñar proyectos típicos incluyendo P&ID, lay-out y evaluación económica. Los principales resultados del proyecto se centran en 4 aplicaciones típicas y sus combinaciones: ACS domiciliario, ACS comercial, CC+CP domiciliario y ACS+CC domiciliario. El análisis comparativo de los proyectos muestra los siguientes parámetros y resultados: Criterio ACS domiciliaria ACS comercial CC+CP domiciliaria ACS+CC domiciliaria Tamaño 190[l] 1.280 [l] CC:86[m^2] CP: 18[m^2] CC:86[m^2] ACS: 190[l] Consumo típico 3.194 [kWh] 21.801 [kWh] 50.935 [kWh] 17.550 [kWh] N° PST 1 7 6 7 Inversión ($) 1.552.063 6.139.182 4.206.703 4.689.823 VAN ($) 390.719 6.606.542 27.813.534 2.847.354 TIR (%) 14% 24% 89% 18% PRI (años) 7 5 2 6 Valor actual neto (VAN), Tasa interna de retorno (TIR), Periodo interno de retorno (PRI) La principal conclusión es que las aplicaciones a nivel domiciliario requieren relativamente altos niveles de inversión y están dirigidas a un estrato socioeconómico alto, incluso para instalaciones de carácter mixto. Las aplicaciones comerciales son completamente factibles ya que los ahorros energéticos son importantes y permiten recuperaciones de la inversión en 5 años o menos.

Ingeniero Civil Mecánico / La gasificación por plasma es un proceso termoquímico a través del cual el contenido carbonoso de un compuesto es transformado en un gas combustible que puede ser utilizado para producir electricidad o ser transformado en combustibles líquidos. Los compuestos inorgánicos forman un vitrificado que se caracteriza por ser altamente inerte, lo que hace segura su disposición en relleno sanitario o bien permite su utilización como relleno en construcción o como aislante, si ha sido previamente procesado. La gasificación por plasma ocurre en un reactor atmosférico bajo condiciones controladas de temperatura y contenido de oxidante, donde la energía térmica necesaria para el proceso es proporcionada por antorchas que producen plasma, es decir, un gas ionizado, producido mediante descarga eléctrica en gas. Actualmente el consumo energético nacional va en aumento, al igual que la producción de residuos, por lo que este trabajo tiene como motivación evaluar la viabilidad de la valorización energética de residuos sólidos municipales mediante gasificación por plasma, al presentarse esta tecnología como una alternativa para contribuir a la solución de ambos problemas. El objetivo de este trabajo es realizar el estudio de perfil de una central termoeléctrica de ciclo combinado, que utiliza gas combustible obtenido a partir del tratamiento de 1000 toneladas diarias de residuos sólidos municipales de la Región Metropolitana, mediante el proceso de gasificación por plasma. El estudio contempla la central en tres configuraciones; utilizando residuos sin tratar, utilizando residuos previamente secados y utilizando residuos seleccionados. Para cada una de dichas configuraciones se evalúa también la fabricación de aislante lana mineral a partir del vitrificado. Para la realización de este trabajo se emplea la siguiente metodología; contextualización de los sectores de energía, residuos y de emisiones de carbono. Descripción y modelación mediante equilibrio estequiométrico de la tecnología de gasificación por plasma. Diseño conceptual de la central y análisis económico de ésta, incluyendo los cálculos de indicadores relevantes tales como el VAN y TIR, y análisis de sensibilidad económica para aquellas variables que sean relevantes en la evaluación. Los resultados muestran que dadas las condiciones actuales de mercado, la central en sus tres configuraciones sin y con fabricación de lana mineral no son rentables, sin embargo, para la configuración utilizando residuos secados con fabricación de lana mineral, se puede obtener rentabilidad para un precio de lana mineral de al menos 2.230 USD por tonelada o para una producción de lana mineral de al menos 21.634 toneladas anuales. Para la configuración con residuos seleccionados con fabricación de lana mineral, se puede obtener rentabilidad para un precio de lana mineral de al menos 1.305 USD por tonelada o para una producción de lana mineral de al menos 11.942 toneladas anuales. Las principales conclusiones son que el contenido de humedad de los residuos a tratar tiene un impacto negativo importante en la generación eléctrica y rendimiento neto de la central, por lo que utilizar residuos sin tratar es inconveniente dada su alta humedad característica. Para las configuraciones sin fabricación de lana mineral se concluye que se requiere un precio por tratamiento de residuos, -análogo al costo por disposición-, similar al que presentan países desarrollados para obtener rentabilidad. Para las configuraciones con fabricación de lana mineral es posible obtener rentabilidad pero con ingresos debidos principalmente a la venta de ésta. Finalmente es importante destacar que una central de este tipo tiene ventajas medioambientales importantes que no se ven reflejadas en una evaluación económica, como son una menor cantidad de emisiones contaminantes, valorización completa de los residuos y un menor uso de rellenos sanitarios.

Ingeniero Civil / Chile depende excesivamente de las centrales hidroeléctricas y de los combustibles fósiles para producir energía eléctrica. Esta situación queda de manifiesto ante escenarios de déficit de abastecimiento eléctrico en años de sequías, y de elevados precios de la energía eléctrica sujetos al aumento del precio internacional del petróleo. En este contexto han surgido incentivos por parte del gobierno de Chile para la generación eléctrica asociada a fuentes renovales no convencionales, como parte de un programa que permita diversificar la matriz energética nacional por medio del desarrollo sustentable de nuevas tecnologías menos invasivas para el medio ambiente. Estudios recientes han presentado las zonas costeras de Chile con mejores posibilidades de aprovechamiento de las corrientes mareales como fuente de generación eléctrica, destacando al Canal de Chacao como uno de los sitios más atractivos en cuanto a este recurso. En el presente trabajo de memoria se utilizó el modelo hidrodinámico MIKE 21, para implementar un modelado numérico bidimensional capaz de caracterizar hidrodinámicamente las corrientes de marea del Canal de Chacao. Este modelado fue calibrado en base a distintos datos de niveles de mar y velocidades de corrientes disponibles en el sector, y los resultados obtenidos permitieron caracterizar los patrones de flujo del Canal de Chacao; localizar la zona más atractiva donde instalar un parque turbinas marinas M.C.T; cuantificar la cantidad de energía eléctrica que este parque es capaz de generar anualmente; y analizar la viabilidad económica de instalar el parque de turbinas, incluyendo la evaluación de las externalidades asociadas a este proyecto de generación.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Uno de los principales desafíos en el desarrollo futuro de los sistemas eléctricos es la incorporación costo efectiva de recursos renovables. En ese sentido, Latinoamérica cuenta con un alto potencial renovable; sin embargo, las metas esperadas por cada uno de los países de la región son aún conservadoras. La hipótesis de este trabajo es que la integración eléctrica entre los países de la región Latinoamericana puede permitir una mayor participación de generación renovable sin incrementar los costos totales. Este estudio incluye una revisión de otros estudios enfocados en Latinoamérica en relación con la integración eléctrica, con el objetivo de incluir enfoques metodológicos o elementos utilizados. Estos trabajos han sido también considerados como referencias para definir candidatos de interconexión. Por otro lado, para tener una mejor comprensión de la realidad en Latinoamérica, se ha llevado a cabo una revisión de los sistemas eléctricos actuales y proyecciones para cada país de la región. Adicionalmente, esta revisión es utilizada para completar la base de datos de cada país. Para validar la hipótesis planteada, este trabajo propone una metodología de escenarios incrementales donde puede ser comparado el costo total de cada caso. En todos los casos, es aplicado un modelo que minimiza el costo de inversión en generación y transmisión y el costo de operación del sistema eléctrico en un horizonte de 15 años. Para este propósito, se llevó a cabo e procesamiento de parámetros de entrada, la confección de series sintéticas de caudales hidráulicas y definición de su topología hidrográfica, definiciones de nuevas restricciones, y un marco de validación para cada país; los que fueron integrados a la herramienta de planificación. El escenario de referencia considera una proyección bussiness as usual, sin un mayor desarrollo en energías renovables y considerando las interconexiones actuales y planificadas. El segundo escenario es intensivo en generación renovable. Se establece una meta de generación renovable a cumplir para el final del horizonte, pero sólo las interconexiones actuales y planificadas son consideradas. Finalmente, el tercer escenario es un caso renovable integrado, donde, además de la meta renovable, se permite el desarrollo de nuevos candidatos de interconexión en la región. Con estos escenarios, es posible comparar el costo total de inversión y operación para concluir si el escenario renovable integrado permite una mayor participación renovable con un menor costo total para la región. Este trabajo permite concluir, en primer lugar, que la metodología de escenarios incrementales es apropiada para cuantificar los beneficios de una red integrada para alcanzar una matriz eléctrica altamente renovable en Latinoamérica. De acuerdo con los resultados obtenidos, es posible afirmar que un escenario con alta integración puede alcanzar una alta participación renovable sin incrementar el costo total. Este trabajo es parte de un proyecto financiado por el Banco Interamericano del Desarrollo, y desarrollado por un consorcio de cuatro consultoras: Energy Exemplar, AWS Truepower, Quantum America y el Centro de Energía de la Universidad de Chile. El autor de este documento es el ingeniero que desarrolló las principales tareas del proyecto como miembro del Centro de Energía. Todos los comentarios presentados en este documento son exclusiva responsabilidad del autor, y no representan necesariamente la opinión de las instituciones involucradas en este proyecto.

La presente investigación se enmarca dentro la problemática energética que presenta Chile en la actualidad, principalmente en lo que se refiere a los altos grados de dependencia energética que presenta el país y el conflicto medioambiental que provoca la generación de energía eléctrica en base a combustibles fósiles. Así se propone desarrollar una investigación que abarque dichas temáticas y de solución, a lo menos en parte a estas problemáticas. Las Energías Renovables No Convencionales son la solución, alternativa y respuesta del futuro a la generación de energía eléctrica. Específicamente se trabaja con las pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada, las cuales en su funcionamiento y capacidad de producir energías son altamente eficientes, además han probado a través del tiempo ser una energía limpia, segura y altamente confiable. De esta forma nace la idea de determinar el potencial del río Blanco ubicado en la novena región de la Araucanía, para la localización de Pequeñas centrales hidroeléctricas, en función de aspectos territoriales, técnicos y físicos.