Ingeniero Civil Mecánico / Este trabajo de título se enmarca en un proyecto de fin de estudios realizado para la empresa Société hydroélectrique du Midi (SHEM), ubicada en la ciudad de Toulouse, Francia. El trabajo de título consiste en realizar un análisis técnico-económico de diferentes soluciones teniendo en cuenta la evolución de nuevas tecnologías "Ictiófilas" (amigables con la fauna acuática) para preparar el reemplazo de 2 turbinas tipo bulbo que están actualmente en funcionamiento en la central hidroeléctrica de Castet. Cada solución propuesta debe asegurar las funciones principales de Castet, respetando las restricciones impuestas por la concesión y cumpliendo con la reglamentación ambiental exigida. Además por cada propuesta debe entregar una solución a nivel de ingeniería conceptual junto con un plano de implementación y un análisis económico. La metodología del presente trabajo consistió en realizar un estudio del funcionamiento de la central, seguido de un estudio hidrológico y levantamiento de datos, una formulación de todas las restricciones involucradas, la formulación de tres escenarios de reemplazo y la realización de los análisis económicos. Cada escenario contó con una visita técnica. El escenario No. 1 "Reemplazo de manera idéntica de los grupos Bulbos" con una inversión total de 4.237.720 Euros tiene la ventaja de la reutilización de las obras civiles y un alto retorno de experiencia, teniendo como principal desventaja la incertidumbre del costo y factibilidad de un mecanismo que permita la migración de peces. El escenario No. 2 "Reemplazo con tecnología VLH" con una inversión total de 5.454.000 Euros tiene la ventaja de solucionar la problemática de la migración al ser una tecnología ictiófila la cual posee como principal desventaja su complejidad de instalación. El escenario No. 3 "Reemplazo con tecnología Tornillo Hidrodinámico" con una inversión total de 4.803.520 Euros posee también el carácter ictiófilo y tiene como principal desventaja su mal funcionamiento para la regulación del caudal entrante, razón por la cual no se recomienda su implementación. Resulta indispensable clarificar el estado actual de las compuertas deslizantes a través de un estudio mecánico detallado, rehacer un estudio sobre el estado del muro contra-fuerte y la realización de un estudio del mecanismo de migración del escenario No. 1. Todo esto antes de tomar cualquier decisión de reemplazo. Ninguno de los 3 escenarios propuestos es rentable al poseer una TIR inferior al 5% y un VAN negativo. Sin embargo, se demostró la importancia de solucionar la problemática de la migración y analizar financieramente al conjunto de centrales del Valle d'Ossau dada la pronta renovación de concesiones.

Ingeniero Civil Eléctrico / La entrada de las ERNC trae consigo nuevos desafíos al operador del sistema, por la naturaleza variable que poseen. Estas variaciones deben ser cubiertas por centrales convencionales, aumentando los ciclos de toma y bajada de carga junto con el número de encendidos y apagados del parque térmico, incrementando las horas equivalentes de operación (EOH) pudiendo modificar los mantenimientos planificados para estas unidades. Así es que las empresas del sector podrían evaluar la opción comercial de establecer un mantenimiento óptimo de sus instalaciones, para maximizar los beneficios generados. El objetivo principal es diseñar una metodología de optimización para obtener el plan óptimo de mantenimiento de un portafolio de centrales, en un sistema caracterizado por la alta penetración de ERNC. Se establece el estado del arte sobre metodologías para la obtención de un plan óptimo de mantenimiento, se determina la necesidad de mantenimiento en un periodo a partir del historial operacional de la unidad generadora y se evalúa la metodología en el SING. La metodología implementada consiste en una optimización basada en iteraciones, en que el modelo toma como base el perfil de costos marginales del sistema, para definir el calendario óptimo de mantenimiento de un portafolio de centrales. Primero se realiza una simulación de la operación del sistema para obtener el calendario de mantenimientos, éste se incorpora en una nueva simulación de operación del sistema para determinar un nuevo calendario de mantenimientos, y así iterar hasta encontrar el óptimo del portafolio. Entre los resultados obtenidos se destaca que, desde un punto de vista económico, puede ser conveniente adelantar mantenimientos en comparación al momento límite para realizarlos, ya que es beneficioso ejecutarlos cuando los costos marginales se encuentran más bajos. También se observan cambios significativos en el perfil de costos marginales al modificar los mantenimientos de las centrales con tecnología de base. Se concluye que la metodología implementada cumple con lo esperado, determinar la necesidad del mantenimiento a partir del historial de operación de las unidades y definir, así, el calendario óptimo de mantenimiento para el portafolio a partir del perfil de costos marginales. Se aprecia que las empresas con tecnología de base pueden ejercer poder de mercado al momento de decidir cuándo realizar el mantenimiento, ya que los costos marginales se ven alterados. Así, es importante que la entidad correspondiente evalúe y regule lo anterior, para evitar una merma en los niveles de competencia del sistema.

La crisis del petróleo en la década del 70, el problema ambiental causado por el calentamiento global en los 90 y el desabastecimiento energético en Chile a partir del año 2004, propulsaron la búsqueda de combustibles sustitutos a los fósiles, convirtiéndose los biocombustibles en uno de los potenciales reemplazantes. Se define biorrefinería como un proceso productivo de biocombustibles capaz de maximizar el uso de la materia prima a través de la integración de sistemas de cogeneración eléctrica que utilizan biomasa como combustible. Esta biomasa se obtiene del mismo proceso de producción de biocombustibles. La factibilidad técnica de una biorrefinería productora de bioetanol en base a maíz se aborda a partir de su producción anual. Se reconoce que las principales variables de entrada para la producción del bioetanol son el flujo horario de maíz, la potencia eléctrica demandada, la tasa de energía calórica requerida y el flujo horario de biomasa como combustible para el sistema de cogeneración integrado a la planta de bioetanol. La factibilidad económica considera la operación de la biorrefinería conectada al SIC por un período de 4 meses, en los cuales efectúa inyecciones o retiros de energía eléctrica dependiendo del esquema propuesto, el cual se basa principalmente en el sistema de cogeneración integrado al proceso productivo y el tipo de biomasa usada como combustible. Dentro de los ingresos más relevantes se identifican la venta de bioetanol, de energía eléctrica al sistema y de co productos del proceso. El pago por potencia firme no influye en el resultado general. Entre los costos más importantes se identifican el costo del maíz, producción de electricidad y vapor y el costo fijo de la planta de bioetanol. El costo fijo del sistema de cogeneración y los costos extras para producción de bioetanol influyen en menor medida. El presente trabajo concluye que la biorrefinería propuesta es un proceso productivo que posee factibilidad técnica y económica. Sin embargo, los supuestos asumidos ignoran una serie de costos que encarecerían la producción de bioetanol en base a maíz. Entre estos cabe mencionar los peajes por concepto de inyección de energía eléctrica en sistemas de subtransmisión (para el caso particular en estudio), costos de conexión al sistema eléctrico, evaluación económica en períodos más largos de tiempo, costos específicos variables, el efecto de las detenciones de la planta por falla o mantención, entre otros. La revisión de la legislación respecto a biocombustibles en distintos países del continente muestra que en Chile se han emitido leyes que reconocen la existencia de los biocombustibles como fuente energética. Además existe un tratamiento tributario y las especificaciones técnicas que se aplicarán a los biocombustibles. Sin embargo, se considera que estos elementos son aún insuficientes. Todos los países analizados (con excepción de Chile) ya han emitido leyes y sus respectivos reglamentos, los cuáles tienen un fuerte enfoque para la integración de los biocombustibles.

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Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo de memoria se centra en los beneficios económicos asociado al control topológico de la red de transmisión nacional. Para esto se propone un modelo de programación matemática que co-optimiza el despacho de generación con la topología del sistema (conocido en inglés como el problema de Transmission Switching) mediante una representación lineal entera mixto (MILP por su nombre en ingles de Mixed Integer Lineal Program). Además, se propone un algoritmo de solución mediante una técnica de descomposición que separa el sistema en una cantidad determinada de zonas, que se optimizan por separado y de forma iterativa. La metodología propuesta se aplica en el sistema eléctrico chileno proyectado para el año 2025. El objetivo es analizar las mejoras producidas por los cambios topológicos en la operación del sistema, en especial en términos de costos, vertimiento de generación renovable (solar y eólico) y emisión de CO2. Para esto se comparan soluciones de dos corridas: con y sin control topológico (donde el resto de los parámetros y restricciones se mantienen sin alterar). Los resultados de este trabajo demuestran que el control topológico presenta grandes ahorros en términos de costos (hasta un 7%) y en términos de vertimiento (hasta casi un 100%) para los ejemplos estudiados. Una conclusión de particular interés para operadores y reguladores es que varios tramos de transmisión local/subtransmisión (especialmente en la zona de la Región Metropolitana) podrían operar abiertos para algunas condiciones de operación con el fin de: (i) aumentar la transferencia de energía por el sistema nacional/troncal y (ii) permitir un despacho más económico de la generación hidráulica dentro de la Región Metropolitana.

La difícil situación ambiental y energética, nacional y mundial, lleva a buscar soluciones distintas a los combustibles fósiles. Consecuentemente, se ha estado promoviendo la generación eléctrica a través de medios renovables no convencionales. En nuestro país, las modificaciones introducidas a la Ley General de Servicios Eléctricos a partir del año 2004 han mejorado las condiciones para estos medios de generación. Con ello se espera lograr, además, diversificar la matriz energética y contar con un suministro más confiable. El objetivo de la memoria es diseñar y avaluar una central hidroeléctrica de pasada en el río Picoiquén, en la vecindad de la ciudad de Angol, IX Región. Para este fin, se consideraron y/o elaboraron los aspectos técnicos y económicos de la generación eléctrica, el marco regulatorio, la hidrología del río Picoiquén, los escenarios de precios futuros, los diseños conceptuales de las obras civiles y los lineamientos básicos del impacto ambiental. Se desarrolló un estudio hidrológico mediante correlaciones, se estableció su comportamiento probabilístico y se concluyó en un caudal de diseño de 2.88 m3/s. Para la columna de agua disponible de 431.5 metros, se determinó que la mejor turbina es una Pelton de cuatro inyectores. Se propuso un diseño conceptual de la tubería de presión, del canal de aducción, la bocatoma y la chimenea de equilibrio. La potencia estimada de la central fue de 10,7MW. La potencia firme se estimó en 5,3MW. En Chile la energía puede ser transada en mercado spot entre los generadores a costo marginal; a precio de nudo entre generadores y distribuidoras y a precio libre entre generadoras y consumidores libres. Bajo ciertos supuestos, se evalúa entregar la energía a los diferentes mercados, concluyendo que la mejor opción de venta es que, hasta el año 2012, se participe en el mercado spot y, posteriormente, en el mercado regulado. Por último, se evaluó económicamente el proyecto en distintos escenarios hidrológicos y se calcularon los indicadores económicos tradicionales. En promedio, se llegó a un VAN de US$22.000.000 con una tasa de descuento del 10% sobre el total de los activos y una TIR del 18%. Al incluir en la sensibilización económica la participación en el Mecanismo de Desarrollo Limpio, derivado del protocolo de Kioto, se concluyó que es recomendable vender bonos de CO2 para mejorar aún más la rentabilidad del proyecto. Se recomienda usar estos resultados en los diseños conceptuales de las obras, siempre y cuando se amplíe la muestra de datos hidrológicos del río para retroalimentar el modelo planteado y se puedan corroborar o modificar las dimensiones estimadas para cada elemento. Se deberá avanzar en la topografía, la mecánica de suelos, la Declaración de Impacto Ambiental, la búsqueda de proveedores, la consultoría para el MDL y gestionar el financiamiento para apalancar el proyecto.

Ingeniero Civil en Biotecnología / Actualmente, el etanol es considerado una alternativa para cubrir parte de la creciente demanda de la gasolina y para sustituir al combustible fósil por uno más amigable con el medio ambiente. Su relativamente alto poder calorífico, gran octanaje y contenido de oxígeno avalan esta tendencia. Así, los últimos estudios han apuntado a la obtención de etanol a partir de diversas fuentes y a mejorar los procedimientos para una producción más eficiente. El objetivo del presente trabajo es evaluar la factibilidad técnica y prefactibilidad económica para producir bioetanol a partir de residuos de Chusquea culeou por medio del estudio de dos estrategias de pretratamiento: ácido diluido y fraccionamiento celulósico a través de solvente orgánico y de celulosa (COSLIF). La materia prima seleccionada, Chusquea culeou, es una especie más conocida como colihue, abunda en la zona sur del país, tiene un rápido crecimiento y su riqueza no ha sido bien aprovechada. El pretratamiento con ácido sulfúrico diluido comprende la disolución de la hemicelulosa utilizando ácido sulfúrico a una baja concentración y a altas temperaturas. Por su parte, el pretratamiento COSLIF comprende el uso de ácido fosfórico como solvente de celulosa y el uso de etanol como solvente orgánico para precipitar la celulosa y la hemicelulosa con el fin de separar parcialmente la lignina. Para estudiar ambos pretratamientos se desarrollaron dos experimentos. En el primero, se ensayó el pretratamiento de colihue con ácido diluido, utilizando como variable la concentración de ácido sulfúrico y la concentración de celulasa en la hidrólisis. Las muestras se pretrataron a 121°C, por 30 minutos y fueron sumergidas en soluciones con ácido cuya concentración varió entre 0,5% y 2% v/v. En el segundo experimento se utilizaron las condiciones óptimas reportadas en la literatura para el pretratamiento COSLIF, es decir, ácido fosfórico al 85% v/v, a 50°C y por 1 hora. La variable medida en este caso fue la carga enzimática durante la sacarificación del material, la cual varió entre 15, 30 y 40 FPU/gr. De los resultados obtenidos se observó que tanto el aumento en la concentración de ácido sulfúrico como en la carga enzimática tienen como consecuencia un incremento en los niveles de sacarificación del material pretratado con ácido diluido. No se puede decir lo mismo del pretratamiento COSLIF ya que los niveles de glucosa alcanzados con una rápida cinética de reacción, no se correlacionaron con los de carga enzimática en el rango estudiado, por lo que se puede pensar que se deben ensayar menores concentraciones de enzima para observar el efecto de la carga enzimática en el rendimiento de la sacarificación. De todas formas, a partir de los resultados se desprende que el pretratamiento es una etapa necesaria para incrementar la liberación de azúcares durante la hidrólisis enzimática. El pretratamiento que reportó un mayor rendimiento en la sacarificación fue el COSLIF, alcanzándose un 51% de conversión de celulosa en glucosa con 30 FPU/gr, mientras que la mayor conversión obtenida con ácido sulfúrico diluido fue sólo de un 10,4% usando 2% v/v, 30 FPU/gr y 30 CBU/gr. Posteriormente se estudió la rentabilidad económica del proceso. Se definió un índice para señalar si la utilización de las metodologías estudiadas es rentable. Para eso, se restaron los costos de los insumos principales de los pretratamientos a los ingresos por concepto de venta del producto. Así, se determinó que a partir del colihue disponible en Chile, la mayor cantidad de etanol que se puede obtener con los resultados recabados es de 720.814 [m3] a partir de la condición 85% v/v de ácido fosfórico y 30 FPU/gr. Además se estimó que ninguna de las condiciones estudiadas es rentable pero que un proceso que utiliza el pretratamiento COSLIF podría ser rentable si se disminuye la carga enzimática y se incrementa el rendimiento de la etapa de sacarificación.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Ingeniero Civil Electricista / Debido a la importancia de las fuentes renovables por sus beneficios medioambientales y la independencia energética que proveen, es necesario implementar políticas de promoción para estos medios renovables. Dado que las fuentes de energía mini-hidráulica ya son competitivas y que por otro lado, la geotermia es una de las fuentes renovables de menor desarrollo, esta tesis se centra en el crecimiento de las fuentes eólica, solar y biomasa. A nivel internacional los principales incentivos que se usan para incrementar la presencia de energías renovables son tres: Feed-In Tariff, Obligación de Cuotas (RPS) y Subastas Competitivas (Competitive Bidding Process). Los países con mayor crecimiento de ERNC a nivel latinoamericano tienen un incentivo del tipo Subastas Competitivas (Uruguay y Brasil); y Obligación de Cuotas (Chile). Sin embargo, a nivel de países desarrollados como el caso europeo, el mecanismo con mejores resultados es Feed-In Tariff, por lo que los resultados en Latinoamérica se pueden deber a un diseño de los incentivos que no busca maximizar su penetración. En este trabajo se determinan los mejores incentivos que se deben aplicar para lograr un mayor crecimiento de las energías renovables en un determinado mercado. No se considera en el análisis ni los impactos de estos incentivos en los costos de la energía ni el nivel de subsidios requeridos, ni tampoco otros potenciales beneficios. Para ello, se desarrolla una metodología que estima rangos de crecimiento de las energías renovables, en función del tipo de incentivo principal aplicado. La aplicación de esa metodología en el caso chileno entrega como resultado que con un incentivo del tipo Feed-In Tariff se alcanzarían los mayores niveles de penetración de ERNC. Así, para el año el 2030 se puede alcanzar un 20,7% en generación de energía eólica, 6,4% de solar y 4,5% de Biomasa, totalizando un 31,6% con estas tres fuentes.

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.

En el contexto del cambio climático, Chile se ha comprometido ante la comunidad internacional a reducir al año 2020 el 20% de sus emisiones de GEI. De igual forma el país se comprometió a que un 20% de la energía generada el año 2020, será en base a fuentes de energía renovables no convencionales. El objetivo de este trabajo de memoria es desarrollar un marco metodológico para una evaluación costo-efectiva de las medidas de mitigación que conducirán en conjunto al cumplimiento de los objetivos nacionales, en un contexto donde existe incertidumbre sobre el comportamiento de las variables que determinan los resultados económicos de la aplicación de las medidas, y sus efectos en el futuro. Por esta razón, se realizó una evaluación estocástica de las medidas incorporando la incertidumbre en las principales variables y observando la dependencia de la volatilidad de los resultados a las variables estocásticas. Se utilizó una metodología combinada de, curvas de abatimiento –herramienta de apoyo a la toma decisiones que permite priorizar medidas de mitigación entregando costos de abatimiento y potenciales de mitigación- y simulación de Montecarlo. Esto permite entregar resultados estocásticos y comparar los resultados entre medidas asignando probabilidades al ranking de costo-efectividad de las medidas. Sin embargo se debe haber hincapié en la prolijidad de la determinación de los valores futuros de las distribuciones de probabilidad, dado que estos son determinantes en los resultados obtenidos. Los resultados indican que el cumplimiento de la meta de ERNC, genera ahorros del orden de MMUS$8.700, con desviación estándar de 1.625 millones. Mientras que se requiere una inversión del orden MMUS$6.180. El resultado indica que la configuración mas costo-efectiva es agregar 3.470 MW combinados de energía mini hidráulica, geotérmica, y eólica. El sector demanda por su parte genera ahorros del orden de US$8.000 millones con un intervalo de confianza de 90% de [11.000 , 5.800]. En base a estos resultados se concluyó que los ahorros de energía pueden pagar holgadamente las inversiones necesarias en ambos sectores. Se concluyó que, el principal causante de la volatilidad de los resultados es el precio de los combustibles (petróleo, carbón), por lo que se recomienda avanzar en precisar el comportamiento potencial de estas variables para acotar la volatilidad de los resultados. De igual forma se recomienda avanzar en el entendimiento de las oportunidades de mitigación de la industria del cobre, dado su gravitante participación en las emisiones y en el consumo energético del país.