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.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / La integración a gran escala de fuentes de Energías Renovables no Convencionales (ERNC) en los sistemas eléctricos, afecta la seguridad, los requerimientos de reserva y la programación de unidades. Esto se debe a la incertidumbre y variabilidad de fuentes variables, como es el caso de la energía eólica y solar. Para enfrentar este problema, es necesario disponer de un respaldo suficiente y apropiado que permita abastecer la demanda y mantener la seguridad del sistema. En este contexto, una opción de respaldo son los sistemas de almacenamiento de energía, en particular aquellos denominados BESS (Battery Energy Storage Systems). El objetivo del presente trabajo de investigación es evaluar el desempeño de los BESS en el problema de predespacho de unidades de un sistema eléctrico con alto nivel de penetración de energía renovable. Primeramente, se identifican diversas metodologías de predespacho que incluyen sistemas de almacenamiento de energía, de las cuales se establece un modelo matemático general que permite caracterizar los sistemas de almacenamiento. Se estudia el funcionamiento y las características de operación de los distintos tipos de tecnologías de acumuladores con el fin de determinar las características más relevantes que influyen en la programación de operación. Los aspectos analizados son: autodescarga, profundidad de descarga, tasa de carga, tasa de descarga y algunos requerimientos como la carga completa. El modelo desarrollado se valida mediante la aplicación del problema de predespacho a una microrred y a un sistema eléctrico de potencia. Ambos sistemas incorporan fuentes de ERNC y un BESS. Con el objetivo de establecer la tecnología de acumulador adecuada en el cumplimiento de la función de manejo energético del BESS en el problema de predespacho se evalúan las tecnologías más representativas, las cuales son: ion litio, vanadio flujo redox, plomo ácido, sulfuro de sodio y níquel cadmio. Los resultados obtenidos indican que los costos de operación del sistema dependen de la tecnología de acumulador utilizada, la magnitud de las características de estas tecnologías y los requerimientos considerados. Se muestra además que las tecnologías más aptas para el manejo de la variabilidad propia de las ERNC, son los acumuladores de ion litio, sulfuro de sodio y flujo redox; las cuales generan menos costos respetando los parámetros de diseño. La formulación del problema de predespacho con integración de BESS que se propone en esta tesis permite obtener resultados cercanos a los de la operación real de los sistemas analizados. Además, mejora la utilización de los BESS durante la programación de unidades. Asimismo, el modelo permite determinar las magnitudes de las características de los sistemas de almacenamiento, con las cuales se puede obtener una respuesta más rápida y mayor capacidad de almacenamiento. Como trabajos futuros, se sugiere considerar variables como el estado de salud y los parámetros que influyen en la disminución de la vida útil del acumulador. Esto permitiría considerar aspectos de inversión y la selección de las características del BESS.

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.

En la elaboración de Estudios de Impacto Ambiental se utilizan habitualmente metodologías de identificación de impactos específicas según el tipo de proyecto. Actualmente, en Chile no existen metodologías específicas para el caso proyectos de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas en Cauces Naturales (PCH-CN), correspondientes a centrales de pasada con potencia instalada inferior a 20 MW y en forma gradual hasta los 40MW. Este tipo de centrales han aumentado su importancia en el país en los últimos años debido a sus ventajas como Energía Renovable No Convencional (ERNC) en el marco de diversificar y mejorar un mercado energético en explosiva expansión y con un alto aporte energético de combustibles fósiles. En este contexto, el objetivo principal de este trabajo es proponer un aporte tanto al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental como a las empresas proyectistas, consistente en un instrumento de apoyo para la identificación de los impactos ambientales y la proposición de medidas de mitigación en la implementación de las PCH-C aportando a la aceleración, objetivación y transparencia del proceso. Siendo las PCH-CN el objeto central del análisis, se realiza en primer lugar una descripción general de ellas destacando sus ventajas como ERNC. Luego se profundiza en torno a impactos ambientales y sus métodos de identificación, analizando también el sistema y la institucionalidad ambiental del país, en especial en lo relativo a las ventajas y debilidades de la Ley Nº 20417 promulgada el año 2010. Finalmente se plantea una lista de verificación de impactos ambientales específica para PCH-CN, planteando también posibles medidas de mitigación. El trabajo demuestra las ventajas de las listas de verificación frente a otros instrumentos como una metodología de identificación de impactos ambientales, fundamentándose en que su aplicación simple y ordenada contribuye a no omitir factores esenciales y a comparar diversas alternativas y medidas de mitigación eficientes. El análisis centrado sólo en la identificación cualitativa de los impactos ambientales, se aplica en este trabajo a la Central Hidroeléctrica Guayacán con el objetivo de demostrar su validez teórico-práctica.

El objetivo general de este proyecto es analizar consecuencias económicas directas en los agentes del mercado eléctrico mayorista chileno, debido a incentivos regulatorios a la generación por medio de fuentes renovables no convencionales. Estos agentes son generadores de Energía Renovable No Convencional (ERNC) y del tipo convencional. En la actualidad, existe una creciente preocupación por el Cambio Climático y el Medio Ambiente. Bajo este escenario, las ERNC se sitúan como un agente de gran relevancia para el cumplimiento de la meta de mitigación de CO2e que el país se ha comprometido. Además, las ERNC introducen en general una señal de precios a la baja en los mercados marginalistas como el chileno. Por estas dos razones, que se hace relevante el estudio de incentivos regulatorios y consideraciones para lograr un eficiente fomento a las ERNC. Así, para lograr el desarrollo de este trabajo, primero se realiza un estudio acucioso del mercado eléctrico nacional. Después, se estudia la regulación mundial en cuanto a incentivos a las ERNC y, luego, se estudia las leyes sobre ERNC en Chile. Finalmente, se investiga sobre la tecnología relacionada con las Energías Renovables mediante un Diplomado en el área. Luego, la metodología utilizada en esta memoria se compone de: un análisis de la Situación Actual de Consideraciones e Incentivos Propuestos, el levantamiento de Información del Mercado Eléctrico a través de Encuesta, la determinación de Precios de Energía y Potencia de Largo Plazo, un análisis de la Aplicabilidad de Medidas de Eficiencia Energética en Chile, un análisis del Impacto de la Exención de Peajes Troncales, el análisis del Impacto en el Cumplimiento en las Cuotas Reguladas por cambios en el límite de Centrales Mini-hidroeléctricas, la determinación del Precio de Largo Plazo del Atributo ERNC y la Evaluación Económica de tecnologías ERNC en todos los escenarios que se describen en este proyecto para inversionistas convencionales y no convencionales y para algunos casos de proyectos ERNC. Finalmente, en este trabajo se determina un Plan de Obras de ERNC para cumplir con las exigencias de la ley, el precio de largo plazo del atributo ERNC, la viabilidad de instaurar el mecanismo Feed-in Tariff en Chile con respecto al actual y qué tecnologías ERNC y cuándo son económicamente factibles bajo la perspectiva de un inversionista de generación convencional y un inversionista tipo ERNC. Además, se determina cómo se comporta la rentabilidad económica de los proyectos ERNC bajo distintos escenarios.

Ingeniero Civil Eléctrico / A nivel mundial existe un creciente aumento en la penetración de energías renovables no convencionales, específicamente la energía eólica que representa un 50,9% de la energía producida por este tipo de fuentes a nivel mundial. El caso de Chile no es la excepción debido a que hasta marzo del 2015 la energía eólica representaba un 39,8%(892 MW) de la capacidad instalada de energía renovable no convencional, siendo esta la de mayor participación de este tipo de energía. Debido a lo anterior, y al impacto que generan este tipo de parques tanto en la operación como en el comportamiento dinámico del sistema, cobra importancia los estudios dinámicos que modelen de forma correcta el comportamiento de los parques eólicos. Para poder realizar esto se utilizó un sistema pequeño de 9 barras (IEEE 9 Bus System), al que se le agregó un parque eólico de 100 MW con capacidad para aportar al control primario de frecuencia. El método utilizado para que el parque pudiese aportar al control de la frecuencia consiste en la operación deload de la turbina en conjunto con un control droop . Este último modifica la consigna de potencia entregada al conversor de forma proporcional a las variaciones de la frecuencia, mientras que la operación deload implica la conservación de un margen de reserva de potencia para las distintas turbinas. El estudio dinámico es realizado mediante el software Digsilent en el cual se simulan distintos niveles de agregación de las turbinas del parque eólico de manera de observar tanto el comportamiento dinámico del sistema, como el tiempo que le toma al software simular los distintos casos. Los resultados obtenidos muestran que al simular un mayor número de turbinas en el parque existe un fuerte aumento del tiempo de simulación. El caso donde se simulan la totalidad de las turbinas del parque de forma separada, es 27 veces más lento que el caso en que se simula el parque como una sola gran turbina. Por otro lado, al simular un mayor número de turbinas se observan fenómenos como la desconexión de turbinas que no son capaces de entregar la potencia requerida por el controlador para el aporte a la regulación de la frecuencia. Esto conlleva a que exista una diferencia en el comportamiento de la frecuencia ante los distintos casos y por ende, exista un compromiso entre el tiempo de simulación y la precisión de la simulación.

Ingeniero Civil Eléctrico / En los últimos años, se ha incrementado la preocupación por incorporar e integrar de mejor forma las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a los sistemas eléctricos, para lo cual se han propuesto los sistemas de almacenamiento. En este contexto, este trabajo analiza una central de bombeo (PHS, Pumped Hydroelectric Storage) en el sistema eléctrico nacional al año 2020, comparando tres estrategias de despacho para un conjunto de generación que incluye unidades fotovoltaicas de 600 MW y unidades PHS de 300 MW. Las tres estrategias de despacho a analizar son: (1) generación base: consistente en operar la central fotovoltaica y PHS en conjunto de forma tal de entregar potencia constante durante 24 horas; (2) minimización de costos: tanto la central fotovoltaica como la PHS operarán para reducir los costos de operación del sistema (i.e. en función del despacho económico de mínimo costos); y (3) maximización de utilidades: la PHS operará de forma tal de maximizar las utilidades por concepto de compra/venta de energía al propietario de las centrales. De los resultados obtenidos, se desprende que el despacho de generación base es el más ineficiente para el propietario de las plantas de generación y el beneficio sistémico es relativamente menor al otorgado por el despacho de minimización de costos. Por otro lado, la operación minimizando costos del sistema es la que mejor aprovecha las propiedades de la central PHS, reduciendo los costos de generación, las emisiones de contaminantes y el vertimiento de las ERNC; ahora bien, los ingresos percibidos, en especial por la central PHS, son relativamente menores. En contraste, la metodología de maximización de utilidades brindó mejores retornos económicos al propietario de las centrales (1,4% de aumento con respecto al caso de despacho de mínimo costo), pero también aumentó levemente el costo del sistema (0,95%) y el pago de la demanda (0,57%) respecto al caso de minimización de costos; esto, debido a que se confirmó (mediante una manera cuantitativa) el poder de mercado existente y que potencialmente podría ejercer la central PHS. Aunque la pérdida de eficiencia sistémica es relativamente menor en términos promedio cuando el propietario despacha su central, se demuestra que existen horas donde hay un gran potencial para ejercer poder de mercado (donde las variaciones de precios pueden llegar a ser de un 57,2%), tanto en horarios de carga (alrededor del mediodía cuando el dueño de la central se ve tentado a limitar su consumo con el fin de no aumentar precios de mercado) como en la descarga de la PHS (en el horario de demanda máxima, cuando el propietario se ve tentado a limitar su generación para no disminuir los precios de mercado). Estos resultados podrían tener importantes implicancias en términos regulatorios y de monitoreo de mercado.

Tesis (magister en derecho ambiental) / No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / El objetivo del trabajo realizado ha sido profundizar en el análisis de las características de las Energías Renovables no Convencionales (ERNC) y de las regulaciones ambientales asociadas a estas fuentes, con la finalidad de detectar por una parte, si la explotación de estas fuentes de energía efectivamente es de un bajo impacto ambiental y, siendo así, si su tratamiento en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), acoge esta característica en el tratamiento de los proyectos correspondientes.

La eficiencia energética y la búsqueda de nuevas fuentes de energía han llevado a investigar aplicaciones de la energía solar para generación de energía Eléctrica. Un colector solar parabólico, junto con un ciclo de vapor para generación o un motor Stirling, pueden ser alternativas válidas de implementación para generación distribuida (GD), sobre todo en regiones de Chile donde existe una alta radiación solar. Los objetivos generales de este trabajo son mostrar que la energía necesaria para desarrollar el seguimiento solar del colector parabólico es mínima en comparación a la capacidad de generación de éste y determinar experimentalmente la radiación incidente y la temperatura en el foco del colector a lo largo del día. Tomando en consideración los requerimientos de flexibilidad, robustez y economía, se selecciona un sistema de seguimiento altitud-azimut de tipo ecuatorial. Este sistema se diseña, se simula y se construye para seguir de forma autónoma al sol. La radiación incidente sobre un foco de concentración de una superficie es calculada a través de un modelo genérico de reflexión de rayos en forma de conos provenientes desde el sol, los cuales forman una zona focal de diámetro dependiente de la calidad del material reflectante. Con este diámetro es posible calcular la capacidad de concentración del colector y la radiación incidente en él. Se construye un receptor para el foco, en el cual se puede medir la temperatura y estimar la radiación incidente, permitiendo su contraste con los valores teóricos. Se encuentra que la energía necesaria para realizar el seguimiento solar no es superior a 20 [Wh] por día, lo cual no supera el 1% de los 2500 [Wh-día] que un generador de 500 [W] nominales es capaz de generar. Las curvas de temperatura y radiación determinadas experimentalmente en el receptor se ajustan a lo esperado teóricamente, por lo cual se cuenta con un modelo que puede predecir bajo cualquier condición el valor de estos parámetros. De esta forma, los resultados de este trabajo sirven de base para la propuesta de sistemas de concentradores solares para aplicaciones en GD. Como trabajo futuro está la construcción en el colector de algún tipo de generación, ya sea un ciclo de vapor o un motor Stirling. También se recomienda implementar un control y monitoreo de tipo remoto, con el cual se pueda tener acceso a información del sistema a tiempo real y dar acciones de mando desde cualquier lugar con acceso a Internet.