Tesis para optar al grado de Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El presente proyecto aborda la evaluación técnico-económica y estratégica de una central generadora de energía eléctrica fotovoltaica en el Sistema Interconectado Central (SIC), incorporada dentro de las posibilidades de expansión de la empresa AES Gener. El producto que vende esta planta solar es energía y potencia eléctrica, y atributo de Energía Renovable No Convencional (ERNC).
Los posibles clientes para esta planta son: mercado licitaciones, clientes libres y regulados, generadores (que compran atributo ERNC) y mercado spot. Se realiza un análisis FODA por tipo de cliente, concluyendo que la principal fortaleza consiste en la certeza en los flujos por venta de energía y potencia, y la principal debilidad es la dependencia del costo marginal, que posee alta incertidumbre ya que depende de muchos factores: hidrología, mantenimientos, fallas de centrales, etc. Fortalezas comunes a todos los segmentos tienen que ver con el tipo de tecnología: bajo costo operacional, rápida instalación, y es tecnología limpia con el medio ambiente. Las principales oportunidades consisten en la baja en los costos de inversión que ha experimentado en los últimos años, y la lentitud de los proyectos tradicionales de generación de energía versus la rapidez de instalación de esta central. La debilidad consiste en que todavía los costos de inversión son relativamente altos, y el bajo factor de planta. La principal amenaza consiste en la gran cantidad de generadores que ingresaría gracias a la nueva Ley 20/25 , que fomenta la instalación de plantas ERNC al imponer una cuota de generación de 20% de la energía contratada por los generadores, al año 2025.
Se establecen y analizan tres posibles estrategias de contratación: a) Venta de energía a un cliente libre o regulado, y venta del atributo ERNC excedente, b) Venta al mercado spot a costo marginal, sin contrato, y venta del atributo ERNC a generadores deficitarios; c) Licitaciones ERNC.
Para evaluar el margen comercial, se realiza una simulación de Montecarlo a través del modelo SDDP para diferentes escenarios de costos de combustibles, desde el año 2018 hasta el 2029, de modo de representar la incertidumbre presente en un modelo hidrotérmico. Luego, se obtienen los márgenes correspondientes para distintos precios de contrato y potencia: para cada precio de contrato, se busca la potencia óptima que minimice el CVaR, calculado como el promedio del 5% de los márgenes más bajos. Además, se simula la venta a través de mercado de licitaciones, concluyéndose que la estrategia óptima comercial consiste en establecer un contrato con un cliente, a precio 92 [USD/MWh] por venta de energía, con potencia contratada igual a 10 [MW] y a un precio de 10 [USD/MWh] la venta del atributo ERNC a generadores deficitarios. Al realizar el flujo de caja puro a 25 años (vida útil de la central), se encuentra que el VAN a 10% de tasa asciende a $9.472 [kUSD], con una TIR de 12,11%. El proyecto es altamente sensible a la tasa de interés elegida, por lo que si se elige una tasa superior a la TIR, ya no es rentable. Adicionalmente, se considera un costo de inversión de 2.000 [USD/kW]. El proyecto resulta rentable sólo hasta inversiones de 2.350 [USD/kW], más allá de ese valor el VAN es negativo.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UCHILE/oai:repositorio.uchile.cl:2250/116781 |
| Date | January 2014 |
| Creators | Milani Torres, Francesca Gemita |
| Contributors | Briceño Hola, Rodrigo, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, Departamento de Ingeniería Industrial, Holgado San Martín, Antonio, Meléndez Cabañas, Joaquín |
| Publisher | Universidad de Chile |
| Source Sets | Universidad de Chile |
| Language | Spanish |
| Detected Language | Spanish |
| Type | Tesis |
| Rights | Attribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Chile, http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/cl/ |
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