Mercados Electricos - Investigacion ERNC - Informe Final

Pontificia Universidad Católica de Chile

Escuela de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica

IEE-3372 Mercados Eléctricos

Informe Final

Estudio de tecnologías de generación ERNC

Alumno : Michael Ahlers C. Alejandro Arellano G.

Profesor : Hugh Rudnick Supervisor : Felipe Imbarack Fecha de Entrega : Lunes 24 de Mayo 2010

Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G. 2010 1

Índice

1. ERNC................................................................................................................................................ 6 1.1 ERNC en Chile ........................................................................................................................................... 8

2. Descripción general de tecnologías de generación ERNC ............................................................ 10 2.1 Energía Mini – Hidráulica ........................................................................................................................ 10

2.1.1 Turbinas ...................................................................................................................................... 11 2.1.2 Comentarios ................................................................................................................................ 13

2.2 Energía Eólica .......................................................................................................................................... 14 2.2.1 Componentes .............................................................................................................................. 15 2.2.2 Cogeneración en redes de potencia (On-Grid) ........................................................................... 17 2.2.3 Micro-generación en sistemas aislados ...................................................................................... 17 2.2.4 Sistema eólico ............................................................................................................................. 17 2.2.5 Energía eólica en el mundo ......................................................................................................... 18 2.2.6 Comentarios ................................................................................................................................ 19

2.3 Energía Solar ........................................................................................................................................... 21 2.3.1 Fotovoltaica ................................................................................................................................ 21 2.3.2 Concentración del poder solar (Concentrating Solar Power or CSP) .......................................... 26

2.4 Energía Biomasa ..................................................................................................................................... 32 2.4.1 Energía Biogás ............................................................................................................................. 35

2.5 Energía Geotérmica ................................................................................................................................ 38 2.5.1 Tipos y Estructura ....................................................................................................................... 38 2.5.2 Energía Geotérmica en el mundo ............................................................................................... 40

2.6 Energía Mareomotriz .............................................................................................................................. 42 2.6.1 Movimiento de Mareas .............................................................................................................. 42 2.6.2 Movimiento de Olas .................................................................................................................... 43 2.6.3 Gradiente térmico ....................................................................................................................... 44

3. Chile y Tecnología Actual .............................................................................................................. 46 3.1 Energía Mini-Hidráulica .......................................................................................................................... 47

3.1.1 Estado implementación en Chile ................................................................................................ 47 3.1.2 Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 47 3.1.3 Inversión – costos ....................................................................................................................... 47

3.2 Energía Eólica .......................................................................................................................................... 49 3.2.1 Estado implementación en Chile ................................................................................................ 49 3.2.2 Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 50 3.2.3 Inversión – costos ....................................................................................................................... 53

3.3 Energía Solar ........................................................................................................................................... 56 3.3.1 Estado implementación en Chile ................................................................................................ 56 3.3.2 Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 57 3.3.3 Inversión – costos ....................................................................................................................... 59

3.4 Energía Geotérmica ................................................................................................................................ 62 3.4.1 Estado implementación en Chile ................................................................................................ 62 3.4.1 Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 64 3.4.2 Inversión – costos ....................................................................................................................... 64

3.5 Energía Mareomotriz .............................................................................................................................. 68 3.5.1 Estado implementación en Chile ................................................................................................ 68 3.5.2 Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 68 3.5.3 Inversión – costos ....................................................................................................................... 69

3.6 Permisos a considerar ............................................................................................................................. 70 4. Tecnologías para aplicación local.................................................................................................. 71 5. Referencias ................................................................................................................................... 74


Anexo A. Costos por tecnología y país ................................................................................................. I Anexo B. ERNC en Sistemas Eléctricos de Chile .................................................................................. V Anexo C. Mapa eólico de Chile .......................................................................................................... VI Anexo D. Potencial Eólico Chiloé ......................................................................................................... X Anexo E. Algunos proyectos mini-hidro ............................................................................................ XI


Índice de Figuras

Figura 1-1: Factores de planta típicos de tecnologías de generación competitivos (Jorquera, 2009). ... 7 Figura 2-1: Mini Central Hidráulica. ....................................................................................................... 10 Figura 2-2: Turbina Pelton, Turbina Francis, Turbina Cross Flow. ......................................................... 11 Figura 2-3: Grafico de desempeño de turbinas. (Hidroconsultores, 2009) ........................................... 12 Figura 2-4: Curva de eficiencias de turbinas. (Hidroconsultores, 2009)................................................ 13 Figura 2-5: Evolución de las turbinas eólicas. ........................................................................................ 15 Figura 2-6: Principales partes de Turbina Eólica.................................................................................... 16 Figura 2-7: Diagrama esquemático del sistema. ................................................................................... 18 Figura 2-8: Mercado Turbinas Eólicas E.E.U.U. por MW (U.S. Department of Energy, 2009). .............. 19 Figura 2-9: Paneles de Silicona Poli cristalina. ....................................................................................... 22 Figura 2-10: Paneles de película fina. .................................................................................................... 22 Figura 2-11: Panel dye-sensitized, panel organic. ................................................................................. 23 Figura 2-12: Eficiencia de Tecnologías Fotovoltaicas. (Selya Price, 2010) ............................................. 24 Figura 2-13: Repartición mundial de capacidad instalada. (Selya Price, 2010) ..................................... 25 Figura 2-14: Precio módulos fotovoltaicos. (Selya Price, 2010) ............................................................ 25 Figura 2-15: Campo solar, Canales parabólicos. .................................................................................... 26 Figura 2-16: Torre de Poder. .................................................................................................................. 27 Figura 2-17: Dish Engine. ....................................................................................................................... 28 Figura 2-18: Linear Fresnel Reflector. .................................................................................................... 29 Figura 2-19: Grafico de Capacidad ( (Renewable Energy World, 2003) pp. 109-113) ........................... 31 Figura 2-20: Transformación de residuos a biomasa (CNE, 2009)......................................................... 32 Figura 2-21: Alternativas de procesamiento de biomasa para producir energía. ................................. 34 Figura 2-22: Cogeneración con biomasa (Pacheco, 2009)..................................................................... 35 Figura 2-23: Instalación de biodigestor. ................................................................................................ 37 Figura 2-24: Esquema de sistema de generación eléctrica con energía geotérmica. ........................... 40 Figura 2-25: Países con mayor capacidad geotérmica instalada (U.S. Department of Energy, 2009). . 41 Figura 2-26: Embalse artificial, Turbinas en medio del mar. ................................................................. 43 Figura 2-27: Conversor Pelamis, Boyas.................................................................................................. 44 Figura 2-28: Planta OTEC. ...................................................................................................................... 45 Figura 2-29: Proyectos Marítimos (U.S. Department of Energy, 2009) ................................................. 45 Figura 3-1: Crecimiento del tamaño de turbinas eólicas comerciales (EWEA, 2009). .......................... 51 Figura 3-2: Capacidad promedio de turbinas instaladas por año en UE. .............................................. 51 Figura 3-3: Generación eólica - costo de energía eléctrica en el tiempo (EWEA, 2009). ..................... 52 Figura 3-4: Inversión en Energía Eólica (EWEA, 2009). .......................................................................... 52 Figura 3-5: Costo kWh según nivel de viento en zona (EWEA, 2008).................................................... 54 Figura 3-6: Costo total de inversión (EWEA, 2008). .............................................................................. 55 Figura 3-7: Eficiencia de tecnologías en laboratorio. (Selya Price, 2010) .............................................. 58 Figura 3-8: Estructura de costos de instalaciones promedio fotovoltaicas. (Selya Price, 2010) ........... 59 Figura 3-9: Estructura de costos proyecto CSP promedio. (Selya Price, 2010) ..................................... 61 Figura 3-10: Mapa de oportunidades y concesiones en Chile. .............................................................. 63 Figura 3-11: Cronograma y proceso de una concesión geotérmica (Energía Andina, 2009). ............... 64 Figura 3-12: Distribución probabilística de costo normalizado Central Geotérmica doble flash (Caner Sener, Rene van Dorp, & Dylan Keith, 2009). ........................................................................................ 66 Figura 4-1: Ingresos típicos de un proyecto ERNC. ................................................................................ 72


Índice de Tablas

Tabla 1-1: Potencial estimado de ERNC en Chile (Santana, 2009). ......................................................... 8 Tabla 1-2: Detalle matriz energética Chile al 2008 (CNE, 2009). ............................................................. 9 Tabla 2-1: Turbinas y sus alturas de funcionamiento. (Hidroconsultores, 2009) .................................. 11 Tabla 2-2: Ranking Internacional de Potencia Instalada Energía Eólica (U.S. Department of Energy, 2009) ...................................................................................................................................................... 18 Tabla 2-3: Plantas CSP instaladas en el mundo. (Selya Price, 2010) ..................................................... 31 Tabla 2-4: Porcentaje de metano en el biogás según animal (Márquez Mendoza, 2008). ................... 36 Tabla 3-1: Centrales Mini-Hidráulicas instaladas en los principales sistemas de transmisión. ............. 46 Tabla 3-2: Estructura de Costos Central Mini hidráulica común. (Ubilla, 2008) ................................... 48 Tabla 3-3: Inversión en Generación Eólica en Chile (Systep, 2010)....................................................... 49 Tabla 3-4: Inversión en Generación en Chile - Algunos proyectos (Systep, 2010). ............................... 50 Tabla 3-5: Estructura de costos para proyectos de generación eólica de 2MW (EWEA, 2008) ............ 53 Tabla 3-6: Precios turbinas ejemplo (Wind Power, 2010). *Incluyen torre .......................................... 55 Tabla 3-7 : Radiación Solar Diaria Total Horizontal Promedio Anual para las Regiones de Chile (Sarmiento, 2006) .................................................................................................................................. 57 Tabla 3-8: Precio tecnologías y eficiencia. (Selya Price, 2010) .............................................................. 60 Tabla 3-9: Componentes del costo normalizado para ciclo doble flash. ............................................... 67 Tabla 3-10: Desglose gastos típicos de proyectos geotérmicos (Geothermal Energy Association, 2005). ............................................................................................................................................................... 67 Tabla 3-11: Resumen de Costos de Estudios. ........................................................................................ 69 Tabla 3-12: Tiempos aproximados obtención de permisos (Endesa Chile, 2009). ................................ 70 Tabla 4-1: Tabla resumen tecnologías ERNC ......................................................................................... 73


Introducción

Este informe busca dar en su primera parte una concisa descripción de las principales

tecnologías no convencionales en el mundo. La finalidad es poder conocer los principios

básicos de funcionamiento para formar una idea general de cómo se las ve y utiliza en el

mundo. Para esto reunimos, recapitulamos y sintetizamos una gran cantidad de información

extraída de diferentes fuentes, tanto nacionales, extranjeras, comerciales, académicas y

gubernamentales para así lograr un completo catálogo de referencias e información.

En general en esta parte se habla de las energías renovables no convencionales para

referirse a las más consolidadas en cuanto a la madurez de la tecnología en el mundo, sus

proyecciones o su expansión. Estas son: la energía hidráulica, la energía eólica, la energía

solar, la energía solar térmica, la energía de bio-combustibles y la energía marítima.

En una segunda parte este informe busca mostrar el grado de profundidad que cada

tecnología ERNC ha alcanzado en Chile. Para luego profundizar en un análisis de costo de

cada una de ellas. Esto para tener una idea más clara de cuan factible es su implementación

en Chile.

Por último, este informe presenta una visión en base a sus dos partes anteriores, en

donde se concluye sobre la viabilidad de las ERNC en Chile.


1. ERNC

A diferencia de las energías fósiles, las energías renovables se caracterizan porque, en

sus procesos de transformación de energía útil y aprovechamiento, no se consumen ni se

agotan en una escala humana.

Las energías renovables suelen clasificarse en convencionales y no convencionales,

según sea el grado de desarrollo de las tecnologías para su aprovechamiento y la

penetración en los mercados energéticos que presenten. Dentro de las convencionales, la

más importante es la hidráulica a gran escala. Sin embargo, el potencial de las diferentes

fuentes ERNC, estimados en varios miles de MW, recién está empezando a cobrar su

importancia en la política energética del país (CNE, 2009).

La definición en Chile sobre ERNC se enfoca principalmente en las siguientes

tecnologías (Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, 2008):

- Pequeña hidráulica: centrales hidroeléctricas < 20 MW.

- Biomasa y biogás: energía proveniente de materia orgánica vegetal o animal.

- Geotermia: energía del calor natural de la tierra.

- Solar: energía de la radiación solar.

- Eólica: energía cinética del viento.

- De los Mares: cualquier forma de energía mecánica producida por el movimiento de

las mareas, olas y corrientes marinas.

- Otros: proyectos de energías renovables definidos fundadamente.

Para el aprovechamiento de ERNC se debe seguir un proceso no menor de estudio

sobre diferentes tópicos. Como procedimiento general se puede describir:

- Evaluación del recurso.

- Selección de tecnología.

- Financiamiento.

- Integración de mercado.


- Operación de mercado.

- Salida al mercado.

Una de las características que definen fuertemente el potencial de las ERNC es el

factor de planta. Este permite recibir mayor remuneración por potencia instalada y poder

entregar mayor energía durante el año. En la Figura 1-1 se puede ver que la variabilidad de

este factor es alta, destacando el alto factor de planta de las instalaciones de tecnología

geotérmica.

Figura 1-1: Factores de planta típicos de tecnologías de generación competitivos (Jorquera, 2009).


1.1 ERNC en Chile

En Chile, el sector de generación se concibe abierto y competitivo. La inversión es

realizada por el privado y el estado ejerce la función de regulador, fiscalizador y

desarrollador de políticas.

Históricamente, ha existido un marco regulatorio neutral con respecto a las

tecnologías y fuentes de generación, conciliando los objetivos principales: seguridad y

eficiencia del suministro, y sustentabilidad ambiental en el desarrollo del sector.

Sin embargo, los hechos ocurridos durante los últimos años (la incertidumbre de

suministro de gas extranjero, variabilidad del precio del petróleo y calentamiento global) han

hecho que se valoren otras características que las ERNC permiten desarrollar: protección del

medio ambiente y aumentar la seguridad del suministro mediante la diversificación de

fuentes, disminuyendo la dependencia externa y vulnerabilidad. Otra razón para el

desarrollo de ERNC en Chile es el alto potencial existente. El potencial en Chile se encuentra

en proceso de precisión. Conservadoramente, sólo considerando el potencial técnico y

económico y de zonas o proyectos en conocimiento de CNE, el potencial es del orden de

magnitud de la capacidad actualmente instalada en Chile. En la Tabla 1-1 se puede ver este

potencial que no considera tecnologías ERNC que no cuentan con potencial técnico

económico comprobado para Chile, como la solar y de los mares (Santana, 2009).

Tecnología MW estimados Geotermia 2.000

Eólica 6.000

Biomasa/biogás 1.000

Pequeña hidráulica 2.600

Total 11.600 Tabla 1-1: Potencial estimado de ERNC en Chile (Santana, 2009).

Ya en el año 2008, Chile contaba con un 2,7% de tecnologías ERNC, del total de su

capacidad de generación instalada, como se puede ver en la Tabla 1-2. Para ese mismo año

destacan los grandes aportes de tecnología Mini-hidráulica y Biomasa.


Fuente SIC SING Magallanes Aysén Total Hidráulica >20MW 4.781 0 0 0 4.781

Comb. Fósiles 4.292 3.589 99 28 8.007

Total Convencional 9.073 3.589 99 28 12.788 Hidráulica <20MW 129 13 0 21 162

Biomasa 166 0 0 0 166

Eólica 18 0 0 2 20

Total ERNC 313 13 0 23 349

Total Nacional 9.386 3.602 99 50 13.137

ERNC % 3,3% 0,4% 0% 45% 2,7% Tabla 1-2: Detalle matriz energética Chile al 2008 (CNE, 2009).

Las nuevas políticas (esencialmente Leyes Cortas 1 y 2) han favorecido y fomentado

las ERNC en base a las ventajas ya descritas que estas tecnologías ofrecen. Puntualmente

estas políticas exigen, desde el año 2010, que las empresas generadoras, que participen en

sistemas con potencia instalada superior a 200MW, demuestren que un 5% de la energía

que comercializan al sistema sea generada con tecnologías ERNC. Desde el 2015, se irá

aumentando este requerimiento de manera lineal, para llegar al año 2024 a un 10% de la

energía comercializada.


2. Descripción general de tecnologías de generación ERNC

A continuación se describen las tecnologías renovables no convencionales más

conocidas y utilizadas.

2.1 Energía Mini – Hidráulica

Las centrales Mini - Hidráulicas se definen, en Chile, como aquellas centrales que

tienen una capacidad menor a 20 MW. Estas pequeñas centrales aprovechan canales de

aguas fluyentes sin presa para producir electricidad, pero necesitan que circule un caudal de

agua determinado para su correcto funcionamiento. De este caudal depende la capacidad de

la central.

En general, en las centrales mini-hidráulicas no hay más que una o un par de

turbinas, que son activadas por el caudal de agua en el cual fueron instaladas.

En la Figura 2-1 se muestra un ejemplo de una pequeña central mini-hidráulica.

Figura 2-1: Mini Central Hidráulica.


2.1.1 Turbinas

En esta tecnología lo más importante son la turbinas, dado a que la mayor parte de

la inversión recae en ellas. Los tipos de turbinas más usadas para estas pequeñas centrales

son la turbina Pelton, la Francis, la Kaplan, la Michell-Banki y la turgo. En la Figura 2-2 se

muestran algunas de ellas.

Figura 2-2: Turbina Pelton, Turbina Francis, Turbina Cross Flow.

Las diferentes turbinas tienen distintos rangos de funcionamiento segun la altura del

salto del caudal. En la Tabla 2-1 se muestra el tipo de turbina a usar segun el tipo de altura.

Tipo de Turbina Rango de salto en metros

Kaplan y hélice 2 < H < 20

Francis 10 < H < 350

Pelton 50 < H < 1300

Michell-Banki 3 < H < 200

Turgo 50< H < 250 Tabla 2-1: Turbinas y sus alturas de funcionamiento. (Hidroconsultores, 2009)


En la Figura 2-3 podemos observar un grafico de desempeño de las distintas turbinas

según el caudal y la altura de salto.

Figura 2-3: Grafico de desempeño de turbinas. (Hidroconsultores, 2009)


El rendimiento de cada turbina se muestra en la Figura 2-4. Podemos ver claramente

las diferentes formas de las curvas de rendimientos según la turbina empleada y el caudal de

agua utilizado.

Figura 2-4: Curva de eficiencias de turbinas. (Hidroconsultores, 2009)

2.1.2 Comentarios

La energía hidráulica es una fuente de energía muy ventajosa, ya que es inagotable y

disponible en el territorio a nivel de superficie. Como otros recursos naturales es

intermitente, pero disponible en el largo plazo.

La energía hidráulica tiene un bajo impacto al medioambiente cuando se realiza un

proyecto de pequeño alcance. También la producción de electricidad a través de este medio

es muy limpia dado a que no se emite CO2 y ningún tipo de químico.


2.2 Energía Eólica

La energía eólica se entiende como una forma secundaria de energía solar. El viento

es el movimiento de masas de aire, desde áreas de mayor a menor presión, fruto de las

distintas temperaturas sobre la superficie terrestre (gradiente térmica) (Kunstmann, 2009).

Además, la rotación terrestre establece la circulación global de vientos.

Esta energía ha sido antiguamente utilizada para bombeo de agua y molienda, pero

no fue hasta mediados de los 80 que se inició el desarrollo comercial de turbinas eólicas (50-

100kW). A mediados de los 90, se frecuenta producir turbinas de 500-600kW, y actualmente,

se ha llegado a potencias de 2-3MW, con torres de más de 100m y diámetros de 80-100m.

La energía eólica es la fuente con mayor crecimiento en capacidad instalada en el mundo,

llegando a 90.500MW a fines del 2007 y que serán instalados 160.000MW en el año 2010

(CNE, 2008).

Las turbinas eólicas o aerogeneradores son el mecanismo típico de extracción de la

energía cinética del viento para su transformación a energía eléctrica. A través del

movimiento de las aspas o paletas se acciona el generador eléctrico que transforma la

energía por rotación para posteriormente almacenarse en baterías o transmitirse inmediata

y directamente a la red.

En la Figura 2-5 se puede ver la evolución de las turbinas eólicas y algunos tipos de

ellas. Se distinguen: el molino multipala (1), la turbina Smith-Putman (2), el molino de eje

vertical Diarreus(3), un parque eólico en el mar (4) y una turbina moderna Vestas (4). Existen

turbinas de eje vertical como las del tipo Savonius y Darrieus, sin embargo, las más utilizadas

para la generación masiva de energía eléctrica son las de eje horizontal, que poseen mayor

eficiencia aerodinámica y fuerza de arranque; en contraste con las de eje vertical, que

poseen multi-direccionalidad y mayor fuerza de arrastre.


Figura 2-5: Evolución de las turbinas eólicas.

En teoría, la cantidad de energía eólica en el planeta podría satisfacer la demanda

mundial. Las aspas pueden extraer como máximo un 59% de la energía cinética del viento

(límite de Betz), sin embargo, en términos prácticos, ésta solo llega al 40%.

2.2.1 Componentes

En términos generales, las turbinas modernas se componen principalmente por 3

palas, de entre 42 a 84m de diámetro; un generador, de 600kW a 2MW; la torre, de entre 40

y 100m (que optimiza altura, resistencia y resonancia); la veleta, que ayuda con la

orientación del generador; y el multiplicador, que aumenta hasta 50 veces la velocidad de

giro). El rotor y las aspas generalmente están construidas de fibra de vidrio o fibra de

carbono (más liviano y flexible). Un esquema simplificado con las principales partes de la

turbina se puede ver en la Figura 2-6.


Figura 2-6: Principales partes de Turbina Eólica.

La cabeza alberga las máquinas de la turbina, controladores aerodinámicos,

controladores electrónicos de potencia. De existir, contiene el motor de giro del ángulo de

las aspas (blade control) y/o los motores de giro de la cabeza (yaw control) que permiten

optimizar la extracción de energía y proteger la turbina. Además está presente el eje

acoplador, eje de rotación de la turbina, caja acopladora de velocidad, eje de rotación del

generador y el freno mecánico.

Los tipos de generador más utilizados en esta tecnología son:

- De Inducción: conectado directamente a la red absorbiendo potencia reactiva, posee

un pequeño rango de operación con control simple, velocidad fija, menor costo de

inversión y mantenimiento.

- De inducción doblemente alimentado: posee velocidad controlable, capacidad

limitada de aporte de reactivos, control de mayor complejidad, mayores costos de

inversión y mantenimiento.

- Síncrono: posee velocidad variable, desacoplado del sistema, posibilidad de controlar

aporte de potencia activa y reactiva, flexibilidad, genera armónicas. Posee un control

más sofisticado y alta inversión debido al rectificador e inversor.


Las áreas de aplicación de la energía eólica son esencialmente dos: cogeneración en

redes de potencia y micro-generación en sistemas aislados. En ambos casos es muy

importante el control y optimización de la energía generada.

2.2.2 Cogeneración en redes de potencia (On-Grid)

Se trata de potencias mayores a los 50kW y aportan solo una porción del total de la

energía eléctrica. Lo más común es usar un generador de inducción cuya excitación es

provista por la misma red, lo cual restringe la turbina a una velocidad casi constante. Así, el

control y optimización se lleva a cabo mediante el cambio en el ángulo de incidencia de las

palas. Para la conexión con la red suelen utilizarse técnicas de velocidad variable, las cuales

requieren de generadores de rotor bobinado o generadores conectados a la red por medio

de conversores estáticos de frecuencia los cuales pueden ser costosos (Leidhold, García, &

Valla, 2002).

2.2.3 Micro-generación en sistemas aislados

Se trata de generadores de potencias entre 1 y 50kW que son la única fuente de

energía eléctrica disponible en el lugar, alejado de la red eléctrica. En estos sistemas es

fundamental la robustez y confiabilidad del sistema, por lo que no suelen utilizarse

complejos sistemas que requieran alta mantención. Para optimizar la energía cinética

extraída del viento, el sistema más utilizado es el de velocidad variable, pudiéndose variar la

velocidad angular de la turbina para una misma velocidad del viento, mejorando la eficiencia

(Leidhold, García, & Valla, 2002).

2.2.4 Sistema eólico

El sistema de implementación de esta tecnología sigue generalmente el esquema de

la Figura 2-7. La turbina, que posee opcionalmente una caja amplificadora, conectada al

generador trifásico. Posteriormente se utiliza un convertidor de frecuencia para obtener la

frecuencia de la red, un transformador elevador y, de ser necesario, equipos de

compensación.


Figura 2-7: Diagrama esquemático del sistema.

2.2.5 Energía eólica en el mundo

Como se puede ver en la Tabla 2-2, en términos de capacidad instalada

mundialmente al 2008, Estados Unidos posee el 21% de esta, sobrepasando a Alemania por

primera vez en este ranking.

Capacidad Anual (2008, MW)

Capacidad Acumulada (final de 2008, MW)

EEUU 9.558 EEUU 25.369

China 6.246 Alemania 23.933

India 1.810 España 16.453

España 1.739 China 12.121

Alemania 1.665 India 9.655

Francia 1.200 Italia 3.731

Italia 1.010 Francia 3.671

Reino Unido 869 Reino Unido 3.263

Portugal 679 Dinamarca 3.159

Australia 615 Portugal 2.829

Resto del mundo 3.999 Resto del mundo 18.106

TOTAL 28.390 TOTAL 122.290 Tabla 2-2: Ranking Internacional de Potencia Instalada Energía Eólica (U.S. Department of Energy, 2009)

En Estados Unidos existe un mercado de turbinas eólicas dominado fuertemente por

GE aunque con una tendencia a la baja en los últimos años en lo referente a participación de

mercado (ver Figura 2-8). Se aprecia el aumento en el número de empresas en el mercado y

el crecimiento de las más pequeñas, demostrando la competencia en el mercado. La vida útil

de los equipos se estima en 20 años, generalmente con 5 años de garantía, lo que permite

rentabilizar la inversión.


Figura 2-8: Mercado Turbinas Eólicas E.E.U.U. por MW (U.S. Department of Energy, 2009).

Las características a considerar para una adecuada elección de emplazamiento son:

tener acotadas variaciones climáticas, acotada turbulencia y vientos extremos, y tener una

velocidad media elevada. Es por esto que el emplazamiento suele ser en pasajes entre

montañas, llanuras, elevaciones y cimas de colinas, y zonas con gradientes de presión o

temperatura. Además se deben considerar los obstáculos en la dirección predominante del

viento, las posibilidades de acceso y construcción en el sitio, la existencia de otros

generadores o molinos cerca, la lejanía con la red eléctrica (puede ser determinante en la

parte financiera), accesos y posibilidad de construir caminos.

2.2.6 Comentarios

Como ventajas generales se puede mencionar que la energía eólica es renovable ya

que proviene de una fuente inagotable y gratuita. Además no produce emisiones dañinas,

puede convivir con otros usos de suelo, y su instalación es rápida y altamente reversible. Por

otro lado, los aerogeneradores presentan el problema de ser extremadamente grandes,

elevando costos de instalación y transporte. A esto se suma la vibración, el ruido, problemas

con el tránsito de aves y el impacto visual debiendo instalárseles lejos de zonas urbanas.

Sin embargo, sus grandes problemas en cuanto a viabilidad e inversión radican en

otros aspectos. La estocasticidad del viento hace que esta tecnología no pueda utilizarse


como única fuente de energía, debiendo apoyarse de otras que la puedan suplir cuando no

exista disponibilidad o cuando el rango de velocidad del viento no permita conectar la

unidad. Con esto, el factor de planta de los aerogeneradores instalados suele ser alrededor

de un 20%, con una alta variabilidad en la generación diaria. Debido a esto, suele

complementárseles con la utilización de centrales térmicas que puedan responder

rápidamente a las fluctuaciones de las eólicas, lo que disminuye su efecto ecológico.

Para el estudio de esta tecnología es importante considerar, además de lo ya

mencionado, la certeza sobre el recurso para poder estimar ingresos por potencia y energía,

realizando mediciones en el lugar en el que se realizará el proyecto. Además, para

aplicaciones a gran escala es necesario estudiar la evolución del costo marginal (precio spot)

del sistema.


2.3 Energía Solar

La energía solar es toda aquella energía que es obtenida mediante la captación de la

luz o el calor emitido por el sol. Las principales tecnologías son la fotovoltaica y la de

concentración del poder solar (CSP).

2.3.1 Fotovoltaica

Son todas aquellas tecnologías que ocupan células solares para captar la energía del

Sol. A continuación describiremos las más importantes.

2.3.1.1 Tipos de células fotovoltaicas.

Dos categorías de células fotovoltaicas son hoy las más usadas en los paneles

fotovoltaicos comerciales: La categoría de células de silicona cristalizada y la categoría de

películas finas. También existe una última categoría de células fotovoltaicas que pronto

debería entrar al mercado.

o Primera Generación.

La categoría de células de silicona cristalizada, también llamada primera generación

fotovoltaica, incluye las células mono cristalinas y las células multi-cristalinas. Son

actualmente las más eficientes dentro de las tecnologías comerciales y en el 2008 dentro de

la producción total de Paneles fotovoltaicos en el mundo, ellas ocuparon el 84% de la

producción. Estas células producen electricidad a través de una material semiconductor de

silicona cristalizada derivados de poli silicona altamente refinada. Las células mono

cristalinas, hechas de solo cristales de silicona, son más eficientes que las células multi-

cristalinas pero son más caras de manufacturar.


Figura 2-9: Paneles de Silicona Poli cristalina.

o Segunda Generación

La categoría de película fina, también llamada segunda generación fotovoltaica,

incluye células fotovoltaicas que producen electricidad a través de capas extremadamente

delgadas de material semiconductor hecho principalmente de amorphous silicon (a-Si),

copper indium diselenide (CIS), copper indium gallium diselenide (CIGS), o cadmium telluride

(CdTe).

Otra tecnología de células fotovoltaicas, también llamadas de segunda generación,

son las células de multi-unión. Las células de multi-unión usan múltiples capas de material

semiconductor (Del grupo III y V de la tabla periódica de los elementos químicos) para

absorber y convertir más espectros de los rayo solares en energía eléctrica que lo que

convierte una célula fotovoltaica de unión simple. Estas células combinadas con óptica para

concentrar la luz más un sofisticado sistema de búsqueda del sol han mostrado eficiencias

de conversión del orden de 40%.

Figura 2-10: Paneles de película fina.


o Tercera Generación

Varias tecnologías emergentes, también conocidas como la tercera

generación fotovoltaica, pueden volverse opciones viables comercialmente en el futuro,

tanto por lograr una mayor eficiencia como por reducir considerablemente los costos de

inversión. Ejemplos de estas tecnologías son las células fotovoltaicas dye-sensitized y

organic, las cuales han demostrado una eficiencia relativamente baja en comparación a las

tecnologías actuales pero tienen la ventaja de ser bastante más baratas.

Figura 2-11: Panel dye-sensitized, panel organic.

2.3.1.2 Eficiencia

En la Figura 2-12 podemos observar el desarrollo de la eficiencia en el tiempo hasta

hoy de las principales tecnologías fotovoltaicas comerciales que existen en el mercado hoy

en día.


Figura 2-12: Eficiencia de Tecnologías Fotovoltaicas. (Selya Price, 2010)

En la Figura 2-12 podemos observar las máximas eficiencias logradas en laboratorios

en el tiempo de las principales tecnologías fotovoltaicas que existen en hoy en día.

2.3.1.3 P.V. en el mundo

En la Figura 2-13 podemos ver como se distribuye la torta de capacidad instalada en

el mundo. Claramente se puede observar que los países desarrollados llevan la delantera en

este tipo de tecnología.


Figura 2-13: Repartición mundial de capacidad instalada. (Selya Price, 2010)

En la Figura 2-14 se puede observar la tendencia del precio de la tecnología

fotovoltaica. Se distingue cómo va disminuyendo el precio a través de tiempo. Existe un

punto de inflexión en el año 2003 que se debe principalmente a un aumento en la demanda

de estas tecnologías por algunos países europeos.

Figura 2-14: Precio módulos fotovoltaicos. (Selya Price, 2010)


2.3.2 Concentración del poder solar (Concentrating Solar Power or CSP)

Son todas aquellas tecnologías que ocupan un medio óptico para concentrar la luz

del sol. A continuación describiremos las más importantes.

2.3.2.1 Tecnologías CSP

o Parabolic Trough Technology

Un canal parabólico es un gran espejo curvado insertado en una base motorizada,

esto le permite seguir el movimiento del sol durante el día. El diseño parabólico único del

espejo permite reunir una gran cantidad de rayos de sol y reflejar esa luz a un solo punto,

logrando así concentrar la luz solar

Figura 2-15: Campo solar, Canales parabólicos.

Un tubo recibidor está colocado en el punto donde se concentra todo los rayos de

sol. Este tubo es llenado con un aceite sintético, el cual se calienta. Este aceite caliente es

bombeado fuera del área solar hacia un bloque de poder, donde el calor de aceite es

convertido en vapor de alta presión a través de unos intercambiadores de calor. Este vapor

mueve una turbina convencional de vapor para finalmente crear electricidad.


Esta tecnología usa solo un eje para buscar el sol, tiene una ratio de concentración1

solar de 80 y alcanza una temperatura máxima de 400ºC. Sus temperaturas relativamente

bajas limitan potenciales ganancias de eficiencias y hace a esta tecnología más susceptible a

perdidas en su desempeño cuando se agrega el proceso de enfriado en seco al sistema.

También su temperatura relativamente baja de operación hace difícil que esta tecnología

pueda proveer la suficiente energía para ocupar la técnica de almacenamiento.

o Tecnología Power Tower

En la tecnología de torre, un campo heliostático compuesto de espejos movibles, es

orientado de acuerdo a la posición del sol para reflector la radiación solar y concentrarla en

un punto o foco. Este foco es dirigido a un recibidor que se encuentra en la parte superior de

la torre del sistema.

Este calor concentrado en el recibidor se transfiere a través del fenómeno de

conducción térmica hacia un fluido con el propósito de producir vapor, el vapor luego

alimenta una turbina de vapor convencional para finalmente generar la electricidad.

Figura 2-16: Torre de Poder.

1 El ratio de concentración es calculado al dividir el área de reflexión por el área de concentración o focal.


Esta tecnología usa dos ejes para buscar el sol, tiene un ratio de concentración solar

de hasta 1500 y alcanza una máxima temperatura de 650ºC. La alta temperatura de

operación de esta tecnología reduce la susceptibilidad de este sistema hacia las pérdidas de

eficiencia. Los reflectores del campo heliostático corresponden al 40% del costo de capital.

o Dish-Engine Technology

En esta tecnología uno o más espejo parabólicos cóncavos (the dish) concentran la

luz solar en un punto o foco. Este espejo o grupo de espejos esta insertado en un sistema de

dos ejes para la búsqueda y alineamiento hacia del sol. Esta búsqueda debe hacerse con la

mayor precisión en orden de alcanzar los altos niveles de eficiencia característicos de este

sistema. En el foco donde se concentra la luz hay un recibidor el cual se calienta. El calor

absorbido es transferido a un Motor Stirling, el cual convierte el calor en energía cinética, la

cual se transforma finalmente en electricidad.

Figura 2-17: Dish Engine.

Esta tecnología usa dos ejes para buscar el sol, tiene un ratio de concentración solar

de hasta 1500 y alcanza una máxima temperatura de 700ºC. Esta tecnología tiene el record


mundial en eficiencia de conversión de energía solar a energía térmica, pudiendo alcanzar

una vez una eficiencia de 31,25%.

o Linear Fresnel Reflector Technology

La tecnología del Reflector Fresnel lineal consiste en ordenar varios espejos

rectangulares largos de forma paralelo para captar los rayos del sol. Cada espejo de forma

independiente busca el mejor ángulo para captar y reflejar los rayos solares. Los espejos en

forma conjunta apuntan hacia un tubo que pasa en altura por el centro del campo de

espejos. En este tubo fluye un líquido que se calienta por acción de los espejos. El líquido al

ser calentado se transforma en vapor, este vapor sale del área de los espejos hacia una

turbina de vapor tradicional para finalmente generar electricidad.

Figura 2-18: Linear Fresnel Reflector.

Esta tecnología usa un eje para buscar el sol, tiene un ratio de concentración

solar de 80 y alcanza una temperatura máxima de 700ºC. Su reducida eficiencia (15% a 25%)

en comparación a la tecnología de canales parabólicos es compensada por su bajo costo de

inversión.


2.3.2.2 Almacenamiento

El almacenamiento de energía termal tiene el potencial de extender la capacidad de

producción de las tecnologías CSP a 16 horas diarias, aumentando el factor de capacidad

hasta más de un 50%. A pesar que el capital de inversión aumenta cuando el sistema de

almacenamiento es agregado al sistema, este costo se ve compensado por la mayor

utilización del sistema y un aumento en la capacidad instalada.

El sistema funciona de la siguiente forma: con el almacenamiento térmico, la planta

puede producir electricidad incluso aunque no hay energía solar disponible. El sistema

produce un poco más de agua caliente y la guarda en tanques para usarla más tarde para

producir vapor. Esta pasada extiende la producción hasta 16 horas. El resto del tiempo, las 8

horas restantes, se ocupa un sistema en paralelo para producir vapor, generalmente un

quemador de combustible. Ahora, este combustible puede ser diesel tradicional o si se

quiere seguir ocupando energías renovables se puede ocupar biomasa como combustible.

También este quemador sirve para sobrepasar periodos de mal clima.

En la Figura 2-19 se observa un grafico donde se ilustra la producción en MW de una

planta de torre de poder acoplada con un sistema de almacenamiento. Se distingue cómo la

planta produce la electricidad ocupando 3 fuentes de energías: energía directa del sol,

energía del sol almacenada y energía del quemador.


Figura 2-19: Grafico de Capacidad ( (Renewable Energy World, 2003) pp. 109-113)

Se puede derivar del grafo de la Figura 2-19 que esta configuración del sistema tiene

un factor de planta cercano al 75%.

2.3.2.3 CSP Instaladas en el mundo

Actualmente no existen muchas plantas instaladas en el mundo, en la Tabla 2-3 se

muestran todas las plantas instaladas hasta el 2009. Son 7 y están en U.S.A y España.

Nombre de la Planta Localización Tipo de Tecnología Año Instalada Capacidad

SEGS I – IX California, EEUU Trough 1985 - 1991 354

APS Saguaro Arizona, Estados Unidos Trough 2005 1

Nevada Solar One Nevada, Estados Unidos Trough 2007 64

PS 10 España Tower 2007 11

Puertollano Plant España Trough 2009 50

Andasol I España Trough 2009 50

PS 20 España Tower 2009 20

Tabla 2-3: Plantas CSP instaladas en el mundo. (Selya Price, 2010)


2.4 Energía Biomasa

Se entiende por biomasa al conjunto de materia orgánica renovable de origen

vegetal, animal o procedente de la transformación natural o artificial de la misma. La energía

de la biomasa corresponde entonces a toda aquella energía que puede obtenerse de ella,

bien sea a través de su quema directa o su procesamiento para conseguir otro tipo de

combustible tal como el biogás o los biocombustibles líquidos. La energía de la biomasa

proviene en última instancia del sol. Las células vegetales utilizan la radiación solar para

formar sustancias orgánicas a partir de sustancias simples y dióxido de carbono (CO2)

presente en el aire. El reino animal incorpora, transforma y modifica dicha energía. En

ambos procesos de transformación se generan subproductos que no tienen valor para la

cadena nutritiva o no sirven para la fabricación de productos de mercado, pero que pueden

utilizarse como combustible en diferentes aprovechamientos energéticos (CNE, 2009).

Figura 2-20: Transformación de residuos a biomasa (CNE, 2009).

Existen diferentes tipos o fuentes de biomasa que pueden ser utilizados

energéticamente, una de las clasificaciones generalmente más aceptada es la siguiente:

- Biomasa natural: es la que se encuentra en la naturaleza sin ningún tipo de

intervención humana. Por ejemplo, los recursos generados por los desechos


naturales de un bosque. El problema que presenta este tipo de biomasa es la

necesaria gestión de la adquisición y transporte del recurso al lugar de utilización.

Esto puede provocar que la explotación de esta biomasa sea inviable

económicamente (Millarium, 2009).

- Biomasa residual seca: se incluyen en este grupo los productos sólidos no utilizados

de las actividades forestales, agroindustria, desechos de plantaciones, de poda y

maleza, de matadero, de grasas y aceites, residuos sólidos urbanos (RSU), estiércol

avícola, etc. Algunos ejemplos de este tipo de biomasa son la paja, el orujo, la

madera de podas y raleo, el aserrín, etc.

- Biomasa residual húmeda: son los vertidos denominados biodegradables: las aguas

residuales urbanas e industriales y los residuos ganaderos principalmente purines. La

fermentación de este tipo de biomasa genera un gas (biogás) que se combustiona.

- Cultivos energéticos: son cultivos realizados con la finalidad de producir biomasa

transformable en biocombustible. Se encuentran en este grupo el maíz, raps, girasol

y plantaciones dendroenergéticas.

Actualmente la biomasa es utilizada en Chile para producir electricidad e inyectarla a

la red, mediante plantas de cogeneración eléctrica que aprovechan los residuos energéticos

(licor negro, cortezas), de otros procesos industriales tal como la producción de celulosa. La

Corporación Chilena de la Madera (Corma) sitúa en 1.378 MW el potencial aún no instalado

de generación eléctrica a partir de biomasa.

Existen diferentes alternativas de procesamiento de biomasa para producir energía.

En la Figura 2-21 se puede ver que la combustión de biomasa sólida (madera, paja y astillas)

y el biogás son los principales métodos para generar energía eléctrica desde la biomasa. La

generación eléctrica con biomasa se realiza mayoritariamente mediante calderas a vapor a

alta presión y turbinas a condensación, utilizándose ciclo simple o combinado. También se


utiliza la gasificación2 por brindar ventajas como la mejora de rendimientos y la posibilidad

de realización de plantas de menor escala.

Figura 2-21: Alternativas de procesamiento de biomasa para producir energía.

Entre las ventajas de la utilización de biomasa se encuentra que las plantas de

generación utilizando biomasa tienen un alto factor de planta (≈90%), se realiza forestación

con fines energéticos y reduce el consumo de combustibles fósiles. Por otro lado, la

combustión incompleta produce monóxido de carbono (CO) y a altas temperaturas produce

óxidos de nitrógeno. Además necesita grandes superficies de cultivo, baja densidad

energética, requiere grandes volúmenes para mínimos económicos (85.000 ton. seca/año

para central de 10MW), es muy sensible a la humedad y es aún una tecnología en desarrollo.

Debido a la baja densidad energética y poder calorífico el coste de transporte y logística

pueden ser muy altos y significativos en el total del proyecto.

Para llevar a cabo la realización y el estudio de plantas de generación eléctrica con

biomasa es necesario evaluar la madurez de la tecnología de la conversión de energía que se

2 Tipo de pirolisis en la que se utiliza una mayor proporción de oxígeno a mayores temperaturas, con el objetivo

de optimizar la producción del llamado “gas pobre”. Se puede utilizar para generar calor y electricidad aplicándose a equipos convencionales, como en motores de combustión interna, aumentando la complejidad de la operación.


utilice. También es necesario asegurar el abastecimiento del combustible y el tipo de

biomasa ya que algunas tienen un alto costo de obtención, como es el caso de algunos

residuos forestales.

Es importante definir la posible utilización de plantas co-generadoras (ver Figura

2-22), que resuelve la generación térmica y eléctrica requerida en procesos industriales.

Normalmente el vapor resultante corresponde a vapor de media o baja presión para uso en

secadoras o en cualquier proceso productivo que requiera energía térmica (Pacheco, 2009).

Figura 2-22: Cogeneración con biomasa (Pacheco, 2009).

La cogeneración con biomasa en Chile se aplica bastante en el sector forestal,

distinguiéndose las instalaciones:

- Arauco: 500MW aproximadamente para consumo propio y SIC (incluye uso licor).

- Papelera Concepción: 14MW SIC.

2.4.1 Energía Biogás

La energía de biogás se considera normalmente como una subdivisión de la de

biomasa debido a la descomposición o “digestión” que se produce bajo condiciones


anaeróbicas (sin oxígeno). El biogás ha sido utilizado para calefacción y cocina, sin embargo,

en los últimos años ha cobrado importancia debido a que reemplaza combustibles fósiles sin

mayor complejidad.

El biogás está compuesto mayoritariamente por dióxido de carbono (CO₂) y metano

(CH₄), además posee en menor medida sulfuro de hidrógeno (H₂S) e hidrógeno (H₂). Los

residuos que producen el biogás pueden ser aprovechados de forma mucho más eficiente si

se utiliza un biodigestor, que realiza el mismo proceso de descomposición de forma

acelerada. El estiércol esparcido por los campos es reciclado y transformado en gas y en

otros compuestos. En la Tabla 2-4 se puede ver el biogás que se puede obtener según animal

debido al estiércol producido.

Tipo Producción promedio diaria de estiércol húmedo

(Kg/(día-cabeza))

Cantidad de biogás útil

(m³/kg)

%CH4 Cantidad de metano (m³/(día-cabeza))

Vacuno 26,4 0,04 55 0,577

Porcino 4,21 0,08 55 0,185

Avícola 0,08 0,04 65 0,002 Tabla 2-4: Porcentaje de metano en el biogás según animal (Márquez Mendoza, 2008).

El biodigestor es similar a una laguna recubierta por geomembranas que se rellena

con residuos (generalmente de animales) que están previamente mezclados. En esta laguna

se distribuye una tubería de polietileno de alta densidad en todo el perímetro para la

captación directa del gas metano (ver Figura 2-23). A esta instalación se le conecta un

medidor que mide la captación del gas metano.


Figura 2-23: Instalación de biodigestor.

El contenido de energía del biogás es de 21,5MJ/m³, con 60% de metano, esto

significa una producción de energía de 6kWh/m³ (Márquez Mendoza, 2008).

El sistema de conversión a energía eléctrica es el típico de generación utilizando gas,

utilizando una máquina de combustión interna, con un generador eléctrico y,

opcionalmente, un recuperador de calor para establecer un segundo ciclo.


2.5 Energía Geotérmica

Las plantas geotérmicas aprovechan el calor generado por la tierra acumulado en

cámaras magmáticas, con roca a varios cientos de grados centígrados. Además en algunos

lugares se dan otras condiciones especiales como son capas rocosas porosas y capas rocosas

impermeables que atrapan agua y vapor de agua a altas temperaturas y presión y que

impiden que estos salgan a la superficie. Si se combinan estas condiciones se produce un

yacimiento geotérmico. Para poder extraer esta energía es necesaria la presencia de

yacimientos de agua cerca de estas zonas calientes. Esto posibilita la producción de

electricidad a bajo costo y de forma permanente durante un período prolongado de tiempo

(Badra, 2007).

La tectónica global de placas ofrece una excelente explicación acerca del

confinamiento, en zonas o franjas claramente definida de los focos sísmicos, las anomalías

del flujo calórico y la actividad volcánica. Unas de las zonas más importantes a este respecto

sigue aproximadamente lo márgenes del Océano Pacífico, en el cual se encuentran cerca dl

60% de los volcanes del mundo.

2.5.1 Tipos y Estructura

En general, los recursos se encuentran naturalmente en las formas de vapor, agua

caliente y piedras calientes y la etapa de desarrollo está definida por la disponibilidad

natural y el costo de extracción.

Sin embargo, se considera que los recursos geotérmicos son no renovables porque el

flujo de calor común del centro de la tierra es tan pequeño comparado con la tasa de

extracción requeridas por la actividad económica. El tiempo de vida de un campo

geotérmico es de unas décadas, pero el tiempo de recuperación puede llevar siglos.

La estructura de los sistemas geotérmicos, después de investigaciones geológicas, ha

sido definida en general por (Badra, 2007):


- Fuente de calor: generalmente un cuerpo de magma a unos 600-900°C ubicado a

menos de 10km de profundidad.

- Recarga de agua: el agua superficial debe tener la posibilidad de infiltrarse en el

subsuelo, a través de fracturas en el terreno o rocas permeables, hasta alcanzar la

profundidad necesaria para ser calentada.

- Reservorio o acuífero: es el volumen de rocas permeables a una profundidad

accesible mediante perforaciones, donde se almacena el agua caliente o el vapor,

que son los medios para utilizar el calor.

- Cubierta impermeable: impiden el escape de los fluidos hacia el exterior del sistema,

haciendo de tapa o techo. Usualmente corresponde a rocas arcillosas o a la

precipitación de sales de las mismas fuentes termales.

Existen diferentes tipos de sistemas geotérmicos según temperatura y disponibilidad

de agua:

- Sistemas de agua caliente: agua entre 30 y 100°, generalmente para uso doméstico,

agrícola, etc.

- Sistemas de agua vapor (de vapor húmedo), agua bajo presión a más de 100°C. Es el

sistema más común.

- Sistemas de vapor seco: vapor sobrecalentado, sistemas poco comunes.

- Sistemas de rocas secas calientes, alto flujo calórico pero no hay circulación de agua.

Actualmente se desarrollan proyectos para introducir agua a estos sistemas para

extraer el calor y producir energía, utilizando reservorios artificiales. Experimentado

por primera vez en EEUU en 1970.

Muchas veces es necesario realizar numerosas perforaciones para confirmar las

evidencias de potencial geotérmico. La profundidad de las perforaciones es usualmente

entre 500 y 2000m, y tienen prácticamente las mismas características que una perforación

con fines petrolíferos. Con el pozo de explotación listo se extrae el fluido que debe separarse

el vapor, la salmuera y líquidos de condensación y arrastre. Posteriormente se re-inyecta el

fluido para no agotar el yacimiento. Con este vapor se logra mover el generador para


producir la energía eléctrica. Un esquema típico del sistema de generación de energía

eléctrica utilizando energía geotérmica se puede apreciar en la Figura 2-24.

Figura 2-24: Esquema de sistema de generación eléctrica con energía geotérmica.

Se necesitan acuíferos con temperatura alta (>250°C) para tener buenos

rendimientos. Para temperaturas menores (85-170°C), el calor suele no ser el suficiente para

producir el vapor necesario, para esto se instalan sistemas binarios. Este sistema consta de

un intercambiador de calor donde se calienta un segundo líquido que hierve a menores

temperaturas, produciendo la cantidad de vapor adecuada para mover las hélices de la

turbina en un ciclo cerrado convencional Rankine, similar al primario. Además existen las

centrales flash, que traen el agua a la superficie y, a través de la presión de la reserva

profunda, parte del agua se convierte en vapor en un separador. Este proceso puede ser

dividido en hasta 3 fases, aumentando el rendimiento de la central pero elevando

significativamente los costos del generador.

2.5.2 Energía Geotérmica en el mundo

En los últimos años no ha existido una gran expansión de esta tecnología. Sin

embargo, en EEUU la energía generada a alcanzado los 15.000 millones de kWh en el 2008,

aproximadamente un 0,36% de la producción total destacando California, que posee casi el


90% de la capacidad instalada de EEUU. Los países con mayor capacidad geotérmica

instalada al 2007 se pueden ver en el gráfico de la Figura 2-25. El costo estimado en EEUU es

típicamente entre 3.000 a 4000US$/kW instalado (U.S. Department of Energy, 2009). Según

estudios, se considera que el costo de producción es de entre 50 y 100US$/MWH variando

según características del yacimiento y tasa de descuento, entre otros (Jorquera, 2009).

Figura 2-25: Países con mayor capacidad geotérmica instalada (U.S. Department of Energy, 2009).

Las ventajas destacables son que esta energía no quema combustibles para producir

el vapor, el terreno requerido es menor (MW/m²) en relación a otras tecnologías, las

centrales pueden ser modulares y flexibles a crecimiento por necesidad. Entre las

desventajas está que es necesario tener mucha precaución con la emisión de gases y otras

sustancias químicas, el hundimiento del terreno, la alta contaminación acústica y térmica, la

alta probabilidad de eventos de actividad tectónica, explosiones y erupciones debido a la

localización de estos centros. Además requiere grandes inversiones iniciales y posee un bajo

rendimiento. Yacimientos con mezcla líquido/vapor (centrales de flujo total) son difíciles de

explotar dado que el agua contiene sales disueltas y salmuera, produciendo grandes

problemas de corrosión.


2.6 Energía Mareomotriz

Son todas aquellas energías que provengan de los mares y océanos. Estas aprovechan

tanto el movimiento del mar como sus diferencias de temperatura.

2.6.1 Movimiento de Mareas

La energía de las mareas o mareomotriz se aprovecha embalsando agua del mar en

ensenadas naturales y haciéndola pasar a través de turbinas hidráulicas o ocupando el

diferencial de marea directamente. Hay 2 tecnologías principales en este punto.

- Mediante turbinas axiales horizontales: Consiste en la utilización de generadores tipo

molino sumergidos (similares a los de las granjas eólicas), con la ventaja que el agua

al tener mayor densidad que el aire (832 veces) puede otorgarnos la misma cantidad

de energía que un generador eólico, pero en un menor área (20 m vs 60 m) y

velocidad (9,25 – 16,7 km/h vs 390 km/h).

- Mediante turbinas axiales verticales: Consiste en la utilización de turbinas axiales

verticales que hacen girar un generador eléctrico. El beneficio de las turbinas

verticales es la posibilidad de apilarlas y construir barreras por la cual debe circular la

corriente, obteniendo altas potencias, pero produciendo una barrera a la

biodiversidad. Con dichos arreglos también existen problemas para la circulación de

embarcaciones.


Figura 2-26: Embalse artificial, Turbinas en medio del mar.

2.6.2 Movimiento de Olas

La energía de las olas se aprovecha ocupando el movimiento cinético de las olas. Hay

2 tecnologías principales en este punto:

- Mediante un atenuador: Un atenuador es una estructura flotante alineada en

paralelo con la dirección de la ola, en donde la estructura monta la ola. Los

movimientos en su longitud pueden ser utilizados para producir energía. Uno de los

modelos representativos de ésta categoría es el Pelamis.

- Mediante un diferencial de presión sumergido: Éste dispositivo es una estructura

sumergida en el fondo marino cercano a la costa, que utiliza el avance y retrocesos

de las olas en la costa, aumentando y disminuyendo el volumen de agua sobre él, y

por ende la presión. Uno de los modelos representativos de esta categoría es Ceto.


Figura 2-27: Conversor Pelamis, Boyas.

2.6.2.1 Instalación.

La energía de una ola depende de diversos factores. Simplificando, la potencia

entregada por una ola se puede estimar como proporcional a su amplitud al cuadrado y al

período. La unidad típica de medición es kilowatt por metro de longitud de cresta (kW/m).

Superponiendo los diferentes tipos de olas en un cierto tiempo de un lugar dado, se puede

obtener un espectro de olas, donde se obtiene una cierta amplitud y períodos característicos

de cada lugar. Luego, bastaría con identificar los lugares con mayor y mejor energía (más

constante) para la instalación de éste tipo de generadores.

2.6.3 Gradiente térmico

La generación por gradiente térmico se basa en la utilización de la diferencia de

temperatura entre las aguas superficiales con las heladas aguas de las profundidades del

océano. Consiste en la instalación de una central térmica, en donde se coloca una tubería

para bombear agua de las profundidades, y al compararla con el agua superficial que se

encuentra calentada por efectos de radiación solar, hace uso de dicho gradiente térmico.


Figura 2-28: Planta OTEC.

En general son pocos los proyectos en el mundo en relación a la energía del mar, este

fenómeno se observa en la Figura 2-29. Esto se debe a que esta tecnología aún no alcanza

gran madurez.

Figura 2-29: Proyectos Marítimos (U.S. Department of Energy, 2009)


3. Chile y Tecnología Actual

Las tecnologías de generación ERNC se están desarrollando en el mundo y

extendiendo su utilización debido a las exigencias medio ambientales y al tan nombrado

cambio climático.

En Chile ya existen diferentes centrales generadoras pertenecientes al grupo de las

ERNC y algunos proyectos en desarrollo o en proceso de estudio del impacto ambiental

(SEIA).

SISTEMA PROPIETARIO NOMBRE CENTRAL

AÑO PUESTA EN SERVICIO

TIPO DE CENTRAL

MW

SIC AES GENER S.A. Volcán 1944 Pasada 13.0

COLBUN S.A. Chiburgo 2007 Pasada 19.2

ENDESA Sausalito 1959 Pasada 11.9

ENDESA ECO Ojos De Agua 2008 Pasada 9.0

S.C. DEL MAIPO Eyzaguirre 2007 Pasada 1.5

S.C. DEL MAIPO El Rincón 2007 Pasada 0.3

GEN. S. ANDES S. Andes 1909 Pasada 1.1

E.E. Los Morros Los Morros 1930-1994 Pasada 3.1

CARBOMET Carbomet 1944-1986 Pasada 8.2

Hidroeléctrica Puclaro Puclaro 2008 Pasada 5.7

Hidroeléctrica El Manzano El Manzano 2008 Pasada 4.9

GeneRhom Pehui 2009 Pasada 1.1

Hidroelec S.A. Trufultruful 2009 Pasada 0.5

SING CAVANCHA Central Cavancha 1995 Hidro 2.6

CHAPIQUIÑA Central Chapiquiña

1967 Hidro 10.2

AYSEN EDELAYSEN S.A. Río Azul 1987 Hidro 1.40

Empresa Eléctrica Cuchildeo

Cuchildeo 2007 Hidro 0.77

EDELAYSEN S.A. El Traro 1987 Hidro 0.64

EDELAYSEN S.A. Puerto Aysén 1962 Hidro 6.60

EDELAYSEN S.A. Lago Atravesado 2003 Hidro 11.00

Tabla 3-1: Centrales Mini-Hidráulicas instaladas en los principales sistemas de transmisión.

A continuación, se describen los principales avances en las tecnologías de generación

ERNC y su implementación actual en Chile.


3.1 Energía Mini-Hidráulica

3.1.1 Estado implementación en Chile

La capacidad instalada aportada por las pequeñas centrales hidráulicas (plantas con

capacidad menor a 20 MW) en los principales sistemas eléctricos de Chile es de 112.55 MW.

Estas centrales están repartidas entre el sistema interconectado central (SIC), el sistema

interconectado norte grande (SING) y el sistema AYSEN. En donde el SIC y el sistema AYSEN

tiene la el mayor numero de estas centrales (véase Anexo E¡Error! No se encuentra el origen

de la referencia.).

El potencial estimado en Chile según la APEMEC3 para centrales mini hidráulicas es de

10.000 MW de potencia y hay proyecciones que estiman hasta más de 30.000 MW.

La APMEC cuenta actualmente con un catastro de más de 170 potenciales proyectos

mini hidráulicos en Chile, los cuales aportarían más de 3.000 MW de potencia. Lo que

implica que todavía hay 7.000 MW que pueden ser utilizados para futuras inversiones.

3.1.2 Avances recientes en tecnología

La tecnología en las centrales mini-hidráulicas consiste básicamente en la turbina de

generación. En esta materia no ha habido grandes cambios en los últimos años dado a que

los fuertes desarrollos de turbinas ya tuvieron lugar gracias a la gran importancia que

tuvieron las grandes centrales hidráulicas en el desarrollo de energía.

Las principales turbinas siguen siendo la Turbina Pelton, la turbina Francis, la turbina

Kaplan, la turbina Michell-Banki y la turbina Turgo.

3.1.3 Inversión – costos

Los costos asociados a mini centrales hidroeléctricas dependen en gran medida de la

localización y las condiciones geográficas, características que influyen significativamente en

3 ASOCIACIÓN DE PEQUEÑAS Y MEDIANAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS, www.apemec.cl


el costo de las obras civiles y en consecuencia en la inversión inicial. Esta particularidad de

las mini centrales hidroeléctricas reviste mucha importancia en nuestro país, ya que el

recurso se ubica en zonas cercanas a la cordillera de los Andes, y por ende, lejos de las

principales redes viales y de transmisión troncal.

A continuación se muestra la estructura de costos estimada de una central

mini hidráulica común (Ver Tabla 3-2). Cabe resaltar que esta estructura es solo una

aproximación dado que dependiendo de las características geográficas algunos porcentajes

pueden variar.

Ítem Porcentaje ítem

Obras Civiles 45,27%

Equipamiento4 33,56%

Ingeniería y administración 4,73%

Conexión al SIC 8,03%

Varios y contingencias 8,41%

Total 100% Tabla 3-2: Estructura de Costos Central Mini hidráulica común. (Ubilla, 2008)

El costo de obras civiles se refiere a la instalación de faenas de obras de

infraestructura, al desarenado, al canal de aducción, a la tubería de presión, la casa de

maquinas, el canal de devolución y el patío de alta tensión. Por otro lado, el costo de

equipamiento se refiere mayormente a la turbina y a sistemas eléctricos de control.

Un detalle a resaltar es que el ítem de equipamiento es casi por completo el valor de

la turbina, como la turbina es comprada en el exterior principalmente en USA, el costo del

proyecto puede variar notablemente con la variación del dólar y el transporte.

Analizando varios proyectos de pequeñas centrales hidroeléctricas en Chile (Ver

Anexo E) se deduce que el costo de inversión de una pequeña central (3MW – 20 MW) está

en entorno a los 1500 – 2500 US$ por kW.

4 Este costo es mayormente asociado a la turbina.


3.2 Energía Eólica


En Chile existen 172MW de potencia instalada construidos de energía eólica. Sin

embargo, existe una gran cantidad de proyectos en desarrollo o en tramitación ambiental.

Agregando los proyectos con intención de desarrollo se alcanza un total de 1.924MW (ver

Tabla 3-3) lo que representa más de un 15% de la capacidad instalada actualmente.

Estado Tecnología Propietario Capacidad MW

Construidas Parque Eólico Canela Endesa 19

Parque Eólico CrisToro Cristalerías el Toro 9

Parque Eólico Canela II Endesa 60

Parque Eólico Totoral Norvind 46

Parque Eólico Monte Redondo Suez 38

Total 172

Permiso ambiental Aprobado

Parque Eólico Talinay Eólica Talinay 500

Granja Eólica Calama Codelco Chile, División Codelco Norte 250

Parque Eólico Punta Palmeras Acciona Energía de Chile 104

Parque Eólico Quillagua Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. 100

Parque Eólico La Gorgonia Eolic Partners S.A. 76

Parque Eólico El Pacífico Eolic Partners S.A. 72

Parque Eólico La Cachina Ener-Renova 66

Parque Eólico Minera Gaby Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. 40

Ampliación y Modificación Parque Eólico Punta Colorada

Barrick Chile Generación S.A. 36

Otros 85

Total 1.329

Permiso ambiental en calificación

Parque Eólico Lebu Sur Inversiones Bosquemar Ltda. 108

Parque Eólico El Arrayán Rodrigo Ochagavía Ruiz-Tagle 101

Parque Eólico Arauco Element Power Chile S.A. 100

Parque Eólico Valle de los Vientos Parque Eólico Valle de los Vientos S.A. 99

Otros 16

Total 424

Capacidad Total Eólica 1.924

Tabla 3-3: Inversión en Generación Eólica en Chile (Systep, 2010).


Más información sobre algunos de los proyectos en Chile se describe en la Tabla 3-4.

Parque Eólico Empresa Capacidad MW

Generación Media Anual GWh

Inversión MM US$

Inicio Operaciones

Canela I Endesa Eco 19 47,1 35 Dic 2007

Canela II Endesa Eco 60 137 146 Nov 2009

Totoral Endesa Eco 46 110 140 Dic 2009

Monte Redondo GDF Suez 38 - 100 Dic 2009

Calama Codelco 250 - 700 -

Tabla 3-4: Inversión en Generación en Chile - Algunos proyectos (Systep, 2010).

Un catastro de los resultados de procesos de licitación de suministro a clientes

regulados en Chile revela que, en licitaciones entre el 2006 y fines del 2009, existe un

promedio de la energía de 67,5US$/MWh (Mocarquer, 2010).


La tecnología eólica ha sufrido fuertes cambios gracias al desarrollo e inversión en

investigación debido a que se ha presentado, inicialmente, como una de las tecnologías

ERNC más abordables técnica y económicamente.

En la Figura 3-1 y Figura 3-2 se puede observar el fuerte crecimiento que ha tenido el

diámetro y la potencia de las turbinas desarrolladas durante los últimos 20 años. La

capacidad de las turbinas ha llegado a valores pasados los 5MW en el año 2010 y, como se

puede notar en la Figura 3-2, el promedio de las instalaciones realizadas en la UE en el año

2007 ya superaba 1,7MW.


Figura 3-1: Crecimiento del tamaño de turbinas eólicas comerciales (EWEA, 2009).

Figura 3-2: Capacidad promedio de turbinas instaladas por año en UE.

La amplia demanda por energía eólica en Europa ha permitido profunda investigación

y el desarrollo de turbinas más baratas y eficientes en los últimos 20 años. La Figura 3-3

muestra el valor de la energía para Dinamarca, teniendo en cuenta el desarrollo de tamaños

y diferentes modelos de turbinas.


Figura 3-3: Generación eólica - costo de energía eléctrica en el tiempo (EWEA, 2009).

Los pronósticos indican que el desarrollo próximo va por el lado de las instalaciones

de turbinas eólicas en el mar al ir cambiando las políticas al respecto. El viento posee

mejores características para la generación mar adentro, lo que permite extraer una mayor

cantidad de energía de éste. Lo anterior sumado al elevado costo del terreno y la gran

alternativa de suelo marítimo para disminuir el impacto sonoro y visual, serían suficiente

argumento para que en el futuro próximo la inversión en turbinas eólicas offshore supere a

las onshore, que hoy en día son un 50% más baratas.

Figura 3-4: Inversión en Energía Eólica (EWEA, 2009).



Para evaluar la inversión en esta tecnología se deben considerar los componentes

que intervienen en la realización de este:

- La fundación: El elemento para fijar la torre a tierra y dar estabilidad estructural. Esta

puede de dos tipos. La superficial (Shallow), para suelos más rígidos, de las más

comunes; y del tipo Pile, para suelos más blandos y posee un mayor costo.

- La torre: Es gran parte del costo, representando entre un 15 a un 20% del costo total

del proyecto. Es necesario evaluar la altura puesto que a más altura existe mayor

velocidad del viento lo que permite mayor generación. Existen torres metálicas, de

hormigón y de acero tubular.

- Como ya se mencionó, la cabeza contiene elementos eléctricos, electrónicos y

mecánicos como el generador, controles, caja de engranajes (si es que no son

directos al buje), etc. Estos establecen gran parte de la inversión, sumando el costo

elevado del transporte asociado.

Como ejemplo, en la Tabla 3-5 se muestra la estructura de costos una turbina típica

en la EU para el año 2006 (EWEA, 2008). Los costos de operación y mantención de turbinas

onshore varían entre 12 y 32 US$/MW (IEA, 2009).

Sección Distribución de costos totales [%]

Turbina5 75

Fundaciones 7

Instalaciones Eléctricas 1.5

Conexión a la Red 9

Consultoría 1.2

Terreno 4

Costos Financieros 1.2

Construcción de Accesos 1.2

Sistemas de control 0.3

Tabla 3-5: Estructura de costos para proyectos de generación eólica de 2MW (EWEA, 2008)

5 Incluye los costos de la turbina, generador, torre y transporte


Los costos por kWh de generación eólica, calculados como función del

comportamiento del viento en el lugar elegido, son mostrados en la Figura 3-5. El rango de

costos es de entre 7 y 10c€/kWh en lugares con baja velocidad media del viento, y

aproximadamente entre 5 y 6,5c€/kWh en lugares con alto viento ubicados en la costa, con

un promedio total de 7 c€/kWh en sitios con viento medio. El viento es medido en función

de las horas a carga completa de la turbina que permite la zona elegida. También se muestra

cómo los costos de instalación afectan el costo de la generación eléctrica (EWEA, 2008).

Figura 3-5: Costo kWh según nivel de viento en zona (EWEA, 2008).

A pesar de que el gráfico de la Figura 3-6 está basado en datos limitados, se puede

notar que el costo total por kW instalado de capacidad de generación eólica es distinto

según país. Sin embargo, se puede establecer que típicamente varía entre 1.000€/kW a

1.350€/kW aproximadamente (EWEA, 2008), valor algo mayor para proyectos en Chile

(como se puede comparar en la Tabla 3-4) debido a la lejanía de los productores, reciente

introducción (curva de aprendizaje). El costo asociado a la turbina considera fundación,

conexión a la red, etc. Por otro lado, estudios internacionales muestran que el costo de

inversión por kW un poco más altos (ver Anexo A).


Figura 3-6: Costo total de inversión (EWEA, 2008).

En la Tabla 3-6 se presenta una lista de algunos generadores, de diferentes

capacidades, cotizados vía internet. No se ha incluido el descuento por volumen existente

Por ejemplo, para SAIP: 10u-30%, 20u-5%, 50u-10%, 100u-15%. Además se debe considerar

el poder de negociación de grandes empresas eléctricas e inversionistas en la cotización

directa de equipos de gran envergadura como estos.

Modelo Potencia [kW]

Velocidad Partida -

nominal – seguridad

viento [m/s]

Altura torre [m]

Diámetro rotor [m]

Peso [T]

Tipo Precio [M

US$]

EG 12.3 30 3 – 12 - 50 18 12,5 0,95 Off-grid 52,430

On-grid 80,957

SAIP AH50

50 3,5 – 11 - 50 25 18 2,05 On-grid 181,035

SAIP AH100

100 4 – 11 - 25 19 - Off-grid 249

On-grid 285

SAIP AH780

780 3,5 – 14 - 70 47/63 50 89* On-grid 1.058

SAIP S77 1.500 3 – 12 - 52 62/90/100 77 181* On-Grid 1.900

Quindo FDMG1.5

1.500 3,5 – 12 - 63 70,5 173,6* Off-grid 1.698

On-Grid 1.998

Tabla 3-6: Precios turbinas ejemplo (Wind Power, 2010). *Incluyen torre


3.3 Energía Solar


En Chile, la energía solar ha sido y es utilizada preferentemente en la zona norte del

país, donde existe uno de los niveles de radiación más altos del mundo. Es usada

principalmente para el calentamiento de agua a bajas temperaturas y para generación de

electricidad con paneles fotovoltaicos en viviendas y establecimientos aislados y dispersos

en zonas rurales.

En efecto, los colectores solares térmicos son los que se han implementado en mayor

cantidad a nivel nacional, estimándose hasta agosto del 2008 una superficie instalada de

más de 7.000 m26.

En la actualidad no existen parques de energía solar que generen energía para los

principales sistemas eléctricos del país (véase Anexo B).

En lo que se refiere a la potencial capacidad solar existente en Chile, podemos decir

que en el Norte de Chile existe un gran potencial energético de radiación solar, incluso esta

dentro de los más altos índices a nivel mundial. Además de esto el Norte de Chile presenta

condiciones sumamente favorables para su utilización.

En la Tabla 3-7 podemos ver que los índices radiación muestran entre 3.600 –

4.100kWh/m2.día desde la I a la IV región, entre la V y la VIII se encuentra cercano a los

3.000kWh/m2.día y en el resto del país bajo los 2.600kWh/m2.día. La potencial capacidad

que todavía se puede explotar en materia de energía solar es gigantesca.

.

6 CNE y CDT


Región

Radiación Solar (Kcal/m2.dia)

Radiación Solar (kWh/m2.día)

I 4.554 3.916

II 4.828 4.151

III 4.346 3.737

IV 4.258 3.661

V 3.520 3.027

VI 3.676 3.161

VII 3.672 3.157

VIII 3.475 2.988

IX 3.076 2.645

X 2.626 2.258

XI 2.603 2.238

XII 2.107 1.812

RM 3.570 3.070

ANTARTIDA 1.563 1.344 Tabla 3-7 : Radiación Solar Diaria Total Horizontal Promedio Anual para las Regiones de Chile (Sarmiento, 2006)


En relación a la introducción de nueva tecnología en el mercado, durante los últimos

años ha entrado con fuerza la tecnología de la película fina, la cual, ya se estima niveles de

madurez suficientes que la hacen competitiva en el mercado. Como respuesta a ello, se ha

reportado un incremento en los fabricantes de este tipo de tecnología, en Europa, China,

Estados Unidos, y otros países como la India y Japón, estimándose que en la actualidad,

existen más de de 80 compañías activas en la tecnología de lámina delgada. Una de sus

principales ventajas para su desarrollo corresponde a que necesita menores volúmenes de

silicio para su fabricación.

En el ámbito de la energía solar térmica concentrada, se ha observado una

reactivación del mercado desde 2004, con la construcción numerosas centrales de

envergadura variable (desde 1MW hasta 50MW), ,con grandes compañías interesadas en el

desarrollo de proyectos, como por ejemplo, Abengoa Solar, Solar Millennium de Alemania,

Stirling Energy Systems de EE.UU., entre otras.


En el ámbito de la investigación científica hoy en día se trabaja en busca de dos

objetivos. Uno es la eficiencia, y por este lado se está desarrollando la tecnología de células

solares de múltiple unión. El otro es el valor económico, se buscan paneles más baratos pero

también menos eficientes. Las tecnologías que se desarrollan en este ámbito son las células

solares orgánicas y las células Dye-sensitized.

A continuación, se muestra en la Figura 3-7 todas las tecnologías fotovoltaicas

desarrolladas y cuál ha sido le eficiencia máxima que han logrado bajo condiciones de

laboratorio.

Figura 3-7: Eficiencia de tecnologías en laboratorio. (Selya Price, 2010)



3.3.3.1 Fotovoltaica

Para evaluar los costos de instalar un parque solar fotovoltaico es necesario conocer

una composición de costos referencial.

Figura 3-8: Estructura de costos de instalaciones promedio fotovoltaicas. (Selya Price, 2010)

Como se ve en la Figura 3-8 para parques solares fotovoltaicos mayores a 100 kW de

capacidad el costo por la compra de los paneles solares corresponde al 52% de la inversión,

el costo por la compra de los inversores corresponde al 6% de la inversión, la compra en

otros materiales (cables, fierros, etc.) corresponde al 11% de la inversión, el costo por

trabajos de instalación corresponde al 10 % de la inversión y el costo por investigaciones,

gastos generales y permisos corresponde al 21% de la inversión.

En resumen el costo más caro son los paneles solares. De ellos podemos encontrar

varios precios según la tecnología a nivel mundial.

En USA los paneles mono cristalinos cuestan alrededor de los $3.830US$/kWp, los

paneles multi cristalinos cuestan alrededor de los 3.430US$/kWp Los paneles de segunda

generación están entre los 3.000 – 2.510 $US/kWp (Ver Tabla 3-8).


Tecnología Precio (2008 US$/Wp) Eficiencia de conversión

Mono cristalino $3,83 17,5%

Multi cristalino $3,43 13,5%

Amorhus silicon (a-Si) $3,00 6,5%

Copper indium (CIS/CIGS) $2,81 10,2%

Cadmium telluride (CdTe) $2,51 10,0%

Tabla 3-8: Precio tecnologías y eficiencia. (Selya Price, 2010)

En Chile por el momento solo podemos encontrar paneles de primera generación

(mono cristalinos y multi cristalinos) en los proveedores7 locales. El precio de estos paneles

va entre 2.500 – 3.000€/kWp. También se realiza cotización de inversores con proveedores

locales8 obteniéndose un precio de 500€/kWp.

Otro estudio internacional (IEA, 2009) muestra que en parques fotovoltaicos el costo

promedio de inversión es de 6.800US$/kW para USA y de 6.270US$/kW para Europa. El

costo promedio de mantención y operación es de de 44US$/kW para USA y de 41US$/kW

para Europa (Ver Anexo A).

Si se considera que los paneles solares son el 52% del costo de inversión en Chile de

implementar un parque fotovoltaico debería estar en el orden de los 4.808 – 5.770€/kW.

Esto serían entre unos 5.770 – 6.924US$/kW.

Estos valores son muy cercanos los del estudio de la IEA, lo cual reafirma que el rango

de 5.770 – 6.924 US$/kW es un rango valido. Por otro lado, el costo finalmente depende

mucho del poder de negociación que tenga la empresa.

3.3.3.2 Concentración Solar (CSP)

En la Figura 3-9 se muestra la composición de costos de la instalación de una planta

de torre de poder.

7 www.ecopowerchile.com, www.solaico.com

8 www.ecopowerchile.com, www.solaico.com


Figura 3-9: Estructura de costos proyecto CSP promedio. (Selya Price, 2010)

En Chile esta tecnología aun no está madura por lo cual no existen proveedores que

las ofrezcan.

Un estudio internacional (IEA, 2009) muestra que en parques de concentración solar

el costo promedio de inversión es de 3.970US$/kW para USA y de 4.110US$/kW para

Europa. El costo promedio de mantención y operación es de de 99US$/kW para USA y de

103US$/kW para Europa (Ver Anexo A).


3.4 Energía Geotérmica


La energía geotérmica en Chile se presenta como una buena opción debido a la alta

actividad volcánica presente en sus tierras. Chile pertenece al “Cinturón de Fuego del

Pacífico”, lo que justifica tal característica y suma una alta actividad sísmica, mostrada a

través de los eventos geológicos durante toda su historia.

Las exploraciones geotérmicas en Chile se iniciaron en 1968 a través de un convenio

entre el Gobierno de Chile y el PNUD. En ese tiempo se creó el Comité para el

Aprovechamiento de la Energía Geotérmica, cuya función fue “programar, dirigir y realizar

investigaciones y trabajos en las zonas que existan recursos geotérmicos, encaminados a

establecer las posibilidades más adecuadas de explotación de los mismos”.

En el norte y centro-sur de Chile existen varios recursos geotérmicos con

temperatura adecuada para el desarrollo geotérmico (200°-250°C) que podrían ser utilizados

para la generación de electricidad. La llegada del gas natural retrasó el desarrollo de

diferentes proyectos debido a su bajo costo. Sin embargo, las condiciones actuales de

racionamiento de gas por parte de Argentina han vuelto a encender las alarmas con

respecto a la diversificación y el avance de proyectos geotérmicos en el norte del país.

Al año 2010 ya se han otorgado más de 65 concesiones de exploración por parte del

ministerio de minería. En estas concesiones destaca la presencia de CFG Chile S.A.,

Universidad de Chile, Antofagasta Minerals S.A., Energía Andina, etc. Algunos estudios

muestran que las zonas más atractivas para el aprovechamiento de esta fuente de energía

son: El Tatio; Puchuldiza; Sán José de Maipo; Calabozo, frente a Talca; Copahue, al interior

de Temuco; Carrán, de Valdivia al interior; y Puyehue (EDITEC - Arturo Hauser, 2009).


Figura 3-10: Mapa de oportunidades y concesiones en Chile.

Uno de los problemas presentes en el desarrollo de proyectos geotérmicos es el gran

tiempo que toma la investigación, la exploración y permisos que se involucran previos a la

perforación y construcción de una planta definitiva. La Figura 3-11 muestra el largo tiempo

que demora la exploración en sus fases de reconocimiento, superficial y profunda, además

de un tiempo aproximado de 6 años para empezar la producción, tiempo bastante mayor a

otras tecnologías como la eólica o la PV.


Figura 3-11: Cronograma y proceso de una concesión geotérmica (Energía Andina, 2009).


Como ya se pudo ver en el apartado 0, los avances en esta tecnología van por el lado

de los estudios que establecen la capacidad del yacimiento y el abaratamiento de los costos

en pozos exploratorios, que permiten realizar el modelado del yacimiento para disminuir la

incertidumbre y los riesgos.

Sin embargo, según la literatura la falta de desarrollo durante la última década

impidió actualizaciones periódicas de estimaciones de costos y condujo a la utilización de

reducciones optimistas al respecto. La disminución en el apoyo de los gobiernos y la

abundancia de combustibles fósiles baratos han socavado el desarrollo de plantas de energía

geotérmica en los últimos años (Geothermal Energy Association, 2005).


Los costos para esta tecnología son muy variables puesto que, como ya se mencionó,

es muy difícil caracterizar el yacimiento sin antes realizar los pozos exploratorios. Estos

ayudan a disminuir los riesgos de la inversión puesto que definen las características de


permeabilidad, capacidad, temperatura, potencial y, finalmente, la posible rentabilidad. Para

tener una idea inicial se requiere realizar actividades de investigación relacionadas con la

geología, geoquímica, geofísica, geohidrología, etc., y realizar modelos volumétricos o de

descompresión gradual.

Otros costos importantes, que van de la mano con proyectos geotérmicos, son el

camino de acceso, puesto que muchas veces se encuentran alejados de zonas urbanas y

carreteras; y la línea de transmisión hacia la red troncal o consumo.

La central de generación es el costo que más impacta en el total de la inversión. Los

precios son muy variados y van desde los 900 a 1800US$/kW instalado (Nuñez, Días Sáez, &

Velásquez Espinoza, 2008). Los factores más influyentes son:

- El contenido de gases del vapor puede definir el tamaño de los compresores y elevar

su costo.

- El tipo de recurso, si es agua caliente o vapor, además de la temperatura del recurso.

- El contenido de ciertos gases y sales corrosivas encarecería las cubiertas de los

componentes encareciendo el generador.

- El ciclo seleccionado según la presión de admisión, escape y el número de entradas

de vapor (según el número de presiones de separación “flasheo” que puede ser 1, 2 o

raramente 3). Además podría ser un ciclo binario, como ya se explicitó en la primera

sección.

- Existen economías de escala en la capacidad de las turbinas, pero por otro lado, el

efecto corrosión sumado al esfuerzo de los componentes limita el tamaño de las

turbinas.

El costo del pozo productor depende de la profundidad a la que se encuentre el

yacimiento y del tipo de roca a perforar. Se debe definir el diámetro de la tubería, además

de tuberías de anclaje y amarre. Por otro lado, se debe considerar el pozo de inyección que

estará sometido a menores esfuerzos térmicos y mecánicos.


Recientes estudios realizados en la Universidad George Washington sobre los costos

relacionados con el desarrollo de un proyecto geotérmico, incluyendo costos de inversión,

tiempos de exploración, etc., según distribuciones probabilísticas triangulares para cada uno

de los parámetros, muestran que el costo de la energía producida tiene la distribución de la

Figura 3-12, estableciendo una moda de alrededor de 83US$/MWh. Se debe aclarar que en

algunos casos los costos de transmisión pueden significar gran parte de la inversión e

impactar en el VAN del proyecto.

Figura 3-12: Distribución probabilística de costo normalizado Central Geotérmica doble flash (Caner Sener,

Rene van Dorp, & Dylan Keith, 2009).

Según este mismo estudio, los costos del proyecto geotérmico utilizando un sistema

doble flash, se pueden dividir según la Tabla 3-9 que muestra la alta porción del costo total

que va relacionado al costo de capital, exploración, pozo y construcción en superficie,

llegando a casi un 61%.


Ítem Límite inferior - 95% intervalo de confianza

[US$/MWh]

Promedio [US$/MWh]

Límite superior - 95% intervalo de confianza

[US$/MWh]

Promedio %

Costo de exploración

1,2 3,7 6,8 4,1%

Pozo 5,6 14,9 32,5 16,8%

Instalaciones en superficie

30,2 35,4 41,2 39,9%

O&M 18 29,9 45,4 33,7%

Constitución Pozo

0,7 4,9 13,9 5,5%

Total 68,0 88,9 118,4 100%

Tabla 3-9: Componentes del costo normalizado para ciclo doble flash.

Otra literatura provee diferentes valores para los costos de inversión, pero dentro de

ciertos márgenes. La diferencia está justificada por la naturaleza y el tamaño de las plantas.

Por ejemplo, los costos de O&M son generalmente estimados entre 10 y 30%. En una

investigación de la Geothermal Energy Association se aproximan los costos de inversión para

un proyecto típico según los valores de la Tabla 3-10, definiendo costos de inversión

promedio entre 3000 y 3500US$/kW.

Ítem Porcentaje de inversión

Exploración 5%

Confirmación 5%

Permisos 1%

Excavación Pozo 23%

Recopilación de vapor 7%

Planta generadora 54%

Transmisión 4% Tabla 3-10: Desglose gastos típicos de proyectos geotérmicos (Geothermal Energy Association, 2005).


3.5 Energía Mareomotriz


En Chile estos tipos de energía no se han utilizado, salvo algunos pocos proyectos de

investigación aislados, y estudios particulares orientados a estimar el potencial de energía

undimotriz en toda la costa de Chile, y de corrientes en la zona del Canal de Chacao. Aún

cuando se estima existe un gran interés por desarrollar este tipo de energía en el país, los

costos asociados a la inversión y el riesgo tecnológico dado por la inmadurez del mercado

han frenado a la fecha su implementación en el país.


En lo que respecta a la energía de las olas, se han estudiado varias formas de

poder aprovechar este tipo de energía, como son: sistema de pontones abisagrados que

siguen el perfil de la ola, con bombas hidráulicas unidas a las bisagras que absorben la

potencia de las olas y la usan para mover un generador eléctrico; otro tipo de sistema es el

de las boyas de iluminación, en donde el artefacto es colocado dentro de la boya y el

movimiento de la ola a través de un sistema de diafragma y aire, genera la energía suficiente

para las luces de la boya; etc. Si bien, existen empresas como Pelamis que ya ofrecen

modelos de manera comercial, su aplicación no ha estado exenta de especulaciones sobre su

estabilidad, resistividad, y aplicación a gran escala.

Otros sistemas aún se encuentran en etapas de estudio. En el caso de la energía de

corrientes marinas, se han desarrollado prototipos, muchos de los cuales aún están en

etapas de pruebas, aún cuando también se ofrecen equipos comerciales.

En relación a la energía de gradientes térmicos, se han hecho proyectos de

investigación, sin embargo, aún no existe tecnología comercial disponible en el mundo.



Como los mercados aún están muy inmaduros es difícil obtener alguna estimación

del costo de implementar estas tecnologías a través de consultas a proveedores.

Por otro lado, un estudio dirigido por la International Energy Agency estima que los

costos de inversion para esta tecnologías son de 5320 US$ por kW para Europa y 5420 US$

poer kW para USA. El costo de operación y mantencion por kW es de 160 US$ para europa y

de 163 US$ para USA (Ver Anexo A).

País Costo de Inversión Costo de operación y mantención

Europa 5.320 US$ por kW 160 US$ por kW

USA 5.420 US$ por kW 163 US$ por kW Tabla 3-11: Resumen de Costos de Estudios.


3.6 Permisos a considerar

Los estudios de impacto ambiental y la declaración asociada tienen un gran impacto

en el tiempo de desarrollo de este tipo de proyectos. Además, los permisos necesarios

pueden retrasar bastante la realización de cualquier proyecto.

Permiso/Estudio Plazo Estudio Impacto Ambiental 120 días hábiles, expandibles a 180

Declaración de Impacto ambiental

60 días hábiles, expandibles a 90

Cambio de uso de suelos En promedio 60 días corridos

Desafectación forestal En promedio 60 días corridos

Construcción de Obra Hidráulica - 30 días después de entrega de antecedentes se publica en diario oficial.

- 30 para recibir reclamos y/o observaciones. - 4 meses para que se emita la resolución - Se estima una duración de 1 año en promedio.

Derechos de aprovechamiento de aguas

En promedio 10 meses

Plan de manejo forestal En promedio 120 días corridos

Concesión eléctrica provisional 90 días hábiles + toma de razón y escritura pública (podría ser hasta 2 años)

Concesión eléctrica definitiva 90 días hábiles + toma de razón y escritura pública (podría ser hasta 2 años)

Tabla 3-12: Tiempos aproximados obtención de permisos (Endesa Chile, 2009).

Además se debe considerar otros posibles permisos sectoriales: Dirección

Aeronáutica Civil, Directemar concesión marítima, dirección de vialidad, direcciones

municipales, permisos sanitarios, SEC instalaciones de combustibles (Endesa Chile, 2009).

Por otro lado, se deberá tener en cuenta a futuro las normas de emisiones

(especialmente para centrales térmicas) y permisos o convenios a contraer con pueblos

indígenas.


4. Tecnologías para aplicación local

En relación al potencial de recursos para el desarrollo de las ERNC, Chile tiene claras

ventajas geográficas en relación al potencial de energías del mar, energía solar y geotérmica.

En relación al potencial del recurso hídrico en Chile, si bien este ha sido ampliamente

explotado en proyectos de gran escala de generación eléctrica, aún se identifican espacios

para la generación de nuevos proyectos de pequeña escala (menores a 20 MW).

A nivel mundial la tecnología eólica, la tecnología geotérmica, la tecnología hidráulica

y la tecnología solar fotovoltaica cuentan con mercados muy maduros. La tecnología solar

por concentración solar recién está desarrollando un mercado, principalmente en USA y

España, pero se ve avanzar con fuerza. La tecnología de los mares todavía está en una etapa

temprana, por lo cual el mercado es muy inmaduro.

Primeramente, la energía mini-hidráulica presenta un gran atractivo en cuanto a los

costos de inversión, costos de operación, know-how, madurez de la tecnología y

disponibilidad del recurso, sobretodo en zona centro-sur de Chile donde existe un potencial

de por lo menos 10.000 MW de capacidad.

Según los precios analizados, la energía eólica se presenta como una alternativa de

inversión, considerando los actuales bonos involucrados y las exigencias ERNC de la nueva

legislación. Lamentablemente, la aleatoria disponibilidad del recurso produce un factor de

planta muy bajo que eleva el riesgo de la inversión, llevándolo a niveles críticos. El mapa

eólico de Chile (ver Anexo C) muestra un gran potencial en la II región, un potencial medio

entre la IV y IIX regiones, y un gran potencial en la IX y X regiones. Destacándose el potencia

en la zona de Chiloé, que además podría ser base para futuras instalaciones offshore. Es

necesario considerar que para llevar a cabo este tipo de proyectos se debe realizar un

estudio acabado de medición y evaluación del recurso eólico, además de tener en cuenta la

ventaja que poseen zonas cerca de líneas de transmisión adecuadas.


Para este tipo de proyectos será necesario evaluar las condiciones políticas frente al

medio ambiente y los diferentes subsidios e incentivos que se presenten para este tipo de

tecnologías. Las recientes modificaciones a las leyes intentan “forzar” los precios de las

tecnologías ERNC más baratas para hacerlas competitivas frente a las energías

convencionales y, a la vez, dar una señal de la externalidad que producen estas últimas.

Existen además otros incentivos, como la venta de bonos de carbono, que será necesario

tener en cuenta para evaluar la inversión en este tema. Como se puede ver en la Figura 4.1,

estos ingresos no son menores.

Figura 4-1: Ingresos típicos de un proyecto ERNC.

Tecnologías como la solar aún presentan costos muy elevados, siendo difícilmente

competitivas en el mercado actual, a pesar de los mencionados incentivos y subsidios.

Complementariedad de tecnologías y futuros avances irán elevando el factor de planta del

mix instalado, bajando los costos y haciendo rentable inversiones de este tipo.

En la actualidad las energías convencionales siguen siendo una opción más barata

que las energías ERNC. Pero en el futuro, a medida que los costos de inversión de estas

tecnologías por kW vayan disminuyendo (Ver Anexo A.) y los impuestos por contaminación

vayan apareciendo, es muy posible que las energías ERNC sean una real alternativa.

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(CN

E, 2

009

)

VI

Anexo C. Mapa eólico de Chile

El siguiente mapa es una medición realizada por el Departamento de Geofísica de la

Universidad de Chile en el año 1993. Ésta muestra puntos de medición de la energía eólica a

lo largo de Chile, distinguiéndose por color según velocidad media anual.

(Departamente de Geofísica Universidad de Chile, 1993)

X

Anexo D. Potencial Eólico Chiloé

El siguiente mapa muestra el potencial eólico presente en una selección de islas de la

Isla de Chiloé, X región.

(CNE, 2009)

XI

Anexo E. Algunos proyectos mini-hidro

En esta Tabla se presentan varios proyectos de centrales mini hidráulicas realizadas

en Chile. Más abajo se presenta el valor promedio de la inversión y su desviación estándar.

(Ubilla, 2008)

Proyecto Potencia MW Inversión MM US$ US$/kw

Río Blanco Rupanco 5,5 15 2.727,3

Río Nalcas 3,5 12 3.428,6

Palmar – Correntoso 13 20 1.538,5

Rio Blanco, Hornopiren 18 25 1.388,9

El Toyo 21,6 37 1.713,0

San Clemente 6 12 2.000,0

Balalita 10,94 17,8 1.627,1

Casualidad 21,2 35 1.650,9

Proyecto Santiago 7,63 15,45 2.024,9

Media 1.927

Desviación estándar 678

Máximo 3.429

Mínimo 1.167

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