Chile

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Chile

  1. 1. PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE  ESCUELA DE INGENIERÍA – DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA  IEE3372 MERCADOS ELÉCTRICOS            Evaluación comparativa de centrales de generación  de energías renovables mediante la aplicación de la  nueva ley de energías renovables recientemente  aprobada en Chile                                                                                       Integrantes:        Hernaldo Saldías                                                                                                             Hernán Ulloa                                                                               Profesor:              Hugh Rudnick                                                                             Ingeniero Guía:  Eduardo Recordón        25 de Mayo de 2008 
  2. 2.  Índice  1.  Introducción                        2  2.  ¿Qué se entiende por energías renovables no convencionales?          3  3.  Breve descripción del mercado eléctrico chileno y el contexto en que surge la ley que fomenta       5  las energías renovables no convencionales (19.657).  4.   Descripción de la nueva ley de energías renovables recientemente aprobada en Chile      9  5.     Incentivos para la generación de energías renovables no convencionales en otros países                11  5.1  Caso Alemán                                                           12  5.1.1  Antecedentes                                                                       12  5.1.2  Forma de cálculo de tarifas                                                     13  5.2  Caso Español                                                                                       13  5.2.1  Antecedentes                                                                                     14  5.2.2  Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007                                   14  5.3  Caso Australiano                                                                                       15  5.2.1  Antecedentes                                                                                                   16  5.2.2  Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007                                   16  5.4  Caso Brasileño                                                                                                     17  6.  Análisis de créditos y fondos de ayuda destinados a fomentar la participación de privados              19  y particulares en proyectos de ERNC en sus etapas de desarrollo  6.1  Fondos de Prospección y materialización en Regiones                   19  6.2  Programa de Proyectos de Pre inversión para la Región Metropolitana                 19  6.3  Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)                                     20  7.   Dimensionamiento del mercado eléctrico de ERNC que podría establecerse en Chile  debido a       21   la aplicación de la nueva ley.  8.  Descripción de las principales tecnologías de ERNC existentes e incluidas en la nueva ley.                23  8.1  Energía Eólica                                                                                                     23  8.1.1  Ventajas de la energía eólica:                                                                                 24  8.1.2  Desventajas de la energía Eólica:                                                                                 24  8.2  Energía de pequeñas centrales hidráulicas                                                                        26  8.2.1  Ventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala                                 27  8.2.2  Desventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala                                 27  8.3  Energía a partir de la Biomasa                                                                                   28  8.3.1  Ventajas de la energía a partir de la biomasa                                   28  8.3.2  Desventajas de la energía a partir de la biomasa                                   29  8.4  Energía Geotérmica                                                                       29  8.4.1  Ventajas de la energía geotérmica                                                                   31  8.4.2  Desventajas de la energía geotérmica                                                   31  8.5  Energía Solar                                                                                                                   31  8.5.1  Funcionamiento de los sistemas de energía fotovoltaica                                  32  8.5.2  Ventajas de la energía solar fotovoltaica                                                   34  8.5.3  Desventajas de la energía solar fotovoltaica                                                   34  8.6  Energía mareomotriz                                                                                     34  8.6.1  Ventajas de la energía mareomotriz                                                   38  8.6.2  Desventajas de la energía mareomotriz                                                   38  8.7  Costos  y factor de planta por tecnología de ERNC.                                                                 38  9.   Breve evaluación económica y determinación de viabilidad de las distintas tecnologías de              39   ERNC para el caso Chileno con la nueva ley de energías renovables. Análisis comparativo.  9.1   Sensibilidad de los resultados                                                                                   42  9.1.1 Variación del precio a largo plazo de la energía                                                 42  9.1.2  Variación de los costos de inversión                                                   42  9.1.3  Variación del retorno de la inversión                                                   43  10.   Conclusiones                                                                                                       44  11.  Bibliografía                                                                                         47  1   
  3. 3. 1.  Introducción  El día 1 de abril del año 2008 fue publicada en el diario oficial la ley 20.257 que tiene por objetivo  dar  un  real  incentivo  a  la  implementación  de  energías  renovables  en  el  país.  Esta  ley  surgió  después de que las leyes corta I y II demostraran ser insuficientes para lograr este objetivo.    La ley más que un incentivo se plantea como una obligación para los generadores de acreditar que  un cierto porcentaje, que aumenta progresivamente hasta alcanzar un 10% el 2024, de la energía  generada  en  el  país  provenga  de  medios  de  generación  de  energía  renovable  no  convencional  estableciendo multas en caso de no cumplirlo.  La  ley  surge  en  medio  de  un  escenario  de  escasez  energética,  en  donde  quedó  demostrada  una  vez  más  nuestra  excesiva  dependencia  de  las  centrales  hidroeléctricas,  y  del  mercado  internacional de los hidrocarburos. Lo anterior provocó que el precio de la energía eléctrica llegara  a valores altísimos debido al alto precio del petróleo.  Esta  ley,  surgida  como  una  decisión  política  del  ejecutivo,  tiene  además  como  objetivo  el  diversificar la matriz energética del país, de modo tal que no dependamos tanto en el futuro del  precio del petróleo y de la hidrología.  Naturalmente  surge  la  inquietud  acerca  de  si  esta  ley  es  realmente  suficiente  para  fomentar  las  ERNC y diversificar nuestra matriz energética y el impacto que tendrá sobre el mercado eléctrico  chileno.  Para  responder  a  estas  interrogantes  se  estudiará  en  el  presente  trabajo  el  impacto  que  esta  nueva ley de fomento a las energías renovables podría tener en la posibilidad de que los proyectos  de ERNC se ejecuten en nuestro país y puedan ser una real contribución a la diversificación de la  matriz energética.   Para  ello  se  realizará  una  evaluación  comparativa,  tanto  cualitativa  como  cuantitativa,  entre  las  distintas tecnologías ERNC existentes incluidas en la ley señalada, con el fin de determinar cuáles  tecnologías son económicamente viables a largo plazo dado el nuevo marco legal.   Además se estudiará si con el actual marco legal, más la nueva ley, los fondos y mecanismos de  incentivo  existentes,  existe  una  opción  real  de  que  se  abra  un  nuevo  mercado  al  que  puedan  ingresar empresas distintas de las que tienen el actual control del mercado eléctrico chileno.  Primero se revisará brevemente los contenidos de la ley y los mecanismos de ayuda existentes, en  una sección posterior se estimará la dimensión del nuevo mercado que esta ley genera, para luego  describir brevemente las tecnologías que se incluyen en la ley. En la segunda parte del documento  se realiza un análisis simple de la rentabilidad de cada tecnología considerando costos medios de  cada  tecnología  sin  ningún  apoyo,  para  luego  ver  cuál  es  el  impacto  de  los  MDL  y  la  nueva  ley.  Luego  se  realizará  un  análisis  de  sensibilidades  variando  ciertas  variables  y  así  concluir  cuales  tecnologías son beneficiadas realmente.  2   
  4. 4. 2.  ¿Qué se entiende por energías renovables no convencionales?  Una  de  las  definiciones  más  precisas  de  energía  renovable  nos    dice  que  estas  corresponden  a  “cualquier energía que es regenerada en un corto periodo de tiempo y obtenida directamente del  Sol  (como  termal,  fotoquímica  o  fotoeléctrica),  indirectamente  del  Sol  (como  el  viento,  hidroeléctrica, energía fotosintética obtenida de la biomasa) o por algún otro movimiento natural y  mecanismos del ambiente (como geotérmica o de mareas). Las energías renovables no incluyen las  derivadas  de  combustibles  fósiles,  de  desechos  de  combustibles  fósiles  o  de  desechos  de  origen  inorgánico.”   1  Como  se  refleja  en  la  definición  anterior  las  energías  renovables  se  caracterizan  porque  en  sus  procesos  de  transformación  y  aprovechamiento  en  energía  útil  no  se  consumen  ni  se  agotan  en  una escala humana.   Normalmente las energías renovables se clasifican en convencionales y no convencionales .Dentro  de las convencionales, la más difundida es la hidráulica a gran escala.   La nueva ley de fomento  las ERNC define como medio de generación renovable no convencional a   los que presentan cualquiera de las siguientes características:   − Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, correspondiente a  la  obtenida  de  materia  orgánica  y  biodegradable,  la  que  puede  ser  usada  directamente  como combustible o convertida en otros biocombustibles líquidos, sólidos o gaseosos. Se  entenderá  incluida  la  fracción  biodegradable  de  los  residuos  sólidos  domiciliarios  y  no  domiciliarios.  − Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima  sea inferior a 20 MW. 2  − Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose por tal  la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra.  − Aquellos  cuya  fuente  de  energía  primaria  sea  la  energía  solar,  obtenida  de  la  radiación  solar.  − Aquellos  cuya  fuente  de  energía  primaria  sea  la  energía  eólica,  correspondiente  a  la  energía cinética del viento.  − Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de los mares, correspondiente a  toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de las mareas, de las olas y  de las corrientes, así como la obtenida del gradiente térmico de los mares.  − Otros  medios  de  generación  determinados  fundadamente  por  la  Comisión,  que  utilicen  energías  renovables  para  la  generación  de  electricidad,  contribuyan  a  diversificar  las  fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y causen un bajo impacto                                                               1  Asociación de Industrias de Energía Renovable de Texas (TREIA).  2  También se incluyen las centrales hidroeléctricas con potencia instalada de entre 20 y 40 MW, en este  caso, el incentivo a las energías renovables se otorgará en forma proporcional y descendente según los MW  instalados.  3   
  5. 5. ambiental,  conforme  a  los  procedimientos  que  establezca  el  reglamento.  Aún  no  se  ha  establecido con claridad a qué tipo de centrales apunta esta parte de la Ley de Energías  Renovables, pero se estima que su análisis sería caso a caso en el caso de fuentes que no  sean las señaladas específicamente por la ley.                                              4   
  6. 6. 3.  Breve  descripción  del  mercado  eléctrico  chileno  y  el  contexto  en  que  surge  la  ley  que  fomenta las energías renovables no convencionales (19.657).  El  mercado  eléctrico  chileno  fue  reestructurado  profundamente  en  la  década  de  los  80  siendo  liberalizado  de  manera  pionera  a  nivel  mundial.  En  1982  mediante  la  Ley  General  de  Servicios  Eléctricos  (DFL1)  se  eliminó  la  integración  vertical  de  los  tres  principales  segmentos  del  sector  permitiéndose el ingreso de privados en generación eléctrica, transmisión y distribución. El DFL1  desintegró  estos  sectores  y  definió  la  transmisión  y  la  distribución  eléctricas  como  actividades  reguladas,  dadas  las  condiciones  naturales  de  economías  de  escala  y  geográficas  que  ambas  poseen, junto con dejar abierto a la libre competencia el mercado de generación eléctrica.  El mercado de generación opera bajo despacho económico con tarificación marginalista, donde los  medios  de  generación  que  tienen  menores  costos  variables  de  generación  son  los  primeros  que  producen energía, hasta llenar la curva diaria de despacho según el requerimiento de demanda. En  este  mercado  los  privados  tienen  control  absoluto  sobre  las  tecnologías  a  usar,  tamaño  de  las  centrales, ubicación geográfica de los medios de generación y fechas de entrada, etc. El estado se  limita a ejercer una función reguladora y fiscalizadora junto con desarrollar planes indicativos de  expansión  del  sector.  La  base  de  la  competencia  en  el  sector  generación  la  constituye  el  libre  acceso  a  la  red  de  transmisión  troncal  bajo  condiciones  no  discriminatorias,  lo  que  permite  al  generador acceder al mercado de contratos de venta de energía y mercado spot.  El  sector  eléctrico  chileno  se  distribuye  geográficamente  en  4  sistemas.  En  el  norte,  el  Sistema  Interconectado del Norte Grande (SING) abastece principalmente a la gran minería y es un sistema  fundamentalmente  térmico  (99%).  En  la  zona  central  se  encuentra  el  Sistema  Interconectado  Central  (SIC)  que  abastece  al  90%  de  la  población  y  es  un  sistema  basado  tanto  en  energía  hidráulica (60%) como en energía térmica (40%). En la zona austral del país nos encontramos con  dos sistemas pequeños y aislados;  el sistema de Aysén, que combina energía térmica (41%) con  energía hidráulica y eólica (59%),  y el sistema de Magallanes, que es completamente térmico pues  usa las reservas locales de gas natural para generar energía. El SIC y el SING agrupan el 99% de la  potencia  instalada  en  el  país  siendo  por  lejos  los  sistemas  más  relevantes  del  sistema  eléctrico  chileno.    Figura 1: Comparación generación convencional con generación ERNC 2005 (CNE).  5   
  7. 7. Actualmente  el  mercado  eléctrico  chileno  presenta  un  crecimiento  anual  de  la  demanda  de  energía de entre un 6% y un 7%, con un 5 a 6 % esperado de crecimiento a largo plazo.   La capacidad instalada en Chile al año 2007  llegó a 12.847 MW. mientras que la generación anual  bruta fue de 55.912 GWh.    Figura 2: Evolución anual del consumo eléctrico y su tasa de crecimiento.   Este gran crecimiento del consumo eléctrico en chile no tuvo como contraparte un aumento en la  capacidad de abastecimiento eléctrico de los sistemas interconectados durante la última década,  debido a la baja señal de precio derivada del uso del gas natural argentino, el cual era exportado a  un precio relativo bajo comparado con otras alternativas de generación, tales como el carbón. Lo  anterior,  unido  a  las  cada  vez  más  importantes  restricciones  de  gas  natural  importado  desde  Argentina y a las condiciones de hidrología seca de los últimos años, ha llevado a la utilización de  diesel  como  combustible  principal  para  generar  electricidad  mientras  que  todas  las  inversiones  futuras apuntan a centrales de carbón principalmente. En la figura 3 vemos como la generación en  base  a  carbón  y  especialmente  a  diesel  ha  aumentado  considerablemente,  mientras  que  ha  disminuido la generación hidráulica y de gas natural.  25000 20000 15000 GWh 2006 10000 2007 5000 0 Pasada Embalse Carbón Gas Natural Diesel Otro   Figura 3: Generación por tipo de energía primaria.  Esto último ha redundado en un altísimo precio de la energía alcanzando este 260 US$/MWh en  marzo del 2008 (costo marginal).  6   
  8. 8.   Figura 4: Costo marginal y precio de nudo (SIC).  A lo anterior debemos sumar el hecho de que el país se encuentra actualmente en sequía lo que  nos  ha  llevado  a  una  profunda  estrechez  energética,  incluso  llegándose  a  estar  cerca  de  racionamiento eléctrico, lo que ha desnudado las fallas de nuestro sistema.  Finalmente también hay que considerar que Chile importa la mayor parte del carbón y diesel que  utiliza lo que  nos lleva a depender en un 70% de fuentes externas para generar nuestra energía.  Dada  esta  situación  el  gobierno  ha  decidido  dar  un  impulso  a  la  diversificación  de  la  matriz  energética  del  país,  teniendo  como  uno  de  sus  pilares  la  inclusión  de  generación  de  energía  mediante  medios  renovables  no  convencionales.  Las  ERNC  tienen  la  ventaja  de  que  son  autóctonas  por  lo  que  contribuyen  a  la  seguridad  del  suministro  evitando  la  dependencia  de  importaciones  del  exterior,  aumentan  la  diversidad  de  nuestra  matriz  energética  y  al  mismo  tiempo  generan  impactos  ambientales  significativamente  inferiores  que  las  fuentes  convencionales de energía, entregando sustentabilidad ambiental a las políticas energéticas.  La  generación  mediante  ERNC  en  Chile  posee  un  escaso  desarrollo  teniendo  una  participación  cercana al 3% siendo esta muy marginal. A Junio del 2007 la capacidad instalada total era de 327  MW.  41% 58% 1% Biomasa Eólica Mini Hidro   Figura 5: Capacidad instalada ERNC en Chile Junio 2007  (CNE).  7   
  9. 9. El  potencial  de  generación  mediante  ERNC  no  se  ha  estudiado  en  detalle.  Estimaciones  muy  gruesas por parte de la CNE cifran el potencial de la energía geotérmica en miles de MW (1200 ‐  8000),  el  potencial  eólico  en  miles  de  MW  (5000  o  +),  el  mini  hidráulico  en  miles  de  MW  y  la  biomasa en cientos de MW.    Dentro de este marco y con el propósito de incentivar el uso de medios de generación de energía  renovable  no  convencional    se  ha  promulgado  la  ley  que  busca  incentivar  las  inversiones  en  proyectos de ERNC.                                           8   
  10. 10. 4.   Descripción de la nueva ley de energías renovables recientemente aprobada en Chile  La nueva ley de fomento a las energías renovales no convencionales aprobada en Chile exige que a  partir del año 2010 las empresas generadoras de nuestro país con capacidad instalada superior a  200 MW deberán acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada  año haya sido inyectada por medios de generación renovable no convencional, pudiendo ser estos  medios propios o contratados.  Esta  obligación  será  aplicada  de  manera  gradual  siendo  de  un  5%    para  los años  2010  a 2014,  y  aumentándose anualmente un  0,5% a partir del año 2015 para alcanzar así el 10% previsto en el  año 2024. Es importante recalcar que este aumento progresivo no aplica respecto de los retiros de  energía asociados al suministro de empresas de distribución eléctrica para satisfacer consumos de  clientes regulados, a quienes se les exigirá cumplir con el 10% a partir del 2010.  La  ley  permite  que  una  empresa  eléctrica  traspase  sus  excedentes  a  otra  empresa  eléctrica,  pudiendo  realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos.  El cargo asociado al no cumplimiento de la obligación dictada por ley será de de 0,4 UTM por cada  MW/hora de déficit respecto de su obligación. En caso de que dentro de los tres años siguientes a  un incumplimiento la empresa volviese a no cumplir lo exigido el cargo aumentará a 0,6 UTM por  cada  MW/hora  de  déficit.  Al  valor  del  tipo  de  cambio  actual  (cerca  de  $  450  por  dólar)  y  de  la  UTM,  este  cargo  de  0,4  UTM  implica  un  valor  de  aproximadamente  30  US$  por  cada  MW/h  de  déficit.  Si  este  valor  lo  comparamos  con  los  precios  de  nudo  de  energía  actualmente  vigentes,  alrededor de 80 US$ por MWh, tenemos que el valor de este recargo asciende a casi un 40% por  sobre el precio de venta de energía a empresas distribuidoras.    Para cumplir con lo señalado anteriormente las empresas pueden ocupar cualquiera de los medios  de generación renovable no convencional incluidos en la ley y que se encuentran detallados en la  primera parte de este trabajo como también con:  ‐ las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima (PM) sea  igual o inferior a 40 MW, las que se corregirán por un factor proporcional igual a   FP = 1 ‐ ((PM – 20 MW)/20 MW)  ‐ instalaciones de cogeneración eficiente en donde  se genera energía eléctrica y calor en un  solo  proceso  de  elevado  rendimiento  energético  cuya  potencia  máxima  suministrada  al  sistema sea inferior a 20 MW.  ‐ medios de generación renovables no convencionales, que encontrándose interconectados  a  los  sistemas  eléctricos  con  anterioridad  al  1  de  enero  del  2007  amplíen  su  capacidad  instalada  de  generación  con  posterioridad  a  dicha  fecha  y  conserven  su  condición  de  medio  de  generación  renovable  no  convencional  una  vez  ejecutada  la  ampliación.  Las  inyecciones provenientes se corregirán por un factor proporcional igual a FP = PA / PM ,  9   
  11. 11. donde    PA = potencia adicionada con posterioridad al 1 de enero del 2007                 PM =  potencia máxima del medio de generación luego de la ampliación.  Finalmente es importante destacar que las empresas eléctricas deberán acreditar que, a lo menos  el cincuenta por ciento del aumento progresivo de 0,5% anual de la obligación ha sido cumplido  con  inyecciones  de  energía  de  medios  propios  o  contratados,  elegidas  mediante  un  proceso  competitivo, transparente y que no implique una discriminación arbitraria.  La obligación de esta ley estará vigente a partir del 1 de enero de 2010, se extenderá por 25 años y  será aplicable a los contratos de energía firmados a partir del 31 de agosto de 2007.                                         10   
  12. 12. 5.     Incentivos  a  la  generación  mediante  energías  renovables  no  convencionales  en  otros  países    Existen  Principalmente  dos  tipos  de  incentivos  utilizados  en  otros  países  para  estimular  la  instalación de centrales generadoras con tecnologías que utilicen energías renovables.Por un lado  existe  la  modalidad  implementada  en  Alemania  y  España,  que  es  un  sistema  de  mínimo  precio  (Feed‐in) y por otro lado está el modelo implementado en Inglaterra y Australia, llamado sistema  de  certificados  verdes  (Quota  system).  Actualmente  en  Europa  se  ha  implantado  mayoritariamente el modelo de mínimo precio, como se puede ver en la figura 6.    Figura 6: Incentivos para las ERNC en Europa  El modelo “Feed‐in Tariff” incentiva la instalación de nuevos generadores de energías renovables,  conectando  por  obligación  a  toda  empresa  generadora  de  ERNC  que  lo  requiera  a  la  red  de  distribución y se obliga a los distribuidores a comprarle todo su excedente de energía.  Además la autoridad fija un precio a cada tipo de tecnología para la energía de estos generadores.  El precio fijado permite al generador financiarse y obtener un margen económico preestablecido,  con  un  riesgo  considerablemente  acotado.  Dado  que  los  costos  de  este  tipo  de  generación  son  mayores, estos se distribuyen entre todos los consumidores finales, de manera de no perjudicar a  los  consumidores  presentes  en  áreas  geográficas  “privilegiadas”  para  la  instalación  de  centrales  generadoras de  ERNC.  El  sistema  de  cuotas,  obliga  a  los  comercializadores  a  que  un  cierto  porcentaje  de  su  energía  provenga de Energías renovables no convencionales. Además de esto se utilizan los “Certificados  de  Energía  Renovable”  (CER).  Cada  certificado,  tiene  derecho  a  vender  los  CER  equivalentes  a  1MWh  generado,  a  los  comercializadores.  Además  la  autoridad  fija  el  costo  de  multa  para  los  comercializadores que no cumplan con la cuota de compra a generación con energía renovable.  Como  se  puede  sospechar,  luego,  los  costos  de  los  Certificados  son  traspasados  a  los  consumidores  finales.  Este  sistema  produce  gran  incertidumbre  en  los  precios  pagados  a  los  generadores de energías renovables, debido principalmente a la fluctuación aleatoria del precio de  11   
  13. 13. los CER, haciendo difícil encontrar financiamiento para los proyectos. A continuación se muestra la  forma de aplicación en distintos países de las tendencias anteriormente explicadas.  5.1  Caso Alemán  Alemania  es  actualmente  el  país  que  posee  la  mayor  cantidad  de  potencia  eléctrica  instalada  proveniente de energía eólica del mundo. Además de esto tenemos que Alemania cuenta con una  de  las  más  altas  tasas  de  crecimiento  de  instalación  de  energías  renovables.  Todo  esto  nos  dice  que  Alemania  se  puede  considerar  como  uno  de  los  países  líderes  en  la  implementación  de  energías renovables en el mundo.  La meta que se han impuesto las autoridades alemanas es que, para el año 2010, la participación  de  energías renovables instaladas sea al menos de un 12.5% y para el año 2020 sea de al menos  de 20%. A enero del 2007 la tasa de participación de energías renovables en el sistema alemán es  de 11.6%.  En  la  figura  7  vemos  un  gráfico  que  ilustra  la  participación  de  las  distintas  fuentes  de  energías  renovables en Alemania en TWh.    Figura 7: Fuentes de energía renovable en Alemania (2006).  5.1.1  Antecedentes  Alemania,  en  el  año  1991,  regula  por  primera  vez  la  conexión  y  remuneración  de  las  energías  renovables mediante una Ley de Abastecimiento Energético. Con esta ley se obliga al operador de  la red a comprar toda la energía renovable producida en el sistema. Como estas fuentes son más  costosas que las convencionales, el operador paga un sobreprecio que es fijado por la autoridad. A  estas tarifas se les llamaron “Feed‐in Tariff”.  En  el  año  2000  la  ley  de  abastecimiento  energético  es  reemplazada  por  una  ley  de  energías  renovables  que  contiene  un  nuevo  mecanismo  de  apoyo  a  las  energías  renovables.  El  objetivo   12   
  14. 14. principal de esta modificación es lograr complementar el desarrollo energético con la protección  del medio ambiente. A continuación se presentarán los alcances de esta ley.  5.1.2  Forma de cálculo de tarifas  Las leyes alemanas fijan el precio de la energía para los distintos tipos de generadores de energías  renovables.  Dadas  las  grandes  diferencias  de  costos  entre  las  distintas  tecnologías,  estas  tarifas  son  calculadas  de  manera  independiente  para  cada  una  de  las  tecnologías  que  utilizan  energías  renovables.  Las  tarifas  son  diferenciadas  sin  considerar  bonos  adicionales,  según  los  costos  de  instalación, operación y mantenimiento de cada una de estas tecnologías  Los  factores  considerados  en  el  cálculo  de  tarifas  para  generadores  que  utilizan  energías  renovables, se pueden ver a continuación.  ‐ Costos  de  inversión:  incluye  el  valor  del  terreno,  compra  de  maquinarias,  valor  de  la  instalación del generador, obras civiles, etc.  ‐ Costos  de  operación:  incluye  el  costo  del  combustible  en  el  caso  de  generadores  que  utilizan biomasa o biogás, costo financiero del capital invertido, vida útil del generador y  además incluye la utilidad para el dueño de los generadores.    5.2  Caso Español  Junto  con  Alemania  tenemos  que  España  es  otro  de  los  países  líderes  en  la  instalación  de  generadores  a  base  de  energías  renovables.  Actualmente  ocupa  el  segundo  lugar,  después  de  Alemania,  en  la  instalación  de  generadores  eólicos.  En  España  la  generación  de  electricidad  con  energías renovables tienen una gran participación en la matriz energética alcanzando para el año  2006 el 19.13% del total de la energía consumida, esto se puede apreciar en la figura 8.   Las  autoridades  se  han  propuesto  la  meta  de  que  para  el  año  2010  el  30%  de  la  producción  energética provenga de energías renovables.  25 20 15 10 5 0   Figura 8: Participación de las ERNC en la generación eléctrica de España (2006)  13   
  15. 15. 5.2.1  Antecedentes  Con el objetivo de diversificar la matriz energética, el gobierno español en el año 1981 promulgó el  Real  Decreto  1217/81  en  donde  se  reconoce  el  aporte  realizado  por  las  energías  renovables.  En  ese  entonces  entre  los  motivos  que  impulsaron  al  decreto  no  se  encontraban  argumentos  medioambientales, sino que este decreto se desarrolló como  una decisión estratégica para buscar  independencia energética. Para este fin se establecieron los siguientes principios:  ‐ El sistema está obligado a comprar toda la energía proveniente de generadores a partir de  fuentes renovables.  ‐ El gobierno será el que fije el precio para las energías renovables  ‐  Se facilitará la conexión a la red para los generadores de energías renovables.  Luego en el año 1994 se realizan modificaciones legislativas mediante el Real Decreto 2366/94 en  la que entre otros cambios, se reconocen a los sistemas de cogeneración como energía renovable.  Recién  en  el  año  1998  se  introdujeron  a  la  legislación  los  temas  medioambientales  relacionados  con las energías renovables mediante el Real Decreto 2818/98. Este decreto establece las normas  para la operación de los generadores renovables dentro de un mercado liberalizado, en donde a  estos  generadores  se  le  fijan  precios  en  una  banda  entre  el  80  y  90%  del  precio  medio  de  la  electricidad. Actualmente tenemos que los generadores renovables se rigen según el Real Decreto  661/2007 el que a continuación describimos.  5.2.2  Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007   El  Real  Decreto  661/2007  define  que  las  tecnologías  de  generación  incluidas  y  normadas  por  él  tendrán  un  tratamiento  especial.  Las  energías  pertenecientes  a  este  régimen  especial  son  todas  aquellas (Textual del Decreto) “energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de  biocarburante,  siempre  y  cuando  su  titular  no  realice  actividades  de  producción  en  el  régimen  ordinario”.  Los  generadores  de  energías  renovables  que  se  acogen  a  este  Decreto,  tienen  la  posibilidad  de  escoger  entre  dos  formas  de  remuneración,  pero  deben  permanecer  a  lo  menos  un  año  en  el  sistema de remuneración escogido.  Las alternativas que da el decreto son:  ‐ Vender la energía a la empresa distribuidora a un precio por esta energía fijo y establecido  por la autoridad.  ‐ Vender la energía en el mercado, a través del sistema de ofertas que gestiona el operador  del mercado, en el sistema de contratación bilateral, a plazo ó una combinación de todos  estos  medios.  El  precio  al  que  se  le  compra  la  energía  en  este  caso  será  el  precio  de  mercado más unos bonos adicionales.  14   
  16. 16. Independiente del sistema escogido, las empresas distribuidoras están obligadas a  conectar a sus  redes a las empresas generadoras que se acogen a este decreto. Si la empresa generadora elige  vender su energía al precio fijo regulado, la distribuidora está obligada a firmar un contrato con la  generadora  en  donde  se  estipula  la  compra  de  toda  su  energía.  Esta  compra  es  financiada  por  todas  las  empresas  distribuidoras  del  país  de  manera  que  no  se  esté  perjudicando  a  las  distribuidoras  situadas  cerca  de  los  centros  de  producción  de  electricidad  a  base  de  energías  renovables. En el caso que la empresa generadora opte por vender su energía en el mercado, la  empresa distribuidora no está obligada a comprar su energía.  Para el cálculo de la tarifa regulada, la autoridad se basa en los costos de instalación y mantención  del generador. La tarifa regulada corresponde a un porcentaje de la tarifa media regulada para los  consumidores. Para el caso de los generadores que venden su energía en el mercado, el cálculo de  los bonos también se calcula como un porcentaje de la tarifa media promedio de la electricidad.  Estas tarifas son publicadas todos los años y son revisadas cada cuatro y en caso de haber algún  cambio  de  tarifas  producto  de  alguna  situación  especial,  estos  no  son  retroactivos.  Además  de  esto, en el caso que la potencia instalada de alguna tecnología alcance cierto límite impuesto por  la autoridad, las tarifas para esta tecnología también sufren revisión.  Hay algunos puntos más que decir acerca de las tarifas tales como:  ‐ La tarifa que se les paga a los generadores depende del tamaño de la central de modo tal  que  no  exista  un  beneficio  que  provenga  de  las  economías  de  escala  que  se  producen  a  estos niveles de generación.  ‐ Los bonos que se pagan a los generadores que venden su energía en el mercado de bolsa  están compuestos de un premio por participar en el mercado más un incentivo.  ‐ Para los generadores a partir de biomasa también existen diferencias de precios pagados  según el combustible que utilicen. La tarifa más baja es la pagada a los productores que  utilizan la biomasa extraída de desechos urbanos.  ‐ Otro punto incluido en el decreto es la obligación que tienen los generadores acogidos a él  de adscribirse a un centro de control de generación, que es el que monitorea en tiempo  real  las  instalaciones  y  el  que  se  encarga  de  que  sus  instrucciones  se  lleven  a  cabo  de  forma tal que el sistema opere de una manera fiable. Esta adscripción es un requisito para  el pago de la tarifa.    5.3  Caso Australiano  Como ya mencionamos, Australia es uno de los países en que se ha implementado el modelo de  “Quota  System”  para  promover  la  implantación  de  generadores  electicos  a  base  de  energías  renovables.  Este modelo no fija una tarifa para los generadores, sino que se remunera a esta energía según el  precio  de  la  energía  del  sistema,  pero  además  existe  otra  remuneración  (que  funciona  como  un  15   
  17. 17. incentivo)  en la forma de  bono de energía renovable, el cual ayuda a financiar la inversión y los  costos de operación del generador.   5.3.1  Antecedentes  En el año 200 se crea la ley llamada “Mandatory Renewable Energy Target” (Objetivo Obligado de  Energías  Renovables).  Mediante  esta  ley  se  persigue  normar  el  uso  de  energías  renovables  en  generación  eléctrica,  la  reducción  de  emisión  en  Australia  de  gases  que  contribuyan  al  efecto  invernadero y certificar que los generadores renovables no contribuyen a este mal.  5.3.2  Cálculo de tarifas  Como ya mencionamos, en este modelo no se fijan tarifas a la energía, ya que los generadores por  el  concepto  de  energía  reciben  el  precio  de  mercado.  Aquí  la  compensación  para  los  mayores  costos e incentivo para estos generadores vienen dados por los “Renewable Energy Certificates” ó  Certificados  de  Energía  Renovable  (CER).  Estos  certificados  son  entregados  a  los  generadores  renovables certificados por cada MWh de energía que aportan al sistema (1MWh Renovable = 1  CER).  Este  derecho  a  certificado  solo  lo  poseen  los  generadores  eléctricos  a  base  de  energía  renovable instalados después del año 1997.  En  esta  legislación  se  le  obliga  a  las  empresas  comercializadoras  de  energía  el  acreditar  que  un  cierto porcentaje de sus ventas provienen de energías renovables, por lo que estos certificados de  energía renovable conforman la base de un nuevo mercado en el sector.  Estos certificados CER se comercializan actualmente a un precio cercano a los 30US$ por cada CER,  y el no cumplimiento de la obligación por parte de los comercializadores tiene una multa impuesta  de unos 45US$ por cada CER no demostrado.   No  obstante  el  comercializador  que  haya  incurrido  en  multa  tiene  la  posibilidad  de  cumplir  con  este  deber  dentro  de  los  próximos  tres  años  posteriores  a  la  falta,  de  esta  forma,  después  de  haber cumplido con su déficit, se le devuelve el dinero que pago como multa.  Los comercializadores además tienen el derecho de comprar más CER de los que necesitan para  establecer una “cuenta de ahorro de certificados” para ser usada en el futuro.  Cuando  se  creó  la  ley  en  el  año  2000  se  debatió  acerca  de  en  cuanto  debía  incrementarse  la  generación eléctrica con energías renovables para el año 2010. Se pensó en un comienzo fijar un  incremento  de  2%  esto  significaba  aumentar  la  participación  de  las  energías  renovables  de  un  10.5% en el año 2000 hasta un 12.5% para el año 2010. Posteriormente se tomó la decisión de fijar  el incremento total  de energía generada a partir de fuentes renovables para el año 2010 en 9500  GWh. Esto representará un incremento de participación de 0.3%.      16   
  18. 18. 5.4  Caso Brasileño  En Brasil se siguió un sistema diferente a los ya mencionados.  Luego  de  la  gran  crisis  energética  que  sufrió  Brasil  en  el  año  2002,  surgieron  una  serie  de  iniciativas  para  poder  lograr  diversificar  la  matriz  energética,  usando  energías  renovables    y  por  otro  lado  utilizar  las  reservas  de  carbón  presentes  en  el  país,  que  hasta  entonces  no  eran  competitivas con las tecnologías vigentes, mayoritariamente la hidroelectricidad.  Entre estas iniciativas, el año 2002 se logró aprobar la ley 10.438 en que se crea el Programa de  incentivo a Fuentes Alternativas para la energía eléctrica (PROINFA).  Dentro de este programa se  obliga  a  las  concesionarias  de  energía  a  comprar  electricidad  de  fuentes  alternativas  (pequeña  hidroeléctrica, eólica, biomasa).   Posteriormente  sale  la  reglamentación  de  esta  ley  que  establece  la  compra  asegurada  por  contrato a 20 años(a modo de concesión), por parte de Electrobrás, de 3300 MW provenientes de  energías renovables entregada al Sistema Interconectado Nacional a una tarifa establecida por el  Ministerio  de  Minas  y  Energía.  Para  elegir  a  los  productores  de  estos  3300MW  (que  en  un  comienzo serían repartidos equitativamente en Mini‐Hidroeléctrica, eólica y biomasa) se llamó a  concurso, un resumen de este proceso se da en la tabla 1.     Tabla 1: Resumen PROINFA.  El principal objetivo de esta ley era resolver el problema de oferta de energía potenciando fuentes  comercialmente  menos  viables  que  las  convencionales.  Para  lograr  esto  se  creó  la  Cuenta  de  Desarrollo  Energético  (CDE)  con  el  fin  de  tener  los  fondos  necesarios  para  desarrollar  la  energía  eléctrica  en  el  país  y  aumentar  la  competitividad  de  las  energías  renovables  y  el  carbón  mineral  nacional. Esta cuenta (fondo) se financia rateando el monto de este fondo entre los consumidores  exceptuando a los de menores ingresos (consumo menor a 80kWh/mes), multas aplicadas por la  agencia reguladora eléctrica y contribuciones de los comercializadores de electricidad.  17   
  19. 19. Esta cuenta se usa para los siguientes fines:  ‐ Cubrir las diferencias de costos de las centrales que usan sólo carbón nacional y aquellas  que usan gas natural pero que se encuentran alejadas de la red de gasoductos.  ‐ Para que el productor de energía renovables y de gas natural cubra la diferencia entre el  Valor Económico de la Tecnología Específica de la Fuente (VETEF) y el Valor Económico de  Mercado  (VEC)  cuando  la  compra‐venta  se  haga  con  el  consumidor  final  y  el  80%  de  la  tarifa media nacional en los otros casos.  El  valor  de  los  VETEF  es  fijado  por  el  PROINFA  y  se  hace  sobre  la  base  de  hacer  competitiva  las  fuentes alternativas con la hidroelectricidad.  El  VEC  es  determinado  por  el  costo  medio  ponderado  de  generación  de  nuevas  centrales  hidroeléctricas con más de 30MW de potencia instalada y de las centrales térmicas de gas natural.  Hay  que  mencionar  que  este  programa    tuvo  grandes  problemas  ya  que  no  existía  un  adecuado  nivel  técnico  en  los  proyectos  ni  en  los  emprendedores  interesados,  como  también  existían  dificultades en la obtención de financiamiento. El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social  (BNDES)  es  la  principal  fuente  de  financiamiento  para  estos  proyectos.  Este  banco  posee  aun  criterios que hacen  difícil para pequeñas empresas obtener estos créditos.  Como vemos en la tabla 1, hubo un especial interés en proyectos de generadores eólicos y muy  poco para proyectos de biomasa, lo que incluso provocó que se extendiera el plazo para presentar  propuestas de este tipo en un segundo llamado. Por el problema técnico involucrado, se optó por  romper la proporción que se buscaba en un comienzo y Electrobrás contrató las proporciones de  energía indicadas.                      18   
  20. 20. 6.  Análisis  de  créditos  y  fondos  de  ayuda  destinados  a  fomentar  la  participación  de  privados y particulares en proyectos de ERNC en sus etapas de desarrollo  La CORFO posee un mecanismo de apoyo a las energías renovables no convencionales por medio  de fondos que financian parte de los trabajos  de prospección y materialización para proyectos a  realizarse  en  regiones  distintas  de  la  Metropolitana  como  también  apoya  a  las  empresas  en  la  etapa de pre inversión en proyectos de ERNC a realizarse en la región metropolitana.  A continuación presentaremos brevemente, en forma de tablas, en qué consisten estos fondos.  6.1  Fondos de Prospección y materialización en Regiones  Financia  Estudios o asesorías especializadas en etapa de pre‐inversión para proyectos iguales o  superiores a US$400.000 y que no sobrepasen los US$2.000.000  Cantidad  No  más  del  50%  del  costo  de  los  estudios  o  asesorías. Financiada  Tope  máximo  5  millones.  Para  proyectos  de  más  de  US$    2MM  el  tope  es  de  US$  60.000.  Quienes pueden  Empresas  privadas,  nacionales  o  extranjeras,  no  necesariamente  dedicadas  al  negocio  postular  de generación de energía, pero que desarrollen proyectos de ERNC por montos iguales  o sobre los US$ 400.000   Limitaciones  Los postulantes a este fondo no pueden postular a otros subsidios dados por la CORFO Condiciones para  Tener  la  propiedad  del  recurso  o  los  derechos  para  explotarlo. ser beneficiado  Permisos de los propietarios para el caso de estudios prospectivos.  Criterios de  Grado de avance y plan de inversión del proyecto. evaluación  Capacidad y fortaleza del solicitante.  Impacto económico y social en la región a ejecutarse el proyecto.  Porcentaje de financiamiento requerido.  Reducción de gases invernaderos que provocará el proyecto.  Vemos que este fondo en el mejor de los casos financia tan sólo alrededor del 3% de los gastos  totales, pero hay que tener en cuenta que este fondo cubre los gastos de las primeras etapas de  inversión, por lo que de todas formas dan un incentivo a las empresas.  6.2  Programa de Proyectos de Pre inversión para la Región Metropolitana  Este  programa  es  similar  al  anterior  pero  destinado  a    las  empresas  que  tienen  proyectos  de  energías renovables a realizarse en la región metropolitana pero financia solamente los estudios y  asesorías de las etapas de pre inversión, ya que está pensado  para que las empresas cuenten con  una herramienta de ayuda en la toma de decisiones en materia de inversión en ERNC.  Financia  Estudios  o  asesorías  especializadas  en  etapa  de  pre‐inversión  para  proyectos    de  generación  de  energía  a  partir  de  fuentes  renovables  que  sean  elegibles  de  acuerdo  al  protocolo de Kyoto.  Cantidad  No  más  del  50%  del  costo  total  del  estudio  o  consultoría  con  un  tope  de  $33.000.000.  financiada  Además  el  monto  no  puede  sobrepasar  el  2%  del  valor  de  inversión  total  estimada  del  proyecto.  Quienes  Empresas con ventas anuales netas inferiores a 1.000.000 UF con proyectos de inversión  pueden  en  generación  de  energía  con  ERNC  a  materializarse  en  la  Región  Metropolitana  por  postular  montos de inversión iguales o superiores a 12.000 UF.  19   
  21. 21. Ayuda  Las  postulaciones  se  realizan  con  la  ayuda  de  un  Agente  Operador  Intermediario,  proporcionado por la CORFO, que se encarga de apoyar a las empresas en la formulación y  ejecución  de  sus  proyectos.  Son  el  intermediario  entre  las  empresas  y  la  entidad  asignadora de recursos.  Aquí vemos claramente que el objetivo de estos fondos es incentivar a las empresas a investigar la  factibilidad de los proyectos y no a dar un apoyo económico importante a los proyectos en sí.  6.3  Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)  Este mecanismo fue creado por el protocolo de Kyoto en el año 1997 y su objetivo es incentivar a  las  empresas,  con  instalaciones  en  países  desarrollados,  a  invertir  en  proyectos  de  reducción  de  emisiones en países en vías de desarrollo.   Estos  recursos  permiten  que  muchos  proyectos  que  inicialmente  no  eran  económicamente  viables, puedan serlo, por lo que su inclusión en la evaluación económica de los proyectos (y este  apartado) puede ser de gran importancia.  Los  recursos  que  recibe  un  proyecto  que  ha  calificado  a  MDL  dependen  de  la  cantidad  de  certificados  de  reducción  de  emisiones  (CRE)  que  es  capaz  de  emitir.  Estos  CRE  corresponden  a  una  tonelada  de  dióxido  de  carbono, ,  que  el  proyecto  es  capaz  de  desplazar  (evitar  que  se  produzca). En este caso el   se usa como equivalente para cualquier gas de efecto invernadero  que se pueda desplazar.  Actualmente  para realizar el cálculo de  los certificados se compara la energía  generada por esta  central calificada como MDL con la que se desplaza en generación por una central a carbón y de  esta comparación se calculó la cantidad de   desplazado por estos generadores. La cantidad de   que desplaza un generador de energía renovable equivale a unas 0.9 toneladas de   por  MWh.  El precio de estos certificados puede ser negociado antes de que el proyecto tenga la certificación  de  MDL,  con  un  precio  bastante  menor  que  el  CRE  emitido,  pero  esto  tiene  el  beneficio  que  el  riesgo involucrado de la cantidad de CRE que le sean aprobadas al generador. El precio de estos  certificados antes de la certificación del proyecto tienen un valor cercano a los 8US$/ton  y el  precio de un CRE emitido (ya aprobado) tiene un valor de alrededor de 23US$/ton .  Hay que mencionar que para obtener los CRE es de vital importancia demostrar la adicionalidad  del  proyecto,  es  decir,  que  sin  los  recursos  obtenidos  a  partir  del  MDL  no  hubiese  sido  posible  llevarlo a cabo. Los costos de estos estudios e informes se estiman entre 50.000 y 100.000 US$ y el  proceso de certificación puede durar alrededor de un año.        20   
  22. 22. 7.   Dimensionamiento  del  mercado  eléctrico  de  ERNC  que  podría  establecerse  en  Chile   debido a la aplicación de la nueva ley.  La nueva ley de fomento a las energías renovables no convencionales tiene como consecuencia la  creación de un mercado eléctrico de ERNC. Es importante entonces tener una idea del tamaño de  este mercado tanto a corto como a largo plazo.  Es  importante  recordar  que  los  porcentajes  de  obligación  de  generación  mediante  ERNC  que  establece la ley se aplican a todos los retiros de energía cuyos contratos se suscriban a partir del  31 de agosto de 2007. Debido a lo anterior no están afectos a la ley los retiros de energía cuyos  contratos hayan sido firmados antes del 31 de agosto del 2007, por lo que resulta primordial tener  una  buena  estimación  de  estos.  Los  retiros  contratados  por  las  distribuidoras  antes  del  31  de  agosto de 2007 ascienden a 15.000 GWh/año (SIC+SING) 3 . Los retiros contratados por los clientes  libres  antes  del  31  de  agosto  de  2007  no  son  públicos,  ya  que  estos  contratos  se  celebran  exclusivamente  entre  privados.  Supondremos  entonces  que  un  40%  de  la  demanda  del  2010  ya  estaba  contratada  antes  del  31  de  agosto  de  2007,  lo  que  implica    22000  GWh/año  (SIC+SING).   Esto significa que 37000 GWh/año no estarán afectos a la obligación establecida por ley.   Para estimar la demanda del sistema se supuso un crecimiento de largo plazo del 6% anual 4 .    Año  % ERNC  Demanda 5 Mercado ERNC  Mercado ERNC        (GWh)   (GWh)  (MW inst.)  2010  5 %  25692,68 1284,63 325,88  2011  5 %  29454,24 1472,71 373,60  2012  5 %  33441,50 1672,07 424,17  2013  5 %  37667,99 1883,40 477,78  2014  5 %  42148,07 2107,40 534,60  2015  5,5 %  46896,95 2579,33 654,32  2016  6 %  51930,77 3115,85 790,42  2017  6,5 %  57266,61 3722,33 944,27  2018  7 %  62922,61 4404,58 1117,35  2019  7,5 %  68917,97 5168,85 1311,22  2020  8 %  75273,05 6021,84 1527,61  2021  8,5 %  82009,43 6970,80 1768,34  2022  9 %  89150,00 8023,50 2035,39  2023  9,5 %  96718,99 9188,30 2330,87  2024  10 %  104742,13 10474,21 2657,08    Tabla 2: Dimensionamiento mercado de generación ERNC                                                               3  Esta información es pública y ha sido informada por la CNE en las licitaciones de suministro realizadas  antes del 31 de agosto de 2007.  4  CNE, cálculo de precio de nudo.  5  Corresponde a la demanda esperada anual del SIC y el SING menos los retiros contratados antes del 31 de  agosto de 2007 (37000 GWh).  21   
  23. 23. Para  dimensionar  el  mercado  de  ERNC  (MW  instalados)  se  aplicó  un  factor  de  planta  promedio  ponderado de todas las tecnologías de 0,45.  Es  interesante  ver  como  para  el  año  2020  nuestro  país  deberá  tener  instalados    1527  MW  exclusivamente  de  ERNC.  Esta  cifra  es  5  veces  mayor  a  la  capacidad  actual  instalada  en  ERNC  y  representa un gran desafío para el país.                                                22   
  24. 24. 8.  Descripción de las principales tecnologías de ERNC existentes e incluidas en la nueva ley.   8.1  Energía Eólica  La energía eólica es aquella que es obtenida a partir del aprovechamiento de la energía cinética  del viento para mover sistemas electromecánicos en el caso de generación de energía eléctrica.  Podemos decir que la energía eólica es un tipo de energía solar debido a que su fuente, el viento,  es generado por desplazamiento de corrientes de aire desde zonas de alta presión a zonas de baja  presión  atmosférica.  Y  a  su  vez  estas  diferencias  de  presión  son  generadas  por    gradientes  de  temperatura, que se generan por las diferencias de radiación solar entre los distintos puntos de la  superficie terrestre.  La energía del viento, como ya mencionamos es principalmente cinética. Por lo tanto una fórmula  para  la  energía  cinética  por  unidad  de  volumen  (ó  densidad  de  energía)  la  podríamos  enunciar  como sigue:  1     ·   2 Donde   es la densidad de energía en  , ρ es la densidad del aire en  , y μ es la velocidad  del viento en  .  Para aplicaciones con turbinas eólicas es más útil expresar el flujo de potencia por  unidad de área,  ya que así se puede calcular la potencia que se puede aprovechar con las aspas. Esta potencia se  calcula multiplicando la densidad de energía por el volumen de viento que atraviesa una sección  de área A  por unidad  de  tiempo. Por lo tanto este  volumen será igual a  A ⋅ u    . La fórmula  para este flujo de potencia sería entonces:  1 1 P= ρ ⋅ u 2 ⋅ A ⋅ u = A ⋅ ρ ⋅ u 3 [W ]   2 2 De esta última expresión vemos que la potencia, y por lo tanto la energía, que puede producir un  aerogenerador depende críticamente de la velocidad del viento. Vemos que la potencia depende  también de la densidad del aire, lo que es intuitivo ya que cuando el aire es “más pesado” posee  más  energía  cinética.  A  presión  atmosférica  normal  y  a  15ºC,  el  aire  tiene  una  densidad  de  alrededor  de  1.225    ,  que  varía  ligeramente  con  la  humedad.  También  cuando  el  ambiente  está  frío el aire es más denso que cuando hace calor. Otro parámetro importante para la densidad  del aire es la presión atmosférica, el aire es más denso para mayores presiones. A grandes alturas,  como en las montañas, el aire es menos denso.      23   
  25. 25. 8.1.1  Ventajas de la energía eólica:  ‐ Su impacto al medio ambiente es mínimo ya que no emite sustancias tóxicas, por lo que  no  contamina  agua,  suelos  ni    aire,  por  lo  que  no  contribuye  al  efecto  invernadero  ni  al  calentamiento global.  ‐ El  viento  es  una  fuente  de  energía  abundante  y  prácticamente  es  inagotable.  Se  estima  que el potencial eólico en el planeta es suficiente para suplir unas  15 veces la demanda  actual de energía mundial.  ‐ Como  el  viento  es  un  recurso  propio  de  cada  país,  la  energía  eólica  da  una  mayor  independencia  de  otros  países  y  de  materias  primas  (como  en  el  caso  de  los  combustibles).  ‐ Existiendo  los  debidos  estudios  de  factibilidad  realizados,  la  construcción  de  centrales  eólicas requiere poco tiempo.  ‐ Es muy conveniente para alimentar localidades que se encuentran alejadas de los sistemas  de  transmisión,  ya  que  son  sistemas  relativamente  simples  que  requieren  poca  mantención.  8.1.2  Desventajas de la energía Eólica:  ‐ La  variabilidad  del  viento:  Para  sistemas  aislados  esto  significa  un  costo  adicional  en  bancos de baterías para almacenar energía para los instantes en que la energía generada  no sea suficiente para suplir los consumos. Por esto existen riesgos de no poder cumplir  compromisos  ya  que  existe  la  posibilidad  que  la  energía  generada  y  almacenada  no  sea  suficiente para cubrir la demanda. Para parques eólicos la variabilidad del viento impacta  directamente  a  la  calidad  de  la  energía  eléctrica  que  se  entrega  a  la  red,  ya  que  puede  existir problemas con la estabilidad de voltaje y frecuencia. Para solucionar esto se deben  agregar convertidores electrónicos que regulan estos parámetros, lo que eleva el costo de  inversión inicial.   ‐ Alto costo inicial comparado con fuentes térmicas de generación. Pese a que poseen muy  bajo costo de operación y de mantenimiento, el alto costo de inversión inicial puede llegar  a  ser  una  gran  barrera  de  entrada  para  estas  tecnologías,  sobre  todo  para  pequeñas  empresas y comunidades interesadas.  ‐ Cantidad de viento. La generación eólica solo es factible y rentable en zonas que posean  velocidades  de  viento  superiores  a  cierto  nivel  (6  a  7m/s).  por  este  motivo  no  podemos  instalar aerogeneradores en cualquier lugar.  ‐ Impacto  visual.  Como  es  de  esperar,  estas  grandes  instalaciones  de  aerogeneradores  producen  un  gran  cambio  estético  al  paisaje.  El  modo  en  que  se  toma  este  impacto  depende,  ya  que  algunas  personas  lo  encuentran  muy  atractivo,  ya  que  simboliza  para  ellos el avance tecnológico de la humanidad, pero para otros es negativo ya que altera la  armonía y naturalidad de los paisajes.  ‐ Como ya mencionamos, una de las cualidades inherentes a la energía eólica, debido a su  fuente,  es  su  carácter  estocástico;  es  decir,  su  gran  variabilidad  a  lo  largo  del  día  y  las  estaciones  del  año.  Además  de  esto  tenemos  que  agregar  que  la  energía  eólica  tiene  24   
  26. 26. también una variabilidad espacial, por lo que podemos encontrar diferentes características  de viento para distintas zonas geográficas.  Debido a estas características se hace tremendamente necesario contar con estudios confiables de  la velocidad y dirección del viento en los posibles lugares de instalación de los aerogeneradores.  Estadísticamente  se  da  que  las  mayores  cantidades  de  viento  se  pueden  encontrar  en  las  zonas  costeras. Esto nos dice que en Chile los generadores eólicos más eficientes se instalarían en islas o  sectores cercanos al mar.   En  Chile,  el  interés  por  la  instalación  de    proyectos  de  energía  eólica  es  bastante  reciente.  Actualmente existen sólo dos parques eólicos en nuestro país:   ‐ Alto  Baguales:  Corresponde  a  un  parque  de  tres  aerogeneradores  (660  kW  c/u)  con  una  capacidad conjunta de 2 MW nominal. Se encuentra conectado desde noviembre de 2001  al  Sistema  Eléctrico  de  Aysén,  que  atiende  a  19.000  familias  de  la  XI  Región  del  país.  El  propietario del proyecto es la Empresa Eléctrica de Aysén.  ‐ Canela (operado por Endesa): Ubicado en la cuarta región, cerca de Los Vilos, a unos 300  km  de  Santiago  sobre  una  colina  que  enfrenta  la  costa.  El  parque  cuenta  con  11  aerogeneradores, de 80 metros de alto. El parte eólico genera una potencia de 18,15 MW,  que se inyectan al Sistema Interconectado Central a la red de 220 kV.  Un  estudio  a  lo  largo  de  todo  el  país  con  se  cuenta  es  el  realizado  por  el  departamento  de  Geofísica de la Universidad de Chile en el año 1993 en que se realizaron mediciones de velocidad  de  viento  en  el  país.  En  este  informe  se  puede  notar  que  existe  una  gran  variabilidad  de    este  recurso a lo largo de Chile, destacando las mayores velocidades del viento en la zona costera del  país, principalmente en las regiones de Coquimbo y del Bío‐Bío.   Recientemente,  la  CNE  ha  realizado  dos  estudios  que  actualizan  el  estudio  antes  señalado  en  lo  referido a recopilación y análisis de información meteorológica de superficie entre las regiones de  Atacama  y  de  Los  Lagos.  Pero  esta  información  no  fue  recopilada  con  el  motivo  de  prospección  para centrales eólicas, por lo que sirve tan sólo como una referencia.  Uno de los grandes inconvenientes de esta tecnología son los bajos factores de planta, los cuales,  debido a la gran variabilidad del recurso, fluctúan en torno a los 30% y 35% para Chile continental.  Otro  inconveniente  es  que  en  los  sectores  cordilleranos  de  Chile,  pese  a  que  existen  mejores  condiciones de viento, las mayores alturas implican una pérdida de energía generable debido a la  menor  densidad  del  aire.  Finalmente,  otro  inconveniente  en  el  desarrollo  de  esta  tecnología  es  que los sitios con recurso se encuentran normalmente ubicados lejos de las redes de transmisión  troncales.         25   
  27. 27. 8.2  Energía de pequeñas centrales hidráulicas   Esta  energía  proviene  de  la  energía  mecánica,  principalmente  potencial,  que  posee  el  agua.  Por  este  motivo  el  emplazamiento  de  estas  centrales  sería  en  las  zonas  cordilleranas  y  pre  cordilleranas  de  nuestro  país,  ya  que  en  estos  lugares  es  dónde  podemos  encontrar  el  mayor  diferencial de energía potencial en los cauces de ríos.   Las  pequeñas  centrales  hidroeléctricas  según  la  definición  de  la  Organización  de  las  Naciones  Unidas para el Desarrollo se pueden clasificar de la siguiente forma:  ‐ Nano o Pico centrales: Corresponden a centrales cuya potencia de generación es inferior a  1kW. Son fundamentalmente usadas para suministro familiar y aplicaciones mecánicas.   ‐ Micro centrales: Corresponden a las centrales cuya potencia de generación está entre 1kW  y  100kW.  Su  uso  principal  en  el  mundo  ha  sido  abastecer  redes  eléctricas  comunales  en  sectores aislados.  ‐ Mini  Centrales:  Son  las  que  poseen  una  capacidad  de  generación  entre  los  100kW  y  los  1.000kW.  Estas  se  han  usado  en  el  mundo  para  abastecer  varias  comunidades  cercanas  como también para la conexión a la red de energía nacional.  ‐ Pequeñas  Centrales:  Son  aquellas  cuya  potencia  instalada  se  encuentra  en  el  rango  de  1MW  a  5MW.  Se  han  usado  para  alimentar  pequeñas  ciudades  y  sectores  aledaños  y  también para conectarlas a la red eléctrica nacional.  La  energía  proveniente  de  pequeñas  centrales  hidroeléctricas  es  la  que  competitivamente  presenta mayores ventajas con respecto a otras fuentes de energía renovable, ya que son las que  presentan  mayor  desarrollo  tecnológico.  Esto  debido  a  que  este  tipo  de  energía  se  ha  venido  usando hace ya muchos años, como también porque este tipo de centrales presenta factores de  planta por lo general superiores a 50% y costos de inversión de alrededor de US$ 2 millones por  MW instalado.  Para hacer el cálculo de la potencia generada a partir de estas centrales, con el caudal y la caída ya  determinados,  podemos    obtener  la  potencia  generable  en  un  generador  sin  pérdidas  de  la  siguiente forma:  PH = γ ⋅ h ⋅ Q   Donde  es la potencia hidráulica máxima, γ es el peso específico del agua (que vale alrededor de  9.8 [ ]), h es la caída medida en metros y Q es el caudal medido en [ ].  Para obtener un cálculo más realista debemos considerar en la expresión anterior los factores que  afectan la eficiencia de los procesos de transformación de energía que son:  ‐ La  energía  de  presión  disponible  a  la  entrada  de  la  turbina:  a  la  caída  total  se  le  deben  restar las pérdidas que provocan las tuberías a presión. Así se obtiene la caída neta ó caída  aprovechable por la turbina ( ).  26   
  28. 28. ‐ Transformación de la energía hidráulica a mecánica: se debe considerar la eficiencia de la  turbina hidráulica ( ).  ‐ Transformación  de  la  energía  mecánica  a  eléctrica:  se  debe  considerar  también  la  eficiencia del generador eléctrico ( ).  Hay  ocasiones  en  que  la  turbina  y  el  generador  eléctrico  se  deben  acoplar  por  medio  de  cajas  reductoras u otros mecanismos, en los cuales existe una pérdida de eficiencia.  Por lo tanto, si consideramos que el acoplamiento entre turbina y generador no tiene pérdidas (o  las consideramos dentro de alguno de los otros factores de eficiencia), la potencia generada neta  será:  PHN = γ ⋅ hN ⋅ Q ⋅ηT ⋅η G  [W]  En la práctica se usa generalmente para centrales de pasada la siguiente fórmula aproximada para  el cálculo de la potencia neta:  PHN ≈ 8 ⋅ Q ⋅ h   8.2.1  Ventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala  ‐ Es  una  fuente  limpia  y  renovable  de  energía:  No  consume  agua,  solo  utiliza  su  energía  potencial. No emite gases invernaderos y los impactos al sector donde se instala la central  no son significativos.  ‐ Disponibilidad: Este recurso inagotable mientras el ciclo del agua perdure y se conserve en  la  cuenca  del  rio  intervenido.  Además  en  chile,  por  sus  características  climatológicas  y  geográficas, existe una gran disponibilidad de este recurso.  ‐ Bajos  costos  de  operación:  Ya  que  no  se  requiere  de  combustibles  y  las  necesidades  de  mantenimiento son relativamente bajas.  ‐ Funciona a Temperatura ambiente y “operación en frio”: no se requiere emplear sistemas  de refrigeración ó calderas que consumen energía y en muchos casos contaminan.  ‐ Eficiencia: Esta tecnología posee altas eficiencias de conversión de la energía potencial a  energía mecánica y eléctrica (entre 75% y 90%) que es mayor al de otras tecnologías.  ‐ Vida útil: La tecnología es robusta y posee larga vida útil. Los sistemas pueden mantenerse  funcionando  por  50  años  o  más  sin  requerir  grandes  inversiones  para  reemplazar  componentes.  8.2.2  Desventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala  ‐ Alto costo inicial: La inversión requerida está muy concentrada en el desarrollo inicial del  proyecto.  ‐ Disponibilidad Local: La tecnología depende de las condiciones geográficas, climatológicas  e hidrológicas por lo que no está disponible en cualquier sitio. Además en muchos casos lo  sitios aptos están muy lejanos del sistema de transmisión.  27   
  29. 29. ‐ Variabilidad  del  caudal:  como  estas  centrales  por  lo  general  no  disponen  de  gran  capacidad  de  almacenamiento  de  agua,  la  potencia  máxima  generada  está  determinada  por el caudal el que puede variar considerablemente de una temporada a otra.  ‐ Necesidad  de  estudios:  Los  proyectos  de  pequeñas  centrales  requieren  de  estudios  técnicos  para  conocer  el  potencial  disponible  y  la  factibilidad  técnica,  estos  implican  un  costo y un plazo mayor para la puesta en marcha.    8.3  Energía a partir de la Biomasa  La biomasa corresponde a los recursos biológicos, tanto animales como vegetales disponibles para  generación  como  la  madera,  residuos  agrícolas  y  estiércol.  La  ventaja  que  tiene  este  tipo  de  combustible    con  respecto  a  los  demás,  es  que  es  el  único  combustible  que  contiene  carbono   biogénico,  es  decir  su  combustión  no  produce  emisiones  de  dióxido  de  carbono,  siendo  de  esta  manera beneficioso para el medio ambiente.   Existe  un  gran  número  de  tipos  de  biomasa,  con  distintas  capacidades  calóricas  cada  uno.  En  la  Tabla 1 se puede apreciar una comparación entre la energía entregada por la biomasa y la energía  que  se  obtiene  de  los  combustibles  fósiles.  Cómo  se  puede  ver  las  energías  provenientes  de  la  Biomasa,  son  menos  eficientes  que  las  energías  provenientes  de  los  combustibles  fósiles,  pero  tienen la gran ventaja de no generar gases que incrementan el efecto invernadero  Actualmente  en  Chile  existen  alrededor  de  530MW  de  potencia  instalada  de  generadores  que  funcionan  con Biomasa, todos ellos, a partir de desechos provenientes de la  producción forestal  del  sur  del  país.  Según  la  empresa  Energía  Verde,  el  potencial  de  Chile  para  la  instalación  de  centrales  generadoras  que  funcionen  con  Biomasa,  supera  los  2.000MW.  Esto  es  sólo  considerando  el  uso  de  los  residuos  forestales  y  el  manejo  del  bosque  nativo  disponible.  Pese  a  esto, no se ha hecho un cálculo más riguroso del potencial por parte de la autoridad.    Tabla 3: Comparación generación utilizando Biomasa con centrales térmicas convencionales  8.3.1  Ventajas de la energía a partir de la biomasa  ‐ Es  una  fuente  renovable  de  energía  y  su  uso  no  contribuye  a  acelerar  el  calentamiento  global.  Es  más,  si  reemplazara  a  los  combustibles  fósiles  permite  reducir  los  niveles  de  28   
  30. 30. dióxido  de  carbono  y  los  residuos  de  los  procesos  de  conversión  involucrados  en  los  hidrocarburos.  ‐ La  captura  del  metano  de  los  desechos  agrícolas  y  los  rellenos  sanitarios  junto  a  la  sustitución de los derivados del petróleo ayudan a mitigar el efecto invernadero.  ‐ La  combustión  de  biomasa  produce  menos  ceniza  que  la  del  carbón  mineral  y  puede  además usarse como abono orgánico en los suelos.  ‐ La  combustión  de  biomasa  produce  niveles  insignificantes  de  sulfuro  y  no  contribuyen  a  las emanaciones que provocan la lluvia ácida.  ‐ La conversión de los residuos forestales, agrícolas y urbanos para la generación de energía  reduce significativamente los problemas actuales de manejo que traen estos desechos.  ‐ La  biomasa  es  un  recurso  local  que  no  está  sujeto  a  las  fluctuaciones  de  precios  por  variaciones de los mercados internacionales de combustibles. Su uso reduciría la presión  económica y la dependencia que impone la importación de los derivados del petróleo.  ‐ El uso de la biomasa puede incentivar a las economías rurales, creando mas opciones de  trabajo e ingresos, reduciendo las presiones económicas sobre la producción agropecuaria  y forestal.  8.3.2  Desventajas de la energía a partir de la biomasa  ‐ Por  su  naturaleza,  la  biomasa  tiene  una  baja  densidad  relativa  de  energía,  por  lo  que  se  requieren  grandes  volúmenes  para  producir  niveles  de  potencia  comparables  con  los  producidos por combustibles fósiles. Esto hace que su transporte y manejo se encarezcan.  La clave para solucionar este problema es ubicar las centrales de conversión cerca de las  fuentes de biomasa, tales como aserraderos y plantaciones.  ‐ Su combustión incompleta produce materia orgánica, monóxido de carbono y otros gases  dañinos. Si se realiza la combustión a elevadas temperaturas también produce óxidos de  nitrógeno que ayudan a la lluvia acida.  ‐ El potencial calórico de la biomasa depende mucho de las variaciones en el contenido de  humedad, clima y densidad de la materia prima    8.4  Energía Geotérmica  La  energía  geotérmica  es  aquella  energía  que  se  extrae  del  calor  interno  de  la  tierra  (magma).  Existen dos principales tipos de sistemas geotérmicos que se utilizan que son:  ‐ Sistemas  de  agua‐vapor:  Denominados  también  de  vapor  húmedo,  contienen  agua  bajo  presión a temperaturas superiores a 100°C. Este tipo de sistemas geotérmicos es el más  común y de mayor explotación en la actualidad, pueden alcanzar temperaturas de hasta  350°C   ‐ Sistemas  de  rocas  secas  calientes:  Corresponden  a  zonas  de  alto  flujo  calórico,  pero  impermeables  de  tal  modo  que  no  hay  circulación  de  fluidos  que  pueden  transportar  el  calor. En estos casos se inyectan gases o líquidos inyectados para este fin.   29   
  31. 31. Chile  tiene  el  privilegio  de  estar  ubicado  sobre  el  “Cinturón  de  Fuego  del  Pacífico”,  zona  que  se  caracteriza por una alta actividad volcánica. Debido a esto Chile cuenta con un alto potencial para   la instalación de centrales generadoras con energía geotérmica.   El gobierno de Chile ha promovido el desarrollo de esta tecnología a través del otorgamiento de  concesiones de exploración de recursos geotérmicos. Actualmente existen numerosas concesiones  de  exploración,  que  en  su  mayoría  corresponden  a  la  empresa  nacional  de  geotermia  y  al  departamento de geofísica de la Universidad de Chile. En la tabla 2 se presentan las concesiones  vigentes a abril del año 2006.    Tabla 4: Concesiones de exploración vigentes recursos geotérmicos (CNE).  En la tabla 5 se pueden ver los recursos geotérmicos con posibilidades de ser explotados a lo largo  de Chile, según los  datos extraídos del Servicio Nacional de Geología y Minería     Tabla 5: Lista de recursos geotérmicos explotables en Chile.  30   
  32. 32. Dentro  de  las  características  positivas  de  esta  tecnología  se  encuentran  sus  altos  factores  de  planta  del  orden  de  90%  (funciona  en  la  práctica  como  una  central  térmica).  Sin  embargo,  sus  costos de inversión son elevados. Su principal desventaja corresponde al alto riesgo asumido por  el  inversionista  en  la  exploración  del  recurso  geológico  en  la  etapa  de  desarrollo,  debido  a  la  necesidad de realizar costosas perforaciones a grandes profundidades.  8.4.1  Ventajas de la energía geotérmica  ‐ Energía limpia ya que produce niveles considerablemente menores de emisiones de gases  invernaderos que los combustibles fosiles.  ‐ Factores  de  planta  competitivos  con  las  centrales  térmicas.  Ya  que  su  fuente  provee  un  flujo constante de energía a lo largo del año que no depende de las condiciones climáticas  ni estacionales.  ‐ Requieren generalmente una menor cantidad de terreno por MW que cualquier otro tipo  de central térmica.  8.4.2  Desventajas de la energía geotérmica  ‐ Poco  desarrollo,  lo  que  involucra  grandes  costos  de  inversión  y  todos  los  riesgos  involucrados al trabajar con tecnologías en desarrollo.  ‐ Necesidad de realizar grandes y costosos estudios de prospección de zonas candidatas a  ser aptas para la instalación de estas centrales, lo que aumentan los riesgos de inversión.  ‐ Escasez  de  zonas  aptas  para  instalar  estas  centrales,  además  los  yacimientos  generalmente  no  son  de  fácil  acceso,  ya  que  muchas  veces  se  ubican  en  sectores  montañosos.  ‐ Emanación de ciertos gases nocivos como acido sulfhídrico y contaminación de las aguas  subterráneas próximas con sustancias como arsénico y amoniaco.    8.5  Energía Solar  La  energía  solar  es  aquella  que  proviene  directamente  de  la  radiación  solar,  esta  energía  es  generalmente  obtenida  mediante  colectores  térmicos  ó  paneles  solares  para  su  empleo  en  generación eléctrica. Chile tiene condiciones geográficas privilegiadas que hacen más conveniente  la  instalación  de  este  tipo  de  generadores  que  en  muchas  otras  zonas  del  mundo  donde  se  han  instalado  ampliamente  como  en  Alemania,  por  ejemplo.  A  pesar  de  lo  anterior  la  instalación  de  estas tecnologías no se ha alcanzado un nivel significativo, principalmente debido a los altos costos  de las unidades fotovoltaicas  y a que actualmente logran muy bajas eficiencias (entre 15 y 20%).  En  la  tabla  6  se  puede  apreciar  las  magnitudes  de  radiación  promedio  diaria  presentes  en  las  diferentes regiones de Chile, obtenidos de la CNE.  31   

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