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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
“CONEXIÓN DE ENERGÍAS
RENOVABLES NO
CONVENCIONALES AL SISTEMA
ELÉCTRICO”
DANIEL ALFONSO CELIS RIOSECO
Memoria para optar al título de
Ingeniero Civil de Industrias, con Diploma en Ingeniería
Eléctrica.
Profesor Supervisor:
HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
Santiago de Chile, 2011
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
Departamento de Ingeniería Eléctrica
“CONEXIÓN DE ENERGÍAS
RENOVABLES NO
CONVENCIONALES AL SISTEMA
ELÉCTRICO”
DANIEL ALFONSO CELIS RIOSECO
Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
DAVID WATTS CASIMIS
CRISTIAN ESCAURIAZA MESA
FERNANDO ARAYA (APEMEC)
Para completar las exigencias del título de
Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería
Santiago de Chile, 2011
A mi mamá María Pía y a mi
papá Sergio, a quienes les
debo todo.
INDICE GENERAL
RESUMEN ........................................................................................................................................1
ABSTRACT .......................................................................................................................................2
I. CONTEXTO ENERGÉTICO MUNDIAL: BASES PARA LAS ERNC EN CHILE .................3
1.1 Problemática mundial de la energía ....................................................................................3
1.2 La respuesta de las Energías Renovables ............................................................................5
1.3 Chile y las ERNC ...............................................................................................................7
1.4 Recurso ERNC en Chile ................................................................................................... 10
1.4.1 Energía Solar ................................................................................................................ 10
1.4.2 Energía Eólica .............................................................................................................. 10
1.4.3 Energía de pequeñas centrales hidráulicas .................................................................... 11
1.4.4 Biomasa ........................................................................................................................ 12
1.4.5 Energía Geotérmica ...................................................................................................... 13
1.4.6 Energía Marina ............................................................................................................. 13
1.4.7 ¿Por qué no se usar sólo EERR? ................................................................................... 14
1.5 Situación energética actual. .............................................................................................. 16
1.6 Sector Mini Hidro en Chile: Casos. .................................................................................. 19
1.6.1 Carrán ....................................................................................................................... 19
1.6.2 Hidroeléctrica Ensenada ........................................................................................... 21
1.6.3 Proyecto “Generación” ............................................................................................. 24
1.6.4 Problemáticas del sector ........................................................................................... 25
II. REVISIÓN INTERNACIONAL DE NORMATIVA PARA CONEXIÓN DE CENTRALES
DE GENERACIÓN RENOVABLES .............................................................................................. 27
Introducción ................................................................................................................................. 27
2.1 Chile ................................................................................................................................. 29
2.1.1 Incorporación del proyecto de ERNC al sistema eléctrico ........................................ 29
2.1.2 Conexión a redes de distribución. ............................................................................. 30
2.1.3 Conexión al sistema de transmisión .......................................................................... 32
2.1.4 Costos de conexión ................................................................................................... 32
2.1.5 Incentivos estatales y propuestas .............................................................................. 33
2.2 Alemania .......................................................................................................................... 36
2.3 España .............................................................................................................................. 38
2.4 Brasil ................................................................................................................................ 41
2.5 Reino Unido ..................................................................................................................... 44
2.6 Guatemala ........................................................................................................................ 46
2.7 Nueva Zelanda .................................................................................................................. 49
2.8 Costa Rica ........................................................................................................................ 51
2.9 Noruega ............................................................................................................................ 55
2.10 Tabla resumen .................................................................................................................. 58
III. ELABORACIÓN DE PROGRAMA COMPUTACIONAL PARA EL DISEÑO DE UN
TRAZADO PARA LA CONEXIÓN DE GRUPO DE MEDIOS DE GENERACIÓN” .................. 59
Introducción ................................................................................................................................. 59
3.1 Formulación de metodología y Base teórica ..................................................................... 59
3.1.1 Proyectos .................................................................................................................. 59
3.1.2 Ingresos .................................................................................................................... 60
3.1.3 Algoritmo de optimización ....................................................................................... 60
3.1.4 Valorización de la inversión ..................................................................................... 63
3.1.5 Input del programa ................................................................................................... 65
3.1.6 Output del programa ................................................................................................. 65
3.1.7 Servidumbres ............................................................................................................ 67
3.2 Manual de uso del programa............................................................................................. 67
3.2.1 Ingreso de datos previos. .......................................................................................... 67
3.2.2 Ejecución del programa. ........................................................................................... 68
3.2.3 Variables importantes a considerar ........................................................................... 69
3.2.4 Resultados ................................................................................................................ 70
IV. APLICACIÓN ...................................................................................................................... 72
4.1.1 Obtención de Resultados .......................................................................................... 72
4.1.2 Escenario 1 ............................................................................................................... 73
4.1.3 Escenario 2 ............................................................................................................... 78
4.2 Análisis de resultados ....................................................................................................... 81
Conclusiones .................................................................................................................................... 83
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................. 87
ANEXOS ......................................................................................................................................... 90
Anexo 1: Flujos Escenario 1. ........................................................................................................... 91
Anexo 2: Flujos Escenario 2 ............................................................................................................ 96
INDICE DE FIGURAS
Página
Figura 1.1: Cenit del Petróleo e hidrocarburos…………………………………… 9
Figura 1.2: Capacidad eléctrica instala mundial..………………………………… 10
Figura 1.3: Capacidad Eléctrica Instalada mundial de Energías Renovables…… 11
Figura 1.4: Velocidad del viento en Lengua de
Vaca…………….……………………................................................................… 21
Figura 1.5: Participación ERNC Chile…………………………………………… 22
Figura 2.1: Etapas de integración al mercado……………………………………. 28
Figura 2.2: Conexión resultante de ICG………………………………………….. 41
Figura 2.3: Sistema de integración a la red ICG…………………………………. 42
Figura 2.4: Matriz energética Guatemala………………………………………… 45
Figura 2.5: Vista del sistema eléctrico de Nueva Zelanda ………………………. 48
Figura 2.6: Evolución de la factura petrolera en Costa Rica…………………….. 50
Figura 2.7: Evolución de la energía en Costa Rica………………………………. 51
Figura 3.1: Programa pide punto de estación elevadora…………………………. 57
Figura 3.2: Proyecciones de proyectos sobre tramo entre subestaciones………… 57
Figura 3.3: Red de distribución óptima trazada………………………………….. 58
Figura 3.4: Repartición de financiamiento de distintos tramos………………….. 59
Figura 3.5: Elección de sistema para diseñar solución…………………………… 63
Figura 3.6: Ingreso punto de estación elevadora…………………………………. 64
Figura 3.7: Trazado óptimo de la red entregado por el programa……………….. 65
Figura 3.8: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 1…………………………….. 70
Figura 3.9: Inversión en infraestructura para las distintas configuraciones……… 71
Figura 3.10: Pérdidas de energía anuales………………………………………… 72
Figura 3.11: Pérdidas de energía anuales valorizadas……………………………. 72
Figura 3.12: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de
20 años, Escenario 1……………………………………………………………… 73
Figura 3.12: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 2…………………………… 74
Figura 3.13: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de
20 años, Escenario 2…………………………………………………………….... 75
INDICE DE TABLAS
Tabla 1.1: Costos de diferentes tecnologías de generación……………………... 11
Tabla 1.2: Normativa aplicable en función de sector de conexión………………. 29
Tabla 1.3: Resumen créditos CORFO Energía…………………………………… 32
Tabla 2.1: Resumen normativa internacional de costos de conexión a la red…… 53
Tabla 3.1: Precios infraestructura………………………………………………… 59
Tabla 4.1: Valores para cálculos de resultados…………………………………… 69
Tabla 4.2: Resultados Escenario 1……………………………………………….. 70
Tabla 4.3: Resultados Escenario 2………………………………………………... 74
Tabla 4.4: Comparación entre Escenarios………………………………………... 76
1
RESUMEN
El abastecimiento energético mundial es hoy una problemática cierta y es
responsabilidad de cada nación suministrar a su población el bien básico que es la
electricidad.
Para que cada hogar e industria cuente con electricidad para sus necesidades
se requieren dos procesos: generar la electricidad y transmitirla hasta donde es
consumida. Ambas procesos han evolucionado a través de la historia del ser humano y
se han creado tecnologías más eficientes y de mejor calidad. Sin embargo, hoy existe
escasez general de energía y se busca desarrollar medios de generación que sean
eficientes y que no afecten negativamente al medio ambiente. En este contexto nacen
las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que en gran parte del mundo se
presentan como un recurso que recién se comienza a aprovechar y que tiene un enorme
potencial para generar energía eléctrica limpia.
Chile es un país rico en recursos naturales que proveen ERNC y tanto el
Estado como los privados han mostrado un amplio interés en ellas. Se ha fomentado el
desarrollo de inversiones en generación de este tipo, priorizándose los proyectos de
menor tamaño para impulsar una generación de electricidad más “distribuida”. Estas
iniciativas se han encontrado con la barrera relacionada con el proceso de transmitir la
electricidad hacia los centros de consumo. Aquí, la construcción de una línea eléctrica
para evacuar la electricidad generada significa enormes costos, que ponen en riesgo la
inversión, y extensas negociaciones con la autoridad y los dueños de los terrenos
afectados, que implican una gran incertidumbre.
Este trabajo pretende analizar la situación en que se encuentran las ERNC
en Chile y el mundo, desde el punto de vista de la conexión de las centrales a las redes
de transmisión y distribución. Además se presenta una herramienta computacional
enfocada a apoyar el diseño de redes de distribución para evacuar energía de grupos de
centrales ubicadas en cuencas del territorio nacional.
2
ABSTRACT
The world´s energy supply is today a certain problem and it is each nation´s
responsibility to provide its population with such a basis good as the electricity.
In order to have electricity for every home and industry, two processes are
needed: to generate the electricity and to transmit it to the points where it is consumed.
Both actions have evolved through the human history and better and more efficient
technologies have been established. However, today there is a general energy shortage
and new generation means are developed, that are more efficient and environmentally
friendly. In this born context the Non-conventional Renewable Energies (ERNC), which
in most of the world are just beginning to being exploited as a huge potential resource
for generating clean electricity.
At the time, the world is consternated by the recently oil spills, coal mine
accidents, and gyrating fuel prices, and in this context, the ERNC are presented as an
auspicious option for a more efficient and cleaner future.
Chile is a rich country in natural resources that can provide ERNC and both
the state and the private sectors have shown a large interest in them. Private investments
in generation have been encouraged and smaller projects have received priority in order
to support a “more distributed” generation. These initiatives have found a big barrier
when they get into the transmission process, which is bringing the electricity to the
places where it is used: the construction of a transmission line lead to huge costs,
putting the investment at risk, and long negotiations with the authority and the affected
land owners, which involve considerable uncertainty.
This work analyzes the actual Chilean and worldwide situation the ERNC
are in, from the point of view of the connection of the power stations to the transmission
and distribution networks. It presents also a computational tool that helps designing a
distribution network to transfer the energy generated by groups of plants located in
basins of the country
3
I. CONTEXTO ENERGÉTICO MUNDIAL: BASES PARA LAS ERNC EN
CHILE
1.1 Problemática mundial de la energía
A través de su toda su existencia, el ser humano ha variado su estilo de vida
y sus costumbres, así como también los requerimientos energéticos que su evolución
demandan, los cuáles históricamente han seguido una tendencia creciente. Durante la
época del “hombre primitivo” u “hombre de las cavernas” el uso de la energía era
destinado exclusivamente a la obtención de alimentos, lo cual significaba el uso de
aproximadamente 100 W1 de potencia para estos propósitos. A medida que el hombre
evolucionaba, necesitaba cada vez una mayor cantidad de potencia disponible para
cumplir con sus necesidades y lograr realizar sus actividades. Es así como,
progresivamente, fue necesitando mayor energía, como cuando comenzó a cazar, a usar
la agricultura y a cocinar su comida, hasta llegar al gran salto que significó la
Revolución Industrial en el siglo XVIII, dónde la potencia requerida aumentó a 3500 W.
Este continuo aumento en la necesidad energética del ser humano ha sido siempre una
fuente de desarrollo y de estudio enfocados a cubrir estos requerimientos
eficientemente. Este crecimiento cuantitativo en la energía necesaria no sólo está
determinado por el crecimiento poblacional, sino que también por el desarrollo
tecnológico, y el mundo ha logrado emplear alternativas nuevas para obtenerla desde
distintos recursos. Sin embargo, esto no ha sido suficiente, ya que la energía mundial
necesaria tiene un crecimiento de naturaleza exponencial respecto a la potencia per
cápita, por lo que el crecimiento de la energía disponible debe ser acelerado, en una
sociedad tecnológica que día a día consume más recursos energéticos.
Hoy en día existe conciencia mundial en que una de las principales fuentes energéticas
con que se cuenta, el petróleo, está disminuyendo su existencia, lo cual naturalmente
debiera ocurrir mientras se exploten sus yacimientos. Un concepto clave respecto a esto
es el “Cenit de la extracción mundial del petróleo”2, que explica la llegada de un fin en
el crecimiento de la producción de petróleo, marcado por una estabilización y un
posterior decaimiento en los barriles producidos en distintos países del mundo. Los
1 PRIETO, P., “Una visión de la matriz energética mundial”, 7° Seminario Internacional “¿Hacia dónde va la
matriz energética en Chile y el mundo?”, Santiago 9 de Noviembre de 2011. 2 PRIETO, P., “Una visión de la matriz energética mundial”, 7° Seminario Internacional “¿Hacia dónde va la
matriz energética en Chile y el mundo?”, Santiago 9 de Noviembre de 2011.
4
perfiles de producción del petróleo muestran este fenómeno en una gran cantidad de
países tradicionalmente “petroleros”.
Figura 1.1: Cenit del Petróleo e hidrocarburos.
Fuente: ASPO 2007.
Esta decadencia en la disponibilidad de hidrocarburos ha impulsado una brecha
creciente entre la demanda agregada y la oferta disponible, lo cual ha conllevado,
consecuentemente, aumentos significativos en el precio del crudo. Todo esto evidencia
una imposibilidad a largo plazo de hacer frente a la creciente demanda energética del
mundo, ya que el máximo o “cenit” de producción ya fue alcanzado en años pasados.
El consumo total de energía primaria del mundo estaba compuesta el año 2007 en un
34% por petróleo y el área transporte dependía en un 94% de los hidrocarburos3. Frente
a esta evidente dependencia y ante la inminente escasez de este recurso energético, se
deben buscar alternativas e iniciativas que minimicen esta sujeción al petróleo y,
paralelamente, apoyen a mitigar la contaminación del medio ambiente.
El núcleo de la crisis radica en el imperativo de asegurar que los habitantes tengan
acceso al recurso energético para garantizar un nivel de vida adecuado y dar sustento a
la aspiración de los países en vías de desarrollo de alcanzar la condición de sus
predecesores.
Se estima que, en los próximos años, el 95% del aumento de la población mundial se
dará en países en desarrollo4, los cuales impulsarán el aumento en la demanda por
3 http://web.ing.puc.cl/~power/mercados/transporteelec/pagina_web_transporte_electrico_009.htm
4 World Watch Institute. http://www.worldwatch.org/node/6262.
5
energía. Este desarrollo, a diferencia del que tuvieron los países que ya cruzaron esa
barrera se caracterizará por la escasez de hidrocarburos y el rechazo a los efectos
negativos que tiene la generación de energía por medio de ellos, lo cual ya ha impulsado
iniciativas nuevas destinadas a generar energía limpia y de manera eficiente.
1.2 La respuesta de las Energías Renovables
En el contexto actual de crisis es esencial contar con alternativas innovadoras para
respaldar la oferta de energía y las “Energías Renovables” presentan una gran
alternativa dada su naturaleza prácticamente inagotable y no contaminante. Este grupo
de recursos energéticos ha tenido, durante los últimos años, una gran aceptación y
penetración en los mercados mundiales, implementándose diversas soluciones de
generación en todo el planeta. Países desarrollados han planteado iniciativas de
desarrollo para reforzar el financiamiento de este tipo de proyectos. Sin embargo,
debido a diversos factores, entre ellos los altos costos de desarrollo que presentan, estos
medios todavía no tienen una gran participación.
Las acciones comienzan en Europa el año 1997 con la emisión del documento “Energy
for the Future; Renewable sources of energy, White Paper for a Community Strategy
and Action Plan”. Luego, en el año 2006 y bajo presiones de los gobernantes de la UE
de tomar consciencia frente al cambio climático y los problemas ambientales se lanzó el
documento de nombre “European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure
Energy”, cuyo objetivo principal era llegar al año 2015 superando una participación de
15% de fuentes de energía renovable, llegando al 2020 obligatoriamente con un 25% de
la energía consumida proveniente de las mismas.
Iniciativas como la europea se han replicado en todo el mundo a diferentes niveles y
mediante diversos mecanismos, dentro de los cuales se encuentran los incentivos
tarifarios, cuotas de obligatoriedad u otros tipos de subsidio y formas de financiamiento
apoyados por los estados.
El año 2009 se alcanzó una participación mundial de 26% en la potencia eléctrica
instalada total mundial a partir de energías provenientes de fuentes renovables (Figura
1.2), alrededor de 1230 GW.
6
Figura 1.2: Capacidad eléctrica instala mundial.
Fuente: REN21, Renewables Global Status Report 2010.
Dentro de esta repartición de energías renovables, la hidroelectricidad de grandes
embalses representaba el 73%, seguida por la energía eólica con un 14% de la potencia
instalada Figura 1.3.
Figura 1.3: Capacidad Eléctrica Instalada mundial de Energías Renovables.
Fuente: Fuente: REN21, Renewables Global Status Report 2010.
7
La mayoría de estas tecnologías ha tenido dificultades para encontrar financiamiento e
inversionistas interesados, debido a los altos costos de desarrollo que presentan. Debido
a esto, los países han tomado medidas para incentivar la inversión en centrales
generadoras a partir de fuentes de energía renovable. Estos mecanismos son:
- Feed-in: Se “premia” a los generadores de energía renovable, definiendo un
precio específico de venta que hace atractiva la inversión. El costo es
normalmente cubierto por los consumidores finales.
- Cuotas o certificados: Se exige a las compañías generadoras de electricidad
cubrir una cierta cantidad de su producción mediante energías renovables o bien
deben pagar multas. Los generadores de energía renovable pueden comercializar
sus certificados de energía libre de emisiones.
- Repago calculado: El Estado cobra un cargo a los usuarios, el cual es traspasado
a los generadores de energía renovables durante un cierto periodo.
- Subastas: El Estado ofrece comprar una gran cantidad de energía proveniente de
una fuente específica o de diferentes. Las empresas hacen sus ofertas
proponiendo un precio. El menor precio es elegido.
En general, ha resultado que la efectividad de estos mecanismos depende, más que de
las características de forma de éstos, de la modalidad en que se implementen. En países
como Alemania o España, el sistema “Feed-in” ha elevado considerablemente la
inversión en energía solar y eólica, lo cual ha llevado a ambos países a liderar en
términos de potencia instalada de este tipo. Otros casos, como el Reino Unido, donde se
ha implementado el sistema de cuotas y certificados verdes ha tenido un efecto más
lento debido a que este mecanismo requiere de un tiempo mayor para materializarse y la
incertidumbre es mayor para el inversionista. Sin embargo, estas cuotas son un
mecanismo que otorga una mayor competencia como instrumento de mercado, ya se
genera un sistema abierto de tasación y transacción de estos certificados y son los
agentes participantes los que definen el precio y no un ente centralizado.
1.3 Chile y las ERNC
Chile no es la excepción en cuanto a la lucha por contar con un abastecimiento
energético suficiente, eficiente y limpio. Es por ello que, aprovechando la riqueza en
recursos naturales que el país posee, se ha tomado a las Energías Renovables como
parte de la estrategia de desarrollo energético.
8
En Chile, al igual que en gran parte del planeta, se han planteado incentivos para
aumentar el uso de fuentes de energía renovable por sobre los combustibles fósiles.
Idealmente se espera reemplazar también la inversión en grandes centrales
hidroeléctricas, tradicionalmente cerca de la mitad del aporte energético del país, por
centrales generadoras más pequeñas. En este contexto se acuñó el concepto de
“Energías Renovables No Convencionales” (ERNC), junto con la primera ley que
fomenta el uso de estas tecnologías, la Ley 20.257, que entró en vigencia el año 2010 y
pretende ser un real incentivo para el surgimiento de las ERNC como parte importante
de la matriz energética chilena.
Legislación chilena ERNC
La Ley 20.257 “Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos
respecto de la generación de energía eléctrica con fuentes de energías renovables no
convencionales”, define lo siguientes medios dentro de la categoría de renovables no
convencionales:
1) 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.
2) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia
máxima sea inferior a 20.000 kW.
3) 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.
4) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la
radiación solar.
5) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la
energía cinética del viento.
6) 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.
9
7) Otros medios de generación determinados fundadamente por la Comisión Nacional
de Energía, 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 ambiental, conforme a los procedimientos que
establezca el reglamento.
Con objetivo de materializar requerimientos, derechos y obligaciones particulares, estos
medios de generación se sub-clasifican dentro de las siguientes categorías:
1) PMGD: Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales
a 9.000 kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o
a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que
utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a
conectarse a las redes de distribución.
2) PMG: Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema
sean menores o iguales a 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un
sistema troncal, de subtransmisión o adicional.
3) MGNC: Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de
potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kW. La categoría de MGNC,
no es excluyente con las categorías indicadas en los dos puntos precedentes. Esta
categoría junto a los proyectos ERNC menores a 20 MW también incluye los proyectos
de cogeneración eficiente a base de combustibles fósiles menores a 20 MW.
De particular importancia ha sido el tratamiento de los PMGD, categoría donde están
normalmente muchas centrales de ERNC. A través de la apertura del mercado chileno y
el aseguramiento de la conexión se ha incentivado a los proyectos de esta índole.
Además, se impuso una exención del pago de peajes a través del sistema de transmisión
troncal, lo cual aplica a medios de generación renovable no convencionales, cuyos
excedentes de potencia suministrada al sistema sean menores a 9 MW. Para los casos en
que estos excedentes sean mayor a 9 MW y menores a 20 MW, se aplica al pago un
factor proporcional al exceso.
Adicionalmente, la Ley 20.257 establece obligaciones para las empresas eléctricas con
respecto a la naturaleza de los retiros anuales, los cuales deben provenir en proporciones
definidas de fuentes de energía renovable no convencionales. Esto se aplica como una
obligación del 5% entre los años 2010 y 2014, lo cual se va incrementando 0,5% al año
hasta completar un 10% el 2024. El cumplimiento de esta norma se regula a través de
multas, que corresponden a 0,4 UTM por MWh de déficit con respecto al porcentaje
10
exigido. Esta obligación aplica a las empresas con contratos posteriores al 31 de agosto
de 2007.
1.4 Recurso ERNC en Chile
Las energías renovables son aquellas que provienen de recursos naturales como
radiación solar, viento, lluvia, mareas y calor geotérmico. La base en la definición de un
recurso renovable radica en que son inagotables, a diferencia de los combustibles fósiles
como el petróleo y el carbón. Existen diversas definiciones y una de las más aceptadas
es la de la Asociación de Productores de Energía Renovable de España (APPA):
“Las energías renovables son aquellas que se obtienen de fuentes naturales inagotables
a escala humana, bien porque el recurso dispone de una cantidad de energía inmensa,
bien porque el recurso tiene la capacidad de regenerarse de manera natural.”
1.4.1 Energía Solar
La energía del Sol es la energía más constante con la que se cuenta sobre el planeta.
Esta energía se recibe sobre la atmósfera como radiación, la cual es reflejada en un 30%
hacia el espacio mientras que el resto es absorbido por los océanos, las nubes, etc. En
promedio, se puede obtener 1,36
[Arenas René, Nodo Solar] sobre la capa exterior
de la atmósfera. Para generar energía eléctrica directamente, la radiación solar se puede
utilizar de dos maneras: a través de paneles fotovoltaicos o aprovechando el calor
mediante sistemas de concentración solar de potencia.
A nivel mundial se conoce una región llamada Cinturón del Sol, que se encuentra
ubicada entre los paralelos 35° Norte y 35° Sur y que corresponde al área con la mejor
intensidad de radiación solar. Esta zona cubre casi la mitad de Chile, lo que significa un
potencial de generación muy grande y que ha sido estimado por la Asociación Chilena
de Energías Renovables (ACERA) en un máximo de 100 GW.
1.4.2 Energía Eólica
11
La energía eólica es la que es generada a partir de la energía cinética contenida en el
viento, el cual se origina por la existencia de diferencias de presión atmosférica entre
dos puntos geográficos, lo cual se debe a la acción del calentamiento del aire por el sol,
por lo que se dice que la energía eólica es una forma indirecta de energía solar.
La tecnología se basa básicamente en aprovechar el movimiento del aire para hacer
girar molinos que poseen un generador eléctrico. Existen dos tipos de campos eólicos,
los onshore y los offshore, ubicados sobre tierra firme o en el mar abierto,
respectivamente.
En Chile los terrenos con buenas condiciones para aprovechar el recurso eólico son
numerosos y se ubican a lo largo de todo el país, destacándose principalmente las zonas
costeras. ACERA estima el potencial del país en 40 GW para este recurso.
La desventaja más crítica de este tipo de tecnología es la variabilidad con la que operan
los generadores, acarreado por la naturaleza no constante de la intensidad del viento.
Esto significa un enorme inconveniente para evaluar los proyectos de generación de este
tipo. Por esto se requieren exhaustivos estudios y mediciones en terreno.
1.4.3 Energía de pequeñas centrales hidráulicas
La energía hidráulica se obtiene directamente de los flujos de agua que actúan
generando energía mecánica en turbinas, que alimentan a equipos generadores que
producen la electricidad. El agua es un recurso renovable que tiene un ciclo natural
permanente y la tecnología de centrales que lo aprovecha es un proceso eficiente,
confiable y durable, que tiene ventajas comparativas frente a otras fuentes, considerando
sus bajos costos de operación y mantención (Ver Tabla 1.1.).
Las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse dentro de dos tipos: centrales de pasada
y centrales de embalse. Las primeras aprovechan directamente la energía cinética del
cauce de agua donde se encuentra la central. Las centrales de embalse almacenan el
agua y aprovechan como energía primaria la potencial del agua.
Para la legislación chilena, las centrales hidráulicas de una capacidad menor a 20 MW
son consideradas como Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Actualmente
la Agencia Internacional de la Energía (IEA) subclasifica a estas centrales como mini
hidro a las de potencia mayor a 300 kW y como micro hidro a las con potencia menor a
este valor.
12
En Chile, el potencial de generación de pequeñas centrales hidráulicas ha sido estimado
por ACERA en 20 GW. Existen actualmente proyectos por más de 3000 MW [catastro
APEMEC] que esperan ser aprobados para ser ejecutados. Sin embargo, existen
numerosas barreras a las que estas iniciativas se ven enfrentadas, las cuales involucran
desde demoras en tramitación de permisos hasta la no existencia de criterios claros en
normativas ambientales o de mediación entre partes.
1.4.4 Biomasa
La energía que se puede obtener de la biomasa se basa en la utilización de este
elemento, que es materia orgánica de origen vegetal o animal. Los métodos que existen
para aprovechar este recurso son la combustión directa de la biomasa, el tratamiento de
residuos orgánicos y el cultivo de algunas plantas y granos, a partir de las cuales se
obtiene biogás y biocombustibles, usados como sustitutos de compuestos
petroquímicos. La explicación del por qué una combustión de este material no se
considera como una emisión de CO2 a la atmósfera es que este componente ya fue
previamente captado por los organismos durante su crecimiento, por lo tanto la biomasa
no representa un aumento en las emisiones de CO2.
Las formas en que se puede encontrar la biomasa son variadas y los que comúnmente se
utilizan para su aprovechamiento energético son cuatro:
- Biomasa natural, que no ha tenido ninguna intervención humana.
- Biomasa residual seca, que incluye sólidos no utilizados en actividades agrícolas
y ganaderas, forestales y de procesos de transformación de la madera y
agroalimentarias.
- Biomasa residual húmeda, son los vertidos denominados biodegradables, como
aguas residuales y residuos ganaderos.
- Cultivos energéticos, como maíz, raps, girasol y plantaciones para producir
biocombustibles.
En Chile, el uso de la biomasa se ha dado principalmente a través del uso de la
combustión directa de residuos industriales y el aprovechamiento de gases extraídos de
vertederos basura. Se ha estimado un potencial para el año 2025 de entre 461 a 903
MW.
13
1.4.5 Energía Geotérmica
La energía geotérmica aprovecha el calor contenido bajo la superficie terrestre. Este
recurso suele encontrarse comúnmente en zonas de alta actividad volcánica y fallas
geológicas, que es donde abundan los fenómenos que generan calor bajo la tierra.
Las tecnologías que han sido desarrolladas para explotar estos recursos son diversas y se
diferencian en el objetivo de la central, que puede ser aprovechamiento térmico o
eléctrico. Para la producción de electricidad se utilizan básicamente sistemas de
obtención de agua, vapor o aire caliente a través de emanaciones subterráneas, como
géiseres. También es posible inyectar agua fría dentro de cámaras perforadas sobre
fuentes de calor subterráneas.
La identificación de focos para el aprovechamiento del recurso geotérmico implica
significativos y especializados estudios, lo cual es una gran dificultad para el desarrollo
de esta tecnología.
Chile se encuentra ubicado sobre una zona geográfica denominada “Cinturón de Fuego
del Pacífico”, la cual concentra las mayores actividades sísmicas y volcánicas del
planeta y representa un gran potencial para la generación geotérmica. Se ha calculado
un potencial bruto de 16 GW en Chile [FCFM U. de Chile, 2011 (revista n°55)].
1.4.6 Energía Marina
La energía con la que se mueven las masas oceánicas es enorme y ha sido posible
transformarla en electricidad. La llamada energía mareomotriz resulta del
aprovechamiento de grandes flujos de agua como variaciones de mareas o corrientes
marinas o energía de las olas.
La mayoría de las tecnologías que buscan desarrollar este recurso se encuentran en fase
de estudio o desarrollo, por lo que en el mundo entero la experiencia todavía existen
muchas variabilidades en los costos y eficiencias. Los diferentes métodos utilizados
están definidos por el tipo de flujo que se quiere aprovechar. Se han desarrollado
sistemas para aprovechar la energía de las olas (undimotriz), la variación de las mareas
(mareomotriz), de corrientes marinas y variación de temperatura y salinidad del agua.
Chile es uno de los países con condiciones más favorables para el aprovechamiento del
recurso energético proveniente del océano. Esto, gracias a la extensa franja costera y sus
14
especiales características. Sin embargo, aún no se han presentado proyectos de
generación en ninguna de las variantes.
1.4.7 ¿Por qué no se usar sólo EERR?
Comúnmente, las energías renovables han sido más caras de producir y usar que los
combustibles fósiles. La evolución en los costos de las diferentes tecnologías ha
demostrado permanentes disminuciones en los costos, lo que hace suponer una pronta
competitividad dentro del mercado. Sin embargo, los costos de desarrollo siguen siendo
superiores a las grandes centrales hidráulicas y tanto parques eólicos como solares
todavía presentan costos de desarrollo mayores que las centrales de carbón.
Costo
Inversión
[US$/kW]
Costo
Operación
[US$/MWh]
Factor de
Planta
Promedio
Costo de
Desarrollo
[US$/MWh]*
Hidro Embalse 1.950 5 65% 38
Hidro Pasada 2.100 5 65% 41
Geotérmica 3.550 2 85% 47
Mini Hidro 3.000 5 65% 55
Carbón 2.350 48 85% 83
Nuclear 6.000 17 85% 89
Eólica 2.000 8 30% 96
GNL 750 91 65% 105
Solar
Fotovoltaica
3.200 0 25% 165
Diesel 720 218 65% 234
* No incluye costos de transmisión asociados.
Tabla 1.1: Costos en diferentes tecnologías de generación (*)
Fuente: Systep, 2011
En Chile, los recursos de energía renovable, además, se encuentran ubicados
normalmente en áreas remotas, lo cual hace significativamente caro construir
instalaciones de transmisión para llevar la energía generada a los centros de consumo.
En el caso del viento, comúnmente los lugares con condiciones más favorables para su
aprovechamiento se encuentran ubicados en las zonas costeras, alejadas de los centros
de consumo, al igual que los causes propicios para la instalación de mini centrales
hidroeléctricas. La situación ideal se hallaría en la producción “in situ” de la
15
electricidad, o la consolidación de los PMGD. Es decir, generar la energía en el lugar
donde será consumida, lo cual disminuiría la necesidad de disponer de sistemas de
distribución de electricidad.
Por otro lado, los recursos renovables no se encuentran la totalidad del tiempo
disponibles, ya que dependen críticamente de las condiciones temporales atmosféricas,
como la velocidad del viento o la intensidad de radiación solar existente. Esto dificulta
la planificación de una producción y aumenta los riesgos asociados al negocio. Se está
trabajando mundialmente en desarrollar técnicas para almacenar los excedentes de
energía, como baterías, bombas o pilas de combustible hidrógeno, que resulten más
económicas que las alternativas actuales.
Figura 1.4: Velocidad del viento en Lengua de Vaca.
Fuente: Mohr, Ricardo, “Inserción de generadores de energía renovable en redes de
distribución”, PUC, 2007.
Cabe destacar, que la energía marina, si es una fuente permanente, debido a la
estacionalidad de las mareas y la constancia del oleaje. Por esta razón la operación de
esta tecnología si puede ser programable y estable.
16
1.5 Situación energética actual.
La aplicación de la Ley que promueve la inversión en ERNC en Chile ha tenido efectos
positivos, pero actualmente existen ciertas dudas respecto al real impacto que esta
normativa ha tenido.
El año 2010, primero en que se aplicó realmente la Ley 20.257, la participación de las
ERNC en la matriz chilena llegó a un 3,1% de la generación total, con una generación
total de energía de 1.350 GWh (SIC).
Figura 1.5: Participación ERNC Chile.
Fuente: CDEC-SIC, Valgesta Energía
A pesar de la normativa, la participación de las ERNC no llega a niveles significativos,
ni alcanza el 5% de la obligación. Esto se explica principalmente debido a la excepción
de la obligación incluida en la Ley para todos los contratos previos al año 2007, los
cuales representan aproximadamente el 80% del total. En el caso de los contratos
posteriores a 2007 el incremento en ERNC también se ha visto atenuado, ya que muchas
empresas han pagado preferentemente las multas correspondientes antes de realizar
contratos para cubrir sus obligaciones de retiros de ERNC.
Sin embargo, el contexto actual parece favorable y existe un creciente interés por
invertir en ERNC, lo que queda demostrado con la gran cantidad de proyectos que
ingresan a los sistemas de evaluación ambiental (más de 1.800 MW aprobados en 2010
en SEIA5 y existe una iniciativa de impulsar el desarrollo para llegar a un 20% de
participación ERNC para el año 2020 a través de la legislación.
5 Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), http://centralenergia.cl/2010/07/28/proyectos-ernc/.
17
Las barreras que enfrentan las ERNC no son sólo económicas, sino que también
políticas, sociales, administrativas y ambientales. A propósito de este tema, en el país se
ha gestado una amplia discusión social dedicada a responder qué alternativas de
generación eléctrica resultan más convenientes para desarrollar la matriz energética del
futuro de Chile. Existe consenso de que la generación de electricidad a partir de
combustibles fósiles es la opción menos deseada, debido a las grandes emisiones de
CO2 que acarrea su operación. Pero, como ya se mencionó, la crisis energética mundial
es una realidad y Chile no está apartado de esto. Es por esto que existe un imperativo de
aumentar la capacidad de generación sin dejar de lado la seguridad de suministro ni la
conservación del medio ambiente.
La disyuntiva actual radica en cómo incrementar la potencia instalada interviniendo lo
menos posible el medio ambiente y en los plazos necesarios. Tradicionalmente, Chile ha
contado con una matriz energética compuesta básicamente por centrales termoeléctricas
y grandes hidroeléctricas de embalse, cada cual con aproximadamente 50% de
participación. Actualmente, ambas tecnologías son públicamente rechazadas por la
ciudadanía. Dos casos emblemáticos que muestran esto son la central termoeléctrica
Barrancones, proyecto que fue detenido por el mismo Presidente de la República, frente
a presiones ciudadanas en Agosto de 2011, y el mega proyecto hidroeléctrico de
Hidroaysén, el cual, a pesar de haber sido aprobado en las primeras etapas de
evaluación ambiental, significó una gigantesca batalla mediática y una enorme
oposición ciudadana, lo cual permanece hasta la actualidad y pone en duda la
aprobación del proyecto en su totalidad.
Existe también controversia en Chile sobre la opción nuclear. La reciente tragedia
ocurrida en Fukushima, Japón tras el terremoto hace temer a muchos de la posibilidad
de tener centrales nucleares en el país y enfrentarse al riesgo de un desastre nuclear. El
desarrollo de un programa nuclear en Chile se ve necesario por algunos, mientras que
muchos expresan su fuerte rechazo a esta tecnología que representa el 8% de la potencia
mundial instalada6 y que no produce emisiones de CO2.
La opinión más ambientalista exige un recambio radical en la matriz energética y
propone el fomento exclusivo a la inversión en energías renovables no convencionales.
Sin embargo, éstas presentan desventajas como intermitencia de generación (solar,
eólica), altos costos de desarrollo y bajos factores de planta. Consecuentemente se debe
plantear una matriz que considere la inclusión de distintos tipos de generación eléctrica, 6 REN21, Renewables Global Status Report 2010.
18
los cuales puedan complementarse para entregar un suministro seguro, de calidad y lo
más ambientalmente amigable posible. Así, la institucionalidad ambiental ha
desarrollado rigurosos procesos de estudios y evaluación de impacto para los proyectos,
lo cual se presenta como una barrera considerable para la aprobación que conduce a la
construcción de las centrales.
Uno de los temas más relevantes dentro del proceso de desarrollo de un proyecto de
ERNC (y de un proyecto de generación en general) es la construcción de la línea de
transmisión destinada a evacuar la energía generada. Esto tiene un impacto muy
significativo en la realización de la iniciativa, ya que es un elemento imprescindible
para el objetivo final de ésta, que es entregar energía a los centros de consumo, y
normalmente acarrea dos consecuencias que pasan a ser barreras para que un proyecto
de generación llegue a materializarse. Estas barreras son:
- La construcción de la línea de transmisión de electricidad tiene un costo elevado,
que aumenta enormemente la inversión y que puede superar el 50% de la
inversión total en la central generadora. Esto contrasta con el caso de grandes
centrales hidroeléctricas, donde, dentro de la inversión, el costo de la línea no
supera el 10%.
- La construcción de la línea requiere de la aprobación ambiental y de la
aceptación vecinal. Esto significa largos periodos de burocracia en la
institucionalidad pública y complejas negociaciones con los propietarios de los
terrenos por donde el cableado eléctrico pasaría. Esto último acarrea también
costos de servidumbres, los cuales suelen ser muy elevados.
Este trabajo pretende abarcar la problemática actual con la que realizadores de
proyectos de energía renovable no convencional se encuentran en el momento en que se
pretenden transmitir la electricidad generada hacia centros de consumo a través de una
línea conductora. En el capítulo siguiente (Capítulo II) se realiza una revisión
internacional de las metodologías empleadas en distintos países del mundo para afrontar
el tema de la conexión de centros de generación a la red eléctrica. Se hace énfasis en la
asignación de costos entre el interesado y el operador de la red eléctrica, además de
considerar los incentivos que cada país ofrece a la inversión en esta materia. Además se
revisa el caso de Chile y los estímulos de parte de la institución CORFO y la revisión
del recientemente publicado informe de la Comisión Asesora para el Desarrollo
Eléctrico (CADE).
19
En el Capítulo III se documenta la elaboración de un programa computacional que
elabora diseños de redes de evacuación de energía para cuencas dentro del territorio
nacional que concentren grupos de proyectos de generación. El producto, elaborado en
Matlab, entrega una solución de diseño óptima en cuanto a cantidad de conductor a
utilizar y entrega la información de los costos repartidos para los distintos actores.
1.6 Sector Mini Hidro en Chile: Casos.
1.6.1 Carrán
1.6.1.1 Antecedentes generales
Carrán Ltda. es la empresa propietaria del fundo llamado Carrán, ubicado en la zona de
lago Maihue, en la Región de Los Ríos, zona del sur de Chile de clima continental
húmedo, rica en recursos hídricos, como ríos y lagos. Dentro de éste tiene varios
proyectos de generación mini hidro que suman aproximadamente 80 MW en su
totalidad. Uno de ellos ya entró en operación con una capacidad de 0,42 MW y otros
dos se encuentran en fase de ingeniería básica. Éstas son la centrales hidroeléctricas
Chilcoco y Melipúe, de 12 y 24 MW respectivamente. Los proyectos se encuentran
ubicados geográficamente muy cerca uno del otro, en una zona a orillas del lago
Maihue, cercano al lago Ranco.
La inversión para el primer proyecto ha sido estimada en US$22 millones. El caudal del
estero Chilcoco es bastante estable y tiene la particularidad de que el Lago Huishue,
ubicado en la parte superior de la cuenca, no tiene desagüe superficial durante gran
parte del año, lo que significa que la mayor parte del caudal del estero se debe sólo a
afloraciones ubicadas en el tramo más cercano a la bocatoma. El valor mínimo
registrado fue de 12,59 m3/s el año 2002 y el máximo fue 14,97 m
3/s, en 2004. Esto es
muy positivo para la rentabilidad del proyecto y permitiría a la central generar
anualmente 75,5 GWh, con un factor de planta de aproximadamente 85%. La altura neta
de caída para la central corresponde a 84,5 metros (Ref: Carrán Ltda.).
El caudal del estero Chilcoco, está compuesto de la adición de las componentes pluvial
y de filtraciones. Se estimó un caudal ecológico para el estero de 1,4 m3/s (Ref: Carrán
Ltda.).
20
Para el proyecto a instalarse en el Rio Melipúe se requiere de una inversión aproximada
de US$32,4 millones, con lo que se pretende construir una central mini hidro que
produzca una energía anual estimada de 117 GWh, con una potencia instalada de 24
MW, proporcionados a través de una altura de caída neta de 84,5 metros. El rio Melipúe
presenta un caudal de 30,5 m3/s.
Ambos proyectos serán conectados a una línea de 66 kV, lo cual, como en muchos otros
proyectos mini hidro, es el gran problema para la viabilidad.
1.6.1.2 Conexión y dificultades
En un principio, el año 2004, el dueño del proyecto, Carrán Ltda., presentó a la empresa
distribuidora de la zona su interés de desarrollar los proyectos en cuestión. Frente a esto
se analizó la información de consumo en la zona, es decir, la cuenca del Lago Ranco
con todos los poblados y centros de producción agrícola, como, por ejemplo, lecherías,
constatándose que la demanda punta que presentaba la zona en esa época era de no más
de 1,5 MW. Por esta razón, la inyección por parte de cualquier generación pequeña
significaba una inversión en los flujos en la red de distribución. Esto significó que los
proyectos de generación de Chilcoco y Melipúe necesariamente debían ser conectados a
nivel de transmisión, es decir, al Sistema Interconectado Central.
Existía, por lo tanto, una necesidad real de conexión, lo cual dejaba dentro de las
alternativas invertir personalmente en una línea de transmisión de aproximadamente
100 kilómetros, que, de ser considerada, no ponía en riesgo la rentabilidad del proyecto.
Esto debido a los excelentes niveles de producción y factores de planta de las centrales.
Otro punto a considerar es que la zona donde se encuentran ubicados estos proyectos, la
cuenca del lago Ranco, reúne además varios proyectos de centrales de generación mini
hidro, que se estiman que en total sumen alrededor de 200 MW. Por esto es que para el
diseño de la línea se considerará la presencia de ellos, de manera de contar con una
solución común y financiada conjuntamente por los diferentes involucrados.
Para encontrar una solución óptima, considerando dimensionamiento, ubicaciones,
puntos de conexión y flujos, existe un problema de financiamiento, debido a que los
diferentes privados involucrados no cuentan con los recursos para esto, que son valores
importantes de dinero. Sin embargo, por una iniciativa de Carrán Ltda. y dos privados
más de la zona, se realizó un estudio para evaluar el proyecto de conectar un total de
aproximadamente 80 MW al sistema, construido por una transmisora particular. Este
21
estudio dio como resultado una recuperación de la inversión hecha para transmitir la
potencia generada en un plazo de siete años, considerando un valor de AVI de 10%,
COMA de 3% y la utilización del 10% de los ingresos por generación para el pago de la
línea. Todo esto esperando un precio de la energía (costo marginal) de 100 US$/MWh.
Con esto se vio reflejada la viabilidad de una conexión común, desde el punto de vista
financiero.
Las dificultades aparecen cuando el constructor de la línea, el transmisor, ve que las
garantías que tiene no son seguras debido a la incertidumbre de que todos los proyectos
terminen utilizándola. Además, para el inversionista de la línea es necesario tener
garantías con respecto a los tiempos de conexión e inicio de inyección de la producción
de cada generador.
La solución común se hace obligatoria si se pretende construir sólo una línea en la zona.
Por esto, los estudios de diseño implican el análisis de la ubicación de los alimentadores
y las subestaciones.
1.6.2 Hidroeléctrica Ensenada
1.6.2.1 Antecedentes generales
En marzo de 2009 comenzó la construcción del proyecto hidroeléctrico Hidroeléctrica
Ensenada, iniciativa de la empresa española Hidrolena, a través de su sociedad vehículo
Enertrón. La oportunidad fue concebida dentro de un acuerdo con quien era el
propietario del proyecto en 2007, Alex Ziller, que pretendía construir una planta
hidroeléctrica con una potencia máxima de 4 MW, el cual fue comprado por Hidrolena
y rediseñado para aumentar su capacidad.
El proyecto se encuentra ubicado en la cuenca del Río Blanco, en la provincia de
Llanquihue, en la región de Los Lagos y considera como primera etapa la construcción
de una planta de 6,8 MW, la cual representa un costo aproximada de 11 MMUS$.
La captación de las aguas del Rio Blanco se hace a través de una bocatoma sumergida
en el cauce del río y se dirigen dentro de una tubería metálica para llegar a la casa de
máquinas de la central (4 km más abajo del punto de captación) donde serán turbinadas
en tres turbinas Pelton y posteriormente regresadas a su cauce natural en forma
22
gravitacional. En distintas épocas del año, el Rio Blanco provee un caudal máximo y
mínimo de y 2 m3/s respectivamente.
Dentro del diseño de la central se contempla una diferencia de altura bruta de 210
metros en un tramo horizontal de 3,8 km. y el caudal ecológico que definió la Dirección
General de Aguas fue 0,37 m3/s (Ref: Hidrolena).
1.6.2.2 Conexión
La conexión de la central al sistema contempla la construcción de una línea de 50
kilómetros. En principio se analizó la alternativa contemplada por el antiguo propietario
de utilizar una línea de distribución aérea existente de la empresa Crell, inyectando la
energía a aproximadamente 2 kilómetros de Ensenada. Sin embargo, los estudios
indicaron que la capacidad de este cableado no era suficiente para evacuar la producción
de la central. De esta manera, la empresa materializó dentro del proyecto la
construcción de una línea desde Ensenada a Puerto Montt, donde se conectaría a la
subestación Melipulli, de Saesa.
La necesidad de financiar un cableado propio para conectar la central a la red significó
un cuestionamiento por parte de la empresa de sobre si el proyecto seguía siendo
rentable. Frente a esto se realizó la evaluación y los estudios correspondientes con lo
que se determinó que la opción de realizarlo seguía siendo conveniente, debido
principalmente, a los grandes niveles de producción que permitían las condiciones
pluviales y nivales del emplazamiento. Es decir, la relación entre los montos de
inversión y los flujos de venta de la electricidad producida eran muy buenos. La planta
tiene una generación de energía estimada en 33,4 GWh al año con un factor de planta de
50%, una gran productividad que explica lo atractivo del proyecto.
También de una gran relevancia para decisión de Hidrolena respecto a la línea de
transmisión fue tener en carpeta tres proyectos más que podrían realizarse en el mediano
plazo en la misma cuenca y que podrían aprovechar la presencia de las instalaciones de
transmisión. Sin embargo, es importante mencionar que dejando de considerar la
existencia de estas tres centrales adicionales, la evaluación del proyecto seguía
entregando una rentabilidad positiva para el proyecto, pero lógicamente menos
atractiva.
23
1.6.2.3 Dificultades
Dentro de la planificación y tramitación del proyecto, la empresa encontró importantes
dificultades en lo relacionado a la solicitud de la vía para la línea de transmisión. Esto
último está referido a la obtención de los permisos necesarios para construir la obra
civil. Dentro de las razones que causaron estas demoras y problemas estuvieron los
desacuerdos y los conflictos entre la empresa y los propietarios de los terrenos afectos al
paso de la línea y diferentes instituciones públicas.
Durante el proceso realizado para el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) se
presentaron apelaciones de distinto índole.
El proceso se convirtió en un tema regional e involucró el debate en el ámbito político,
donde las figuras públicas participaron del lado de los propietarios de terrenos. Esto
generó trámites aún más engorrosos y difíciles de llevar a un acuerdo, debido a la gran
cantidad de objeciones a la línea que se presentaron con el apoyo de los políticos,
aludiendo a razones que en muy pocos casos resultaban ser objetivas y técnicamente
justificables. Un ejemplo de esto fueron apelaciones con respecto a la emisión de
campos electromagnéticos que las instalaciones de transmisión de electricidad podrían
presentar. En Chile no existe una norma relativa a los valores de exposición a estos
campos, por lo que se siguen las experiencias internacionales, estableciendo una franja
de seguridad, fuera de la cual, la acción de los campos en cuestión es despreciable.
También se presentaron alegatos respecto a la deterioración de la visibilidad producto
de la línea. Sin embargo, esto será mínimo y la visión de la línea será filtrada,
apreciándose incluso menos que los cables hoy existentes de la línea que lleva la
electricidad a los poblados de la zona (Ref: Hidrolena).
Además de esto, el proyecto requería de una “Declaración de Impacto Ambiental”, sin
embargo, los requisitos que esto implicaba terminaron transformando este trámite en
algo similar a un “Estudio de Impacto Ambiental”, lo que implica una inspección
mucho más exhaustiva del sector y sus características potencialmente afectadas por el
proyecto. Dentro de este marco se realizaron estudios de suelo, vegetación y fauna,
además de la certificación arqueológica, elementos encargados a consultoras.
Debido a requisitos ambientales de la Intendencia Regional, la línea fue
sobredimensionada y construida finalmente para una capacidad de 66 kV ampliable a
110 kV, pese a que para el proyecto hubiera sido suficiente una instalación de una
tercera parte de esta capacidad.
24
Con la distribuidora, Hidrolena estuvo por mucho tiempo en negociaciones respecto a
los precios, determinados por los valores costos del proyecto: AVI, COMA, peajes, la
subestación a construir, etc. En este proceso la empresa generadora se enfrentó a una
desventaja frente a las proporciones distintas en los tamaños de las partes, dándose,
previas al acuerdo, asimetrías de información y un poder de negociación menor para
Hidrolena, aplazándose la ejecución de las etapas posteriores.
Finalmente se llegó a consenso y se firmó contrato, dentro de lo cual se estipuló el
compromiso de Hidrolena de vender las instalaciones de la línea de transmisión a la
distribuidora a un precio acordado.
1.6.3 Proyecto “Generación”7
1.6.3.1 Antecedentes generales
El proyecto “Central Hidroeléctrica Generación” fue uno de los primeros en nacer en el
sur de Chile, específicamente ubicado en la Región de los Ríos. El proyecto es una
iniciativa de una empresa familiar que es propietaria del terreno donde se instalaría la
central. El año 2004 se obtuvieron los derechos de aguas en el “Rio Generación”, para
instalar una central hidroeléctrica de 2,4 MW.
El proyecto considera un caudal de 2 m3/s, con una caída de 90 metros. Se consideró un
caudal ecológico de 0,42 m3/s .La inversión necesaria fue de US$4 millones, lo que
permitiría a la central, en total, producir 13.440 MWh al año, con un factor de planta de
80%.
1.6.3.2 Dificultades
La conexión a la red de distribución de la zona ha presentado muchas dificultades.
Como otros casos de proyectos mini hidro del sur de Chile, la capacidad de la central
“Generación” sobrepasa la demanda máxima de la zona, por lo que los flujos se
7 Dentro de este caso, por confidencialidad de la información, se omitió los datos particulares y se reemplazó
por nombres genéricos.
25
invierten. Esto implica estudios específicos y negociaciones más engorrosas con la
empresa distribuidora, sobre todo porque no existe ninguna legislación que regule la
conexión de un PMGD cuando éste invierte los flujos de distribución. Por esta razón, la
empresa se vio forzada a construir una línea de transmisión personal para evacuar la
energía producida en la central.
El año 2009 se comenzó a trabajar con una empresa consultora para estudiar la
construcción de la línea de transmisión y proponer una conexión óptima al sistema. Sin
embargo, los costos que esto significaba implicaban una evaluación negativa de la
rentabilidad del proyecto, ya que alcanzaban valores equivalentes al 50% del proyecto
total. Sin duda, asociarse con las empresas distribuidoras de la zona podría ser atractivo
en la búsqueda de soluciones que puedan favorecer a ambas partes. Es por esto que se
comenzó a negociar con la gerencia de la distribuidora, quienes acogieron la solicitud.
No obstante, avanzado el proceso, se supo que la conexión de “Generación” sería muy
dificultosa y que reforzar la línea para este fin implicaba, entre otras cosas, cortar el
suministro a clientes. Es por esto que se encargó un estudio a la distribuidora, la cual
propuso la construcción de una nueva línea, la cual finalmente sería propiedad de la
ella, así como también las servidumbres correspondientes.
Los costos que determinó la empresa distribuidora, con todo lo que indicaba el estudio
eran aún mayores; 2,5 veces más que la evaluación hecha por la consultora privada.
Esto debido a las elevadas exigencias técnicas que la empresa distribuidora hacía.
De cierta manera, el actuar de la empresa distribuidora estaba fundamentado en la falta
de interés por conectar un elemento que no le generaba grandes beneficios, más bien era
una problemática para cumplir con las obligaciones que les compete la Ley N°20.257,
de ERNC.
Finalmente, se negoció con otra empresa distribuidora de la zona, de menor
participación, pero que accedía a conectar la central “Generación” a costos más
razonables. Con esto, la línea se materializó y fue construida para evacuar la energía de
la central.
1.6.4 Problemáticas del sector
Las dificultades con las que los gestores de proyectos de mini centrales hidráulicas se
encuentran a través del desarrollo del proyecto consideran diferentes áreas como las
técnica, financiamiento y normativa.
26
La principal traba es, sin duda, la tramitación para lograr una conexión al sistema
eléctrico que permita evacuar la producción de la central. Es allí donde se encuentra el
“cuello de botella” de todos los proyectos, no sólo de centrales mini hidráulicas, sino
que también para todo tipo de planta de generación de energías renovables no
convencionales. Las trabas son de diverso índole, pero hay consenso dentro de los
inversionistas de que todavía no existe una voluntad nacional completa de estimular el
ingreso de Generadores ERNC al sistema. Esto debido a que los procesos definidos para
materializar esta conexión parecen no ser los adecuados para que los Generadores
ERNC puedan llevarlos a cabo.
Como en cualquier proyecto, la evaluación de flujos es lo más significativo y
obviamente los costos juegan un rol principal. Para casos de PMG se ha observado que
usualmente la construcción de tendido eléctrico para transmitir lo generado en la central
significa una muy considerable proporción de los costos totales del proyecto. Esto se
debe a dos razones principalmente: la posición desfavorable de los PMG en las
negociaciones con las empresas de distribución, junto con las desproporcionadas
exigencias técnicas por parte de éstas; y las numerosas trabas burocráticas y de
negociación asociadas a permisos y normas que tanto la legislación como las
comunidades exigen.
Los PMGD se ven desfavorecidos, debido principalmente a temas de magnitud de las
partes en las negociaciones que el proceso implica. En el momento en que se pretenden
definir los precios de venta de la energía, la empresa distribuidora se ve aventajada,
debido a su posición monopólica en la zona y es capaz de mantener precios dentro del
margen que a ella le parezcan atractivos. Además, existe una importante asimetría de
información en las conversaciones, lo que significa un menor poder de negociación
frente a las distribuidoras, quienes agregan problemáticas al poner exigencias técnicas
inalcanzables para el inversionista. De alguna manera, esto último se podría entender
como un resquicio que disponen las empresas distribuidoras para evadir trabajar con
conexiones a PMGD, con lo que complican el avance de los proyectos.
Con respecto a centrales de mayor magnitud, no considerados PMGD, la problemática
radica en encontrar una solución de conexión al sistema que minimice los costos y que
satisfaga todas las exigencias ambientales y técnicas. Generalmente, en una cuenca
hidrológica se pueden definir numerosas soluciones o configuraciones de conexión para
uno o diferentes centros de generación. Para escoger uno se deben realizar estudios
especializados y se debe cumplir las respectivas exigencias y normativas relacionadas al
desarrollo de un proyecto de este tipo.
27
II. REVISIÓN INTERNACIONAL DE NORMATIVA PARA CONEXIÓN
DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLES
Introducción
El desarrollo mundial de las energías renovables ha obedecido a un proceso de
cambio global de carácter económico y social. La llamada “energía verde” es hoy un
bien ampliamente valorado por la sociedad, por lo que en todo el mundo gobiernos y
empresas han visto sobre sí la responsabilidad de actuar a favor esta renovación. Los
incentivos a estas tecnologías han sido tradicionalmente necesarios en vista de la
todavía insuficiente madurez de las tecnologías de generación renovables, lo cual ha
significado un apoyo a la inversión a través de tarifas de venta preestablecidas y
aseguradas, subsidios, asignación de prioridades a estas nuevas tecnologías o
financiamiento parcial de la inversión a ejecutar, principales medidas tomadas en
diferentes partes del mundo.
Se ha avanzado mucho en materia legislativa, no sólo en países industrializados, sino
también en los llamados emergentes. La necesidad de acogida de estas nuevas
tecnologías ha motivado a países a definir nuevas leyes y normas y a redefinir las que
previamente existían. Todo esto en relación a los procesos mismos de entrada en
operación de una central de energía a partir de fuentes renovables, donde se ha puesto
principal énfasis en los sistemas tarifarios, al ser estos el incentivo de inversión y la
principal fuente de ingresos del proyecto.
Sin embargo, y pese al gran avance en la coordinación e incorporación de estas nuevas
tecnologías dentro de la generación global, aún existen temas importantes que no han
sido del todo solucionados en países como Chile con respecto a la incorporación de las
nuevas centrales a la red de suministro nacional o a su utilización efectiva para el
abastecimiento de consumos. Esto tiene que ver principalmente con la forma en que los
proyectos de generación son anexados a la red de transmisión o distribución. La razón
del problema tiene que ver principalmente con la ubicación de las fuentes de energía
renovable como viento, radiación solar o cuencas hidrológicas aptas. Es decir, al no
tener las personas la posibilidad de escoger los lugares donde se encuentran ubicados
los recursos energéticos, se debe ir hacia ellos y transportar la energía hasta donde es
demandada. Esto significa un considerable costo en infraestructura que es
responsabilidad del generador, lo cual representa justamente el tema más delicado para
que un medio de generación se incorpore a la red. Muchos proyectos de generación
28
pequeños se han visto limitados debido a los requerimientos técnicos exigidos por la
normativa y las empresas distribuidoras, los cuales resultan inalcanzables para esos
niveles de inversión.
Este problema no es exclusivo de Chile y ha sucedido en la mayoría de los países donde
se han ejecutado políticas de inclusión de energías renovables como alternativa a los
medios de generación convencionales. Esta sección pretende exponer los casos de
diferentes países que en mayor o menor medida han sido exitosos en este proceso y
cuáles son las obligaciones contractuales y de asignación de costos entre las partes
involucradas.
29
2.1 Chile
2.1.1 Incorporación del proyecto de ERNC al sistema eléctrico
La normativa chilena relacionada a la inclusión al mercado de proyectos de generación
de ERNC se aplica a cuatro etapas principales dentro del proceso, desde la definición de
la alternativa seleccionada hasta la puesta en marcha de la central, lo cual se lustra de
manera general en la Figura 2.1. Este trabajo se centrará en la etapa de conexión de un
Generadores ERNC al sistema eléctrico.
Figura 2.1: Etapas de integración al mercado.
Fuente: http://www.cer.gob.cl/
En principio se identifica la naturaleza de la conexión, es decir, a qué parte del sistema
corresponde, ya sea distribución o transmisión, ya que la normativa técnica es diferente
para cada sistema de conexión.
Las normas involucradas en este proceso son la Norma Técnica de Conexión y
Operación en media tensión (NTCO) y la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de
Servicio (NTSCS). Estas dos normas, como se mencionó, se aplican distintivamente a
conexiones a sistemas de distribución transmisión respectivamente. La distinción está
dada básicamente por los valores de voltaje de la red, donde hasta 23 kV se clasifica
30
dentro de sistemas de distribución. En la Tabla 1.1 se observa la distinción de estas
normas en función de la conexión.
Sector de conexión Norma que aplica
Distribución (0,4kV < V <= 23kv)
NTCO
Transmisión
(23kV < V < 500kV)
NTSCS
Tabla 1.2: Normativa aplicable en función de sector de conexión.
Fuente: Elaboración propia.
2.1.2 Conexión a redes de distribución.
Fase 1
En una primera fase, el procedimiento para conectar un PMGD a la red de distribución
sigue los pasos a continuación:
1. El interesado en conectar un PGMD a la red informa por escrito su intención a la
empresa distribuidora correspondiente, llenando la “Solicitud de Información de las
Instalaciones”. Se debe enviar copia a la SEC.
2. En un plazo de 15 días la empresa distribuidora proporciona la información con
respecto a sus instalaciones requeridas para el diseño y la operación del PMGD.
Estos antecedentes son los siguientes:
a. Plano geo-referenciado con identificación, características técnicas y
ubicación de puntos singulares (equipos de maniobra, interrupción y
compensación, puntos de derivación, puntos donde se ubican otros equipos
de protección, control y comunicaciones, y puntos de conexión de los
usuarios del sistema de distribución).
b. Las secciones y tipos de conductor para cada parte del trazado de la red.
c. La demanda de diseño del alimentador en la cabecera.
d. Los proyectos de inversión para un horizonte de 18 meses que podrían
afectar la información proporcionada.
e. La capacidad de cortocircuito de la subestación que alimenta la red.
3. Con la información de la empresa de distribución, el interesado realiza la ingeniería
del proyecto. Una vez concluido esto último y habiéndose determinado el punto de
conexión a la red, el interesado proporciona la “Solicitud de Conexión a la
Red”(SCR), documento que contiene la siguiente información:
a. Plano de las instalaciones, incluyendo la designación y límites de terreno.
b. Disposición y diagrama unilineal de todas las instalaciones eléctricas, con
los datos de los equipos considerados, incluyendo posibles líneas y
31
subestaciones en media tensión, de unión con el cliente, longitudes de cables
y líneas y esquemas de subestaciones.
c. Datos de los transformadores a utilizar.
d. Descripciones de las protecciones.
e. Corriente de cortocircuito en el punto de conexión.
f. Descripción del tipo y forma operativa de la máquina motriz, generador y,
eventualmente, inversor o convertidor de frecuencia y la forma de conexión.
g. Protocolos de pruebas para inversores y convertidores de frecuencia.
h. Informe acerca del impacto del PMGD en el punto de conexión.
i. Información de controladores de voltaje y frecuencia y sistema de control y
protecciones.
La “Solicitud de Conexión a la Red” debe ser enviada a la empresa distribuidora
respectiva y a más tardar tres días después de a ésta, a la SEC y al CDEC
correspondiente.
Fase 2
Luego de la recepción de la SCR, la empresa distribuidora debe remitir, en un plazo
máximo de dos meses y enviando una copia a la SEC, dos informes, los cuales tienen
como función comunicar la evaluación hecha por parte de la empresa distribuidora a la
propuesta del interesado. Estos informes son:
- Informe de Criterios de Conexión (ICC): Avisa sobre el acuerdo o desacuerdo
por parte de la empresa de distribución con la SCR presentada por el interesado.
Esto se fundamenta a través de antecedentes técnicos.
- Informe de costos de conexión, lo cual permite justificar los costos adicionales
en zonas adyacentes al PMGD. Esto puede demostrar que los ahorros no son
mayores a los costos por la operación del PMGD.
En caso de un rechazo por parte de la empresa, el interesado deberá realizar una nueva
ingeniería del proyecto, seleccionando otro punto de conexión. Sin embargo, el
interesado podrá apelar si está disconforme con la resolución presentando una solicitud
de correcciones.
En caso de ser aceptada, la SCR tendrá vigencia por 18 meses contados desde la
recepción del ICC por parte del interesado, el cual debe realizar el Protocolo de Puesta
en Servicio, definido en la NTCO, previo a la entrada en operación. Una copia de esto
último debe ser remitido a la SEC.
32
2.1.3 Conexión al sistema de transmisión
La legislación chilena establece para los sistemas de transmisión troncal y sub
transmisión un régimen de acceso abierto, lo cual significa que pueden ser utilizadas por
terceros, bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias, a través del pago
de la remuneración determinada.
Un interesado en una conexión al sistema de transmisión debe, como primer paso,
comunicar por escrito su intensión con una anticipación mínima de seis meses, tanto a la
CNE como al CDEC correspondiente. Además, el interesado debe entregar los
requisitos de diseño que se describen en detalle en la NTSCS.
El comienzo de la operación debe ser comunicado a la SEC con quince días de
anticipación, a través de un documento que describa las obras que entran en servicio, los
equipos y sus características técnicas, además de las relaciones entre los componentes.
2.1.4 Costos de conexión
2.1.4.1 Costos de conexión a redes de distribución
La legislación que trata el tema de los costos a sistemas de distribución es el DFL N°4
de 2007 en su artículo 149. Aquí se establece una obligación a las empresas
distribuidoras de permitir la conexión a sus instalaciones de los PMGD, cuyos
excedentes de potencia sean menores a 9 MW. Con respecto a las obras adicionales
necesarias para hacer factible la inyección de la electricidad deben ser ejecutadas por los
propietarios de los sistemas de distribución y los costos involucrados son
responsabilidad del propietario del Generadores ERNC correspondiente.
La forma en que se calculan los costos está definida en el reglamento y se consideran
tanto los costos adicionales en las zonas adyacentes al punto de conexión como los
ahorros de costos en el resto de la red. Si los costos resultasen mayores a los ahorros, la
empresa distribuidora debe proponer al interesado de conectar el PMGD alternativas de
pago de la diferencia, ante lo cual el PMGD puede presentar disconformidad, lo cual
será resuelto en última instancia por la SEC.
33
2.1.4.2 Costos de conexión al sistema de transmisión
Dentro de la normativa actual no existe referencia a los costos de conexión al sistema de
transmisión. Es decir, las instalaciones e infraestructura necesaria para conectar el
generador a la red son de responsabilidad y costo del interesado. Los costos que
corresponden a la conexión a la red están establecidos con los peajes definidos para el
transporte de los excedentes.
Los requerimientos técnicos necesarios para la integración de nuevas fuentes de
generación están determinados por los CDEC. Esto puede significar ampliaciones en la
red, lo cual corre por cuenta de todos los usuarios a través de peajes, debido a que se
consideran como obras necesarias de expansión y refuerzo de los sistemas.
2.1.5 Incentivos estatales y propuestas
2.1.5.1 CORFO
A través de la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) se ha buscado
incentivar los proyectos de Energías Renovables No Convencionales a través de
mecanismos de financiamiento que hagan más factible el financiamiento.
Asociado directamente a las ERNC se encuentra el “Programa de Preinversión en
Energías Renovables No Convencionales”, el cual está enfocado en apoyar
financieramente los procedimientos previos al comienzo de un proyecto ERNC que
están asociados a estudios de consultoría necesarios.
A este beneficio pueden postular empresas con proyectos en ERNC por montos
mayores a UF 12.000 y que tengan ventas no mayores a UF 1.000.000 al año. Otro
requisito es que sus excedentes de potencia sean menores a 20 MW. Subsidia hasta un
50% de los estudios o consultorías con un tope máximo de $33.000.000, Además, el
subsidio no puede ser mayor al 2% del total de la inversión.
Dentro de los estudios que el “Programa de Preinversión en Energías Renovables No
Convencionales” subsidia se encuentran estudios de prefactibilidad, estudios de
factibilidad, asesorías especializadas necesarias para materializar el proyecto y el
Documento de Diseño de Proyecto (PDD) del protocolo de Kioto. La postulación se
hace a través de un Agente Operador de CORFO, quien lo presenta a la Dirección
Regional, donde se evalúa enviar a la Instancia Asignadora de Fondos, la cual
finalmente decide rechazar, aprobar o solicitar reformulación de los proyectos o
34
programas presentados, de acuerdo al cumplimiento de los requisitos de elegibilidad y
la calidad técnica de la postulación. Todo el proceso dura entre uno y dos meses.
Además de esto, CORFO cuenta con líneas de crédito destinadas a financiar proyectos
ERNC. Estas son líneas de apoyo asociados a proyectos de energía, dentro de lo que se
encuentran las ERNC, Eficiencia Energética y Medioambiental. Estos créditos tienen
tasa de interés fija y financian montos de hasta US$ 15 millones en el caso de ERNC.
Además ofrecen interesantes periodos de gracia.
Crédito CORFO
ERNC
Crédito CORFO
EE
Crédito CORFO
MA
Plazo Hasta 12 años 2-12 años 3-12 años
Monto máximo US$ 15 millones US$ 1 millón US$ 5 millones
Periodo de gracia 36 meses 30 meses Hasta 30 meses
% de la Inversión
que debe ser
financiado por la
empresa
15%
n/a 15%
Tabla 1.3: Resumen créditos CORFO Energía.
2.1.5.2 CADE
El 16 de Noviembre de 2011 fue entregado al Presidente de la República el informe de
la “Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico” (CADE), grupo transversal de 16
expertos en la materia que realizaron un análisis y presentan propuestas para mejorar la
matriz energética de Chile en los próximos años. La Comisión plantea propuestas
enfocadas al periodo de tiempo entre 2012-2030, donde abarca desafíos en las áreas de
aumento de la capacidad de generación eléctrica, los problemas de transmisión, la
accesibilidad del suministro eléctrico, la eficiencia energética, y el modelo institucional,
además de la incorporación de ERNC a la matriz.
Dentro de las tecnologías energéticas con que cuenta el país, la hidroelectricidad es
promovida en el informe de la Comisión, la que destaca la importancia de este recurso,
sobre todo el aprovechable en el sur del país. Advierte la necesidad de realizar estudios
que resguarden el medio ambiente y el impacto sobre la sociedad, y propone realizar
una investigación del recurso por regiones para contemplar opciones de localización de
infraestructura de transmisión eléctrica y vial. Una estimación de la propia Comisión
estima la existencia de al menos 6.000 MW de recursos hidroeléctricos en la XI Región
de Aysén.
35
Respecto a la energía nuclear, la Comisión no descarta el potencial que esta tecnología
tiene para participar en la generación eléctrica nacional. En este sentido propone
avanzar en todos los aspectos que permitan a Chile decidir en el momento indicado que
desee comenzar un programa nuclear de potencia.
CADE considera exitosa la implementación de la Ley 20.257 y valora crecimiento que
ha tenido el número de proyectos ERNC en el país y la contribución que estos han
hecho a la disminución de los costos de producción. La Comisión proyecta una
participación de las ERNC en la matriz chilena de entre 12% a 20% al año 2024. Esto,
sin la necesidad de introducir cambios radicales en el marco vigente, lo cual puede ser
incluso inconveniente.
Dentro de los alcances más importantes en lo que a eliminar de barreras a ERNC se
refiere, la comisión sugiere lo siguiente:
Financiamiento:
- Reforzar las líneas de crédito CORFO. Se deberían enfocar en proyectos de
tamaño limitado, con montos máximos de financiamiento por proyecto,
priorizando la entrada de inversionistas nuevos.
- Reducir el riesgo que los proyectos ERNC proyectan, a través de mecanismos
que mitiguen la incertidumbre en la variación del precio spot8 y la capacidad de
generación.
Riesgo en geotermia:
- Los altísimos niveles de riesgo en la exploración de la geotermia (las profundas
excavaciones tienen baja probabilidad de tener éxito). Esto dificulta el
financiamiento. En este contexto se propone una participación del Estado a
través de subsidios contingente, en el caso de no tener excavaciones exitosas.
Esto, comprometiendo al inversionista a devolver la concesión geotérmica al
Estado y a compartir toda la información recogida.
Transmisión:
- Implementar un subsidio contingente de CORFO para que la línea de
transmisión se dimensione con holgura suficiente para conjuntos de proyectos
ubicados en cuencas.
8 Precio spot: Valor de venta de la energía definido por el costo marginal de la generación de energía en el
mercado. Es calculado por el CDEC respectivo cada 15 minutos.
Central Energía: Costos marginales, estrategias comerciales y regulación.
(http://www.centralenergia.cl/2011/09/20/costos-marginales-estrategias-comerciales-y-regulacion/)
36
- Propiciar corredores adicionales.
- Ampliación de las redes de distribución de 33 a 44 kV para hacer viables un
mayor número de proyectos PMGD cercanos a estas redes.
- Transparentar y hacer más expeditos los procedimientos de conexión,
disminuyendo las negociaciones y la burocracia.
De forma general, el informe de la Comisión apoya el incremento de las ERNC,
teniendo en consideración los riesgos que significa implementar tecnologías no
competitivas y, tomando resguardos para plantear soluciones que sean amigables con el
medio ambiente y que aseguren un suministro eléctrico seguro, eficiente y de calidad.
2.2 Alemania
Alemania es el país líder dentro del tema de las energías renovables y cuenta con la
mayor proporción de potencia instalada en el mundo9. Esto se basa en un sistema de
vanguardia que incentiva la inversión privada en este campo y favorece la gestión y el
funcionamiento a lo largo del tiempo de plantas de generación a partir de energías
renovables. La Ley Alemana de c a considerar con una serie de medidas estrictas y
estructuradas para cada ámbito de la instalación de centrales de energía renovable.
El tema de la conexión no es una excepción. En el momento en que una central de
generación a partir de energías renovables desea ser conectada a la red de transporte de
electricidad se debe seguir un proceso claro de obligaciones y derechos tanto por parte
de la central como del operador de la red.
La ley EEG obliga a los operadores de red a conectar preferente e inmediatamente toda
central de generación de electricidad a partir de energías renovables al punto de
conexión que esté más próximo en línea recta al lugar donde se encuentra ubicada la
central y que sea apto en cuanto a su nivel de tensión. Esto, en principio, supone un
costo mínimo relacionado a la infraestructura necesaria para que la central pueda ser
conectada a la red y pueda suministrar de manera adecuada.
9 A fines de 2011, Alemania era el tercer país con mayor capacidad instalada de generación renovable,
después de Estados Unidos y China.
REN21: “Renewables 2011, Global Status Report”.
37
Al operador de la central le corresponde pagar los trabajos necesarios para acoplar la
central, desde el lugar de su emplazamiento hasta el punto de conexión definido. Esto
significa toda la infraestructura para llevar la electricidad, así como también los equipos
técnicos necesarios.
Por otro lado, en el momento en que una central de energía renovable decide inyectar
electricidad a la red, el operador de esta última está obligado optimizar, reforzar y
ampliar la red inmediatamente para asegurar la adquisición y transmisión de la
electricidad generada por la central. Todos los costos que esto implica corren por cuenta
del operador de red e incluyen todas las instalaciones técnicas necesarias que sean
admisibles desde el punto de vista económico. Un punto a considerar es la posibilidad
que tiene el operador de red de escoger un punto de conexión distinto al ya mencionado
(más cercano en línea recta), debido a cualquier eventual razón, ante lo cual él deberá
asumir los costos adicionales que esto signifique.
La central de generación debe contar con las capacidades técnicas suficientes para que
el operador de red pueda regularla, siempre que esto sea necesario. Para esto, el
operador de una central debe equiparla con dispositivos técnicos al que pueda acceder el
operador de la red y que le permitan detectar en cada momento la potencia real de
alimentación y regularla en casos en los que esto se necesite. Todos estos costos corren
por cuenta del operador de la central.
Así como el operador de la central debe proporcionar todos los medios necesarios para
que el operador de red posea toda la información que requiera con respecto a potencia
instantánea suministrada, éste último también tiene que entregar los datos útiles para su
contraparte. La ley obliga a los operadores de red a informar a los operadores de
centrales la situación en que se encuentra el suministro de energía y los eventuales
riesgos de sobrecarga. Esto, de manera de mantener siempre al tanto a la central de las
posibilidades de ser tener que ser regulada y los motivos por los cuales esto se debería.
Procedimiento de conexión
En el caso de Alemania, no existe un procedimiento formal para la conexión a redes de
voltaje bajo o medio. Cada operador de red es responsable de determinar un
procedimiento individual, lo cual habitualmente está publicado en los sitios web de
estos mismos, junto con los formularios y documentos necesarios. Por razones técnicas,
un procedimiento de conexión a la red debería incluir normalmente los siguientes
puntos:
1. El operador de la central solicita la conexión.
38
2. El operador de red asigna un punto de conexión y hace una oferta de conexión.
3. Ambas partes cierran un acuerdo de conexión, lo cual es opcional.
4. El sistema es conectado y entra en operación.
Se debe recordar que en el caso alemán la legislación es bastante precisa y no existe
mucho que definir para cada caso, por lo que la obligación del operador de red de
conectar la central de energía renovable ni siquiera incluye la firma de un contrato. Por
el sólo hecho de ser el operador de red más cercano en línea recta a la central debe
cumplir con este mandato y se deben financiar las obras como ya se ha explicado
previamente.
En el caso de conexiones de de alto voltaje, si existe un procedimiento formal de
conexión. Los sistemas con capacidad mayor a 100 MW que estén conectados a redes
de tensión superior a 100 kV están sujetos a seguir los siguientes procedimientos:
1. El operador de la central solicita la conexión.
2. Dos semanas después de recibir la solicitud, el operador de la red informa al
operador de la central sobre los estudios y pruebas necesarias y los costos
esperados para ello para evaluar la capacidad de la línea.
3. Los costos asociados al punto 2 serán responsabilidad del operador de la central.
4. El operador de la red anuncia los resultados de las pruebas de estabilidad de la
línea y en caso de confirmarse la posibilidad, garantiza la conexión dentro de
tres meses, a partir del pago realizado en 3.
5. Ambas partes implementan una hoja de ruta.
6. El sistema es conectado y puesto en operación.
Tanto el operador de la red como el de la central están obligados a proveer uno al otro
toda la información y documentación necesaria para determinar el punto de conexión y
planificar las acciones.
2.3 España
Después de Alemania, España es el principal actor en términos de proporción de
participación e incentivos para la generación eléctrica a partir de energías renovables.
Durante los últimos gobiernos ha sido fuertemente impulsada a través del “Plan de
Fomento de las Energías Renovables”. Se propusieron metas ambiciosas como la
generación del 30% de la electricidad a partir de fuentes de energía renovable para
2010, lo cual fue alcanzado.
39
El procedimiento a seguir al momento de la incorporación de una central de energía
renovable al sistema se encuentra regulado por el “Real Decreto 661/2007”, el cual
plantea el derecho de productores de electricidad a partir de energía renovable de
conectarse al sistema de transmisión o distribución y transferir toda la electricidad
producida, siempre que técnicamente esto sea posible. Esta entrega de electricidad es
prioritaria para la proveniente de fuentes de energía renovable.
Lo primero que debe hacer un interesado en la instalación de una central eléctrica de
energía renovable es una solicitud de acceso a la red, lo cual se hace al operador de ésta.
Esta solicitud es evaluada por el operador de la red con respecto a la capacidad de
recibir la producción, eventuales ampliaciones necesarias, criterios de seguridad,
funcionamiento y planes de desarrollo de la red. El operador de red debe entregar toda
la información necesaria y una estimación de los costos para la conexión. Sólo en caso
de una justificación técnica relevante por parte del operador de red, se podrá negar el
acceso de la electricidad de la central a la red.
En lo referente a los costos de conexión, el operador de la central debe hacerse cargo de
la instalación y pago de la infraestructura necesaria para inyectar la electricidad
generada en la red. Para un funcionamiento adecuado del suministro el generador sebe
contar con un sistema de comunicación con el operador de la red utilizando estándares y
protocolos definidos por el mismo operador de la red. Así también, los operadores de
central deben contar con los equipos de medida de energía necesarios que permitan su
control y facturación.
Con respecto a los eventuales refuerzos y ampliaciones necesarias en la red, éstas deben
ser financiadas por el operador de ella.
En relación a la potencia máxima admisible para una central de energía renovable que
se conecta a la red preferentemente, no deberá superar el 50% de la capacidad de la
línea de transmisión o la capacidad de transformación, para el caso de una subestación.
Procedimiento de conexión
Los operadores de las centrales de generación de energía renovable tienen, bajo el Real
Decreto 661/2007, el derecho de conectar sus instalaciones a la red, lo cual se explicita
mediante un contrato, que el operador de red está obligado a establecer.
El procedimiento es diferenciado para redes de distribución y transporte.
Para el caso de conexión a redes de distribución, el procedimiento es el siguiente:
1. El generador realiza una solicitud de conexión y acceso a la red de distribución.
40
2. El operador de la red de distribución evalúa y realiza estudios con respecto a la
viabilidad de la conexión y determina las obras necesarias de ampliación o
refuerzos para cumplir con las condiciones aptas. En caso de que, económica o
técnicamente, la propuesta no sea factible, el operador de red podrá basarse en
estos fundamentos y negar la conexión.
3. En caso de ser negada la propuesta, el operador de red debe proponer
alternativas y estas se evalúan nuevamente.
4. Después de una aprobación, ambas partes firman un contrato en el cual se deben
establecer los siguientes puntos:
a. Puntos de conexión y medida. Características de los equipos de control,
conexión, seguridad y medida.
b. Especificaciones de la energía consumida y cedida a la red, con respecto a
características cualitativas y cuantitativas. Esto es, potencia y previsiones de
producción, consumo, generación neta, venta y compra.
c. Causas de rescisión o modificación de contrato.
d. Condiciones de explotación de la interconexión y circunstancias en que se
considera imposible técnicamente la absorción de los excedentes de energía.
La “Red Eléctrica” es el organismo gestor de la red de transporte, al cual se le atribuyó
esta condición a través de la Ley 17 de 2005, estableciéndolo como transportista único
en régimen de exclusividad. Por esta razón el acceso a la red de transporte tendrá
carácter de regulado y estará sometido a las condiciones técnicas, económicas y
administrativas que se fije por ley.
1. El agente interesado en conectar sus instalaciones a la “Red Eléctrica” deberá hacer
una solicitud de acceso, lo cual deberá contener toda la información necesaria para
la evaluación de la existencia de capacidad.
2. El operador de la “Red Eléctrica” informa al generador solicitante sobre los errores
o anomalías que existen en la solicitud para que se reparen, lo cual tiene plazo de un
mes.
3. En un plazo máximo de dos meses el operador de la red de transporte debe
comunicar sobre la factibilidad de la conexión a través de un informe al solicitante.
4. Una vez emitida una respuesta favorable sobre la factibilidad, el solicitante presenta
el proyecto básico detallado y su programa de ejecución.
5. El operador de la red evalúa el proyecto con respecto al cumplimiento de
condiciones técnicas necesarias y si existen restricciones.
6. En caso favorable, el generador puede comenzar con las obras.
7. La Comisión Nacional de Energía es la encargada de resolver cualquier conflicto
entre las partes.
41
2.4 Brasil
Brasil se ha destacado mundialmente gracias a la menor participación que tienen los
combustibles fósiles dentro de su matriz energética. Sin embargo, esto se debe en gran
medida a la gran participación que tienen las grandes centrales hidroeléctricas. En 2008
el 44% de la energía de este país provenía de energías renovables, de lo cual el 80%
corresponde a grandes centrales hidroeléctricas, las cuales, a pesar de su calificación de
energía limpia, conllevan enormes pérdidas medioambientales en el Amazonas a través
de su construcción. Es por esto que se ha dado un impulso a la generación de energía
limpia, con fuentes no convencionales, donde la Bioelectricidad (BE) y las Mini
Centrales Hidroeléctricas (SH) han sido los actores principales, junto con la energía
eólica que actualmente tiene una gran relevancia y numerosos proyectos.
El 2002 se creó el Programa de Incentivo a las Fuentes Renovables de Energía
(PROINFA), cuyo objetivo era incitar a la producción de energía a partir de fuentes
renovables, diversificando la matriz energética. Esto incluyó la contratación de 3.300
MW de energía nueva, donde Eletrobras, la principal compañía eléctrica del país,
controlada por el estado, firmó un contrato de compra a 20 años. Los proyectos
seleccionados pudieron obtener hasta 80% de financiamiento del Banco Nacional de
Desarrollo Económico y Social.
El éxito de PROINFA permaneció en el tiempo y entre 2004 y 2008 se realizaron
contratos por US$85 billones entre generadores de SH y BE y empresas distribuidoras.
Alrededor de 80 plantas de BE y SH, la mayoría ubicadas en el estado de Mato Grosso
do Sul, totalizaban 4.100 MW. Sin embargo, no existía una red de transmisión capaz de
acogerlas y existían conflictos regulatorios que impedían construirlas. La compañía
estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), encargada de la planificación central de
la expansión de las redes, y de estudios en el área energética, en cooperación con las
empresas de distribución (Distcos), diseñaron un sistema para solucionar esta dificultad
basado en transmitir los costos de ampliaciones y refuerzos de redes de distribución a
los consumidores locales, donde los respectivos Distcos tenían su concesión. Todo esto
previa evaluación del organismo regulador ANEEL. Sin embargo, esto generó una
regulación desorganizada y no dio buenos resultados, donde los Distcos no eran capaces
de diseñar las redes necesarias y EPE no tenía ningún mandato para planear los
refuerzos.
42
La solución real llegó propuesta por los mismos inversionistas de las plantas de BE y
SH, que se hizo conocida como ICG (Instalaciones Compartidas para Generadores), lo
cual contempla los siguientes puntos:
- Planificación: Los generadores contratarían un equipo técnico para planificar la
integración de la red, en cooperación de EPE. El plan propuesto quedaba sujeto a la
aprobación de ANEEL.
- Costos: Los generadores pagan el 100% de la infraestructura para conectarse a la
red, más los peajes.
- Construcción de la red: Los Distcos cederían (excepcionalmente) su derecho de
construir los activos de transmisión relacionados con la integración de la red y se
aplicaría un mecanismo de licitación.
El enfoque se apoya en la ubicación esparcida de las centrales sobre una región, por lo
que se puede planificar una red con “estaciones colectoras compartidas” (ICG), a
diferentes niveles de tensión. Cada estación colectora se asocia a un grupo de centrales
que se conectan a ella. Así se evita una gran cantidad de conexiones individuales a la
red y se utiliza una topología de red más adecuada, donde cada central puede ser
conectada ya sea a otra central o a una estación colectora.
Figura 2.2: Conexión resultante de ICG.
(PORRUA, F., CHABAR, R., THOMÉ, L.M., BARROSO, L.A., PEREIRA, M., “Incorporating Large-Scale
Renewable to the Transmission Grid: Technical and Regulatory Issues”)
43
Así, todos los costos de las ICG son repartidos entre el total de las centrales y cada una
de ellas paga en proporción al uso que le corresponde. Esto no presenta una dificultad
técnica mayor, al poder aplicarse un esquema de MW-milla para cada flujo de central.
Sin embargo, para la inclusión inicial de las 80 plantas de BE y SH, existía la dificultad
de que los inversionistas no tenían disponible la información de los costos repartidos
correspondientes a la red compartida. Es decir, no podían evaluar el proyecto, ya que no
se sabía con certeza que centrales se iban a unir y conectar y cuáles no. Para resolver
esto se realizó una inscripción preliminar, donde cada inversionista mostraba su interés
en realizar el proyecto, pero tenía el derecho de abandonar el consorcio. Así, se
obtuvieron los costos en una primera instancia, luego de lo cual los inversionistas
confirmaban su participación o abandonaban, depositando una garantía, con lo cual se
rediseñó la red y se obtuvieron costos más precisos. Una vez definida infraestructura
necesaria, la construcción de la red es licitada y el ganador de ésta recibe los ingresos
correspondientes.
Figura 2.3: Sistema de integración a la red ICG.
(PORRUA, F., CHABAR, R., THOMÉ, L.M., BARROSO, L.A., PEREIRA, M., “Incorporating Large-Scale
Renewable to the Transmission Grid: Technical and Regulatory Issues”)
El año 2008 la meta de PROINFA estaba cumplida, con los proyectos ya operando y
más de 3,7 GW de fuentes de BE y SH. Sólo faltó lograr un mayor desarrollo de
generación eólica10
.
10
BUSSINES NEWS AMERICAS: “Gobierno anunciará subasta eólica antes de junio y defiende a Proinfa”.
(http://www.bnamericas.com/news/energiaelectrica/Gobierno_anunciara_subasta_eolica_antes_de_junio_y_d
efiende_a_Proinfa)
44
2.5 Reino Unido
Actualmente, la mayor parte de la energía eléctrica del Reino Unido proviene de fuentes
no renovables, siendo los principales recursos el petróleo y el gas, los cuales han
abastecido a la isla durante las últimas décadas gracias a las reservas del Mar del Norte,
las cuales casi se han agotado. El gobierno ha hecho un esfuerzo por impulsar las
energías renovables, incentivado por una mayor diversificación de su matriz y entre
2000 y 2005 se logró un crecimiento de la inversión en energías renovables a un ritmo
anual de 30%, llegando a más de mil millones de libras esterlinas entre esos años. Se
pretende que en 2020 las fuentes de energía renovable provean el 40% de la
electricidad.
El marco regulatorio para la conexión de una central de energía renovable está
explicitado en el “Electricity Act” (EA), el cual pretende principalmente diferenciar los
distintos tipos de tecnologías de generación de electricidad a partir de fuentes
renovables. El EA ha sido modificado por la “Energy Bill”, la cual ha introducido
lentamente el régimen de tarifas feed-in en sistemas de pequeña escala, reemplazando
poco a poco el sistema de cuotas implementado inicialmente en la isla. En el “Energy
Bill” se establece lo relativo a lo contractual entre las partes involucradas en el proceso
de conexión de una planta a la red.
En primer lugar, el operador de la central de energía no renovable tiene derecho a través
de un contrato, el cual el operador de red está obligado a firmar, a conectarse al sistema
de suministro. Se le da entonces un criterio no discriminatorio a las centrales de energía
renovable, más que una prioridad, como ocurre en otros países. En el contrato firmado
se establecen los límites de conexión con respecto a la capacidad de entrada para el
punto de conexión establecido.
Los costos de conexión son responsabilidad del operador de la central, así como
también el financiamiento de cualquier tipo de refuerzo o ampliación necesarios.
La empresa encargada de la transmisión dentro de la isla del Reino Unido es National
Grid. Para que un generador de energía se pueda conectar a esta red, deberá realizar los
siguientes pasos:
i. Notificación: Se informa a National Grid sobre el proyecto propuesto y se
entregan detalles esquemáticos para que estos puedan establecer la factibilidad
del proyecto y estimar el presupuesto. National Grid puede hacer sugerencias
con respecto a la ubicación de la central y otros aspectos técnicos.
45
ii. Presentación técnica: Esto incluye información técnica más detallada requerida
por National Grid. Podría ser necesario que éste último requiera estudios de
diseño, los cuales tienen que ser financiados por el inversionista, incluso si al
final el proyecto no se lleva a cabo.
iii. Planificación y permisos: Si una nueva conexión es necesaria, se deben obtener
permisos de planificación11
. Esto depende de la autoridad local y el inversionista
debe conseguir permisos para los equipos, caminos y edificaciones y otras
estructuras.
iv. Conexión, suministro y acuerdos con “Meter Operator”12
: Estos aspectos se
elaboran entre el inversor y National Grid y establecen los detalles sobre la
interfaz entre la central de energía renovable y la red, considerando
protecciones, puesta a tierra y medición. También se definen los límites de
responsabilidad de ambas partes, y cargos para potencia activa y reactiva.
Para proyectos de gran escala se requiere un permiso especial que es obtenido en
la Oficina de Regulación Eléctrica (OFFER).
v. Diseño: El diseño se revisa en conjunto con National Grid y debe considerar
aspectos como voltaje de conexión, arreglo de transformadores y equipos de
generación, puesta a tierra, protecciones y mediciones. Estas decisiones van de
la mano con una minimización de los costos y pérdidas.
Los límites para la potencia instalada en la red están dados por los límites térmicos de
los dispositivos utilizados, alzas de voltaje inaceptables y nivel de corriente de falla de
interruptores.
Procedimiento de conexión
En el Reino Unido el acceso de las energías renovables a los sistemas de distribución y
transmisión se encuentra sujeto a las disposiciones del “Electricity Act”.
Como ya se mencionó, a diferencia de Alemania, donde la legislación exige acceso
prioritario a las energías renovables, en el Reino Unido se aplica sólo una normativa de
no discriminación, por lo cual los contratos entre las partes si son necesarios, es decir,
11
“Planning permission” es el permiso requerido en el Reino Unido para poder construir sobre un cierto
suelo, o cambiar el uso de este o de una edificación (Wikipedia, Planning Permission) 12
“Meter Operator” es una organización responsable de la instalación y mantenimiento de medidores de
electricidad y gas en el Reino Unido (Wikipedia: “Meter Operator”)
46
los operadores de red están obligados a firmar acuerdos con los operadores de centrales
(generadores).
Los pasos a seguir por un generador que desea conectarse a National Grid son:
1. El generador informa su deseo de conectar sus instalaciones a la red a través de una
solicitud escrita y el pago de “costos de ingeniería”, necesarios para estudiar el caso.
2. La compañía National Grid realiza los estudios necesarios y hace una oferta al
generador en un plazo máximo de tres meses. En esta oferta se indica la evaluación
de la viabilidad de la conexión y el impacto del desarrollo propuesto. También se
informa sobre análisis y estudios aún necesarios.
3. La oferta hecha por National Grid queda por tres meses abierta para la aceptación o
rechazo por parte del generador.
4. Si la oferta es aceptada por el generador se firma el “Acuerdo Bilateral de
Conexión” y el “Acuerdo de Construcción” entre las dos partes. En el primero se
formalizan, entre otros aspectos técnicos, la definición del punto de conexión y los
activos de transmisión y todos los costos. También se explicitan las capacidades en
la conexión y en la transmisión. En el segundo acuerdo se detalla todo lo
relacionado a la construcción de las obras, plazos y retrasos. También las
condiciones de acceso y puesta en marcha de la central.
2.6 Guatemala
Guatemala se encuentra ubicado en un territorio con una enorme cantidad de recursos
naturales que permiten un amplio desarrollo de las energías renovables. Sin embargo, en
la matriz energética del país predomina la generación en plantas termoeléctricas en base
a carbón y petróleo. Es por esto que en los últimos años se ha tomado conciencia en lo
que respecta al daño ambiental y a los altos precios de la energía y se ha considerado el
gran potencial que presenta Guatemala para generar energía propia a partir de sus
recursos renovables.
47
Figura 2.4: Matriz energética Guatemala.
(Comisión Nacional de Energía Eléctrica: Perspectivas de mediano plazo (2010-2015) para el suministro de
electricidad del sistema eléctrico nacional”)
Para incentivar la producción de electricidad a partir de recursos renovables se emitió la
Norma de Generación Distribuida (NGD) que pretende apoyar y hacer más fácil la
creación e instalación de proyectos de pequeñas centrales generadoras. La NGD regula
la comercialización de la energía proveniente de estas centrales en un sistema de venta
de libre mercado o con la opción de suministrar la energía a las empresas distribuidoras
en el Mercado Mayorista o a través de una licitación.
La NGD también establece que las empresas distribuidoras deben permitir la conexión
de los Generadores Distribuidos de Energía Renovable (GDR), los cuales quedan
exentos de pagar peaje en la red de distribución. Los GDR no deben superar los 5MW
de capacidad.
Con respecto a los costos de conexión, es decir, todo el suministro de materiales y
equipos, así como la instalación de éstos para llegar desde el emplazamiento donde se
encuentra el GDR hasta el punto de conexión a la red, serán responsabilidad del GDR y
deberá cumplir con las normas técnicas emitidas por la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica.
Por otra parte, el Distribuidor tendrá las siguientes obligaciones relacionadas a la
conexión del GDR a su red:
48
i. Determinar la capacidad del Punto de Conexión y, si fuera necesario, las
ampliaciones y modificaciones que considera realizar en el sistema, con sus
respectivos costos.
ii. Entregar la información técnica que requieran los interesados, necesaria para el
desarrollo del proyecto desde el diseño a la conexión.
iii. Permitir la conexión del GDR a la red y, si fuera necesario, realizar las ampliaciones
y refuerzos necesarios en ella para permitir el correcto funcionamiento de los
mismos. Todos los costos relacionados a esto último corren por cuenta del GDR.
iv. Instalar sistemas de protección y de desconexión que le correspondan para
seguridad de sus instalaciones, las del GDR y de terceros.
v. Dar mantenimiento preventivo y correctivo a sus instalaciones para el correcto
funcionamiento del suministro de energía.
Un hito muy importante ocurrió en 2008, cuando el Instituto Nacional de Electrificación
INDE anunció que compraría toda la energía de los proyectos hidroeléctricos dentro del
rango de 200 a 3000 kW de potencia, que se encuentren dentro de las cuencas del país.
El proceso de venta es sencillo y simplemente se basa en mediciones de flujos desde la
central a la red. Todo esto previa presentación de estudios necesarios sobre factibilidad
del proyecto, impacto ambiental y definiciones de potencias máximas. El contrato de
compra-venta durará 15 años.
Procedimiento de conexión
De acuerdo a la Norma de Generación Distribuida de Guatemala, el proceso a seguir
para la conexión de un Generador Distribuido de Energía Renovable (GDR) es el
siguiente:
1. El GDR interesado presenta al operador de red una solicitud de Dictamen de
Capacidad y Conexión, en el cual se debe indicar:
a. Información general del proyecto y de las personas involucradas y
direcciones.
b. Cartografía del emplazamiento del proyecto, indicando punto de conexión
sugerido.
c. Datos generales de la central: número de unidades generadoras, potencia
máxima, voltajes, longitudes, etc.
d. Información de parámetros eléctricos de los transformadores, línea y otros
necesarios para que se puedan realizar estudios.
2. En quince días de recibida la solicitud, el operador de red proporciona al interesado
la información técnica relacionada con el posible Punto de Conexión.
3. El operador de red elabora un Dictamen de Capacidad y Conexión definitivo y lo
envía a la Comisión Nacional de Energía.
49
4. La Comisión Nacional de Energía revisa el Dictamen para autorizar la conexión de
GDR. Si es necesario pide más información al operador de red o al solicitante.
5. Con la aprobación de la solicitud de conexión por parte de la Comisión, el operador
de red y el solicitante podrán concretar la conexión.
2.7 Nueva Zelanda
Un país que durante toda la historia se ha destacado por la vanguardia en la mantención
de los recursos naturales y la obtención de energía limpia es Nueva Zelanda.
Actualmente más del 66% de la energía eléctrica generada en este país proviene de
energías renovables y el Primer Ministro Helen Clarke anunció recientemente que el
país se compromete a llegar a 2025 con una proporción del 90%13
.
La principal ventaja que Nueva Zelanda tiene para promover el éxito de las energías
renovables han sido las excepcionales condiciones naturales que ofrece. Esto ha tenido
una consecuencia importante al no ser necesarios, por lo tanto, incentivos
gubernamentales o subsidios estatales. La energía eólica compite exitosamente en
Nueva Zelanda gracias a los vientos estables y de adecuada intensidad que llevan a un
promedio de factor de planta del 46% para las instalaciones del país, uno de los mejores
desempeños en el mundo. Otra fuente importante es la Geotérmica, la cual representa el
10% de la energía generada en Nueva Zelanda. Las condiciones, al igual que el caso
eólico, son muy favorables y condujeron al país a ser unos de los primeros en
implementar esta tecnología. Los recursos geotérmicos identificados son 129, de lo
cual se está aprovechando actualmente menos del 15%14
.
13
http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2007/09/new-zealand-commits-to-90-renewable-
electricity-by-2025-50075
Se debe considerar el aporte hidráulico dentro de este porcentaje, lo cual es mayor a 50%. 14
Ministry of Research, Science and Technology. “Nueva Zelandia, energía renovable y tecnología limpia”.
Mayo 2010.
50
Figura 2.5: Vista del sistema eléctrico de Nueva Zelanda.
(Transpower Transmission Network, © Transpower New Zealand Limited)
Nueva Zelanda tiene un mercado eléctrico de ventas y compras de la energía, donde la
transmisión está a cargo de Transpower, a través de su principal activo National Grid, la
línea que conecta la generación con la distribución del país. Transpower es propiedad
del Estado y está encargada de evaluar la conexión de nuevas centrales a la red. Todas
las ampliaciones y mantenciones de la red están a cargo de Transpower y es éste el
responsable de llegar con las líneas de transmisión a los lugares donde se encuentra la
generación y planear e implementar los refuerzos necesarios.
Lo que una central de energía renovable debe hacer para conectarse a la red consiste en:
1. Avisar al operador de red sobre la intención.
2. Entregar información con respecto a la capacidad para generaciones mayores a 10
MW.
3. Elaborar plan de puesta en marcha junto con el operador de red (Transpower).
51
Este proceso aplica a unidades de capacidad mayor a 1MW que soliciten una conexión
ya sea a National Grid o a redes de distribución.
Usando la información provista por el generador, Transpower elabora el “High Level
Response Report”, un estudio de alto nivel que tiene como objetivos:
- Evaluar la viabilidad de la conexión propuesta.
- Identificar potenciales problemas de conexión.
- Proveer detalles de la capacidad de transmisión actual y las limitantes en el área
donde el generador desea conectarse.
- Encontrar posibles consideraciones ambientales y de propiedad asociadas a la red.
- Estimar los costos de la conexión.
El costo de estos estudios corre por parte de Transpower. A continuación se elabora un
contrato llamado “Desarrollo detallado de soluciones”, dentro del cual se determina la
extensión de los estudios de planificación comprometidos y los costos que ellos
significan para el generador. Este último debe proveer a Transpower la “Declaración de
Capacidad de los Activos”, indicando las características de la planta a construir y
detalles que permitan al operador de la red evaluar el proyecto. El resultado de estos
estudios genera el “Reporte de Diseño de Construcción” que incluye tanto aspectos de
la configuración de la conexión como de los estudios de los sistemas de potencia.
Previo a que se comiencen las obras se realiza un contrato más relativo a la
construcción, donde un elemento central es el programa del proyecto, que detalla el
calendario de las obras físicas y de los cumplimientos de los estudios.
Es importante destacar que todos los costos de los estudios y trámites administrativos
corren por cuenta del generador después de la entrega del “High Level Response
Report”, que marca el fin de la etapa de “examinación”.
2.8 Costa Rica
El país centroamericano de Costa Rica es un caso ejemplar de implementación exitosa
de generación de energías renovables en gran proporción. Actualmente ya se consume
en el país una gran cantidad de energía proveniente de fuentes renovables, pero el
gobierno se comprometió, a través de la presidenta Laura Chinchilla, a completar un
52
100% de generación renovable para el 201715
, lo cual convertiría muy probablemente a
este país en el primero en lograrlo.
Una de las razones importantes que gatillan el esfuerzo de Costa Rica de producir
energía renovable es la gran dependencia del país de las lluvias, las cuales, también
afectadas por el cambio climático, no son ni previsibles ni regulares, por lo que suele
existir escasez energética para una demanda que aumenta año tras año. Además, el país
no tiene explotación propia de hidrocarburos, siendo un tomador de precios e
importando el total de los combustibles consumidos. Por esto se ha tratado de avanzar
poco a poco e impulsando pequeños proyectos, pero de gran importancia. En la Figura
2.6 se aprecia la dependencia que el país tiene de hidrocarburos y la evolución de la
factura petrolera, lo cual presiona la economía fuertemente. El 22% de los ingresos por
importaciones se destina a este gasto.
Figura 2.6: Evolución de la factura petrolera en Costa Rica.
Ya existen varios parques eólicos en distintas regiones del país y acaba de entrar en
operación una central geotermal. En la Figura 2.7 se observa una visión evolutiva de la
producción energética, donde especialmente se plantea una disminución en el rol de uso
petrolero (centrales térmicas). La hidroelectricidad seguirá siendo la principal fuente
hasta 2021, pero con un ingreso paulatino de sustitutos como geotérmica, eólica y otras
fuentes renovables.
15
Diario Gestión online. 17 de Mayo de 2010. www.gestion.pe
53
Figura 2.7: Evolución de la energía en Costa Rica.
El mecanismo de regulación relacionado a la incorporación de nuevas fuentes de
generación renovables en el sistema costarricense es la Ley General de Electricidad. En
el Artículo 124 de la misma se establecen como “de interés público y prioridad” los
Medios de Generación Distribuida basada en fuentes de energía renovable (MGD). Uno
de los incentivos que se les entrega a estos últimos es la exoneración de todo tipo de
tributo relacionado con el equipamiento, la maquinaria o los elementos eléctricos que
conforman los sistemas de producción eléctrica. La calidad y la seguridad de los
sistemas eléctricos destinados a la conexión del MGD a la red son responsabilidad del
generador.
La Ley General de Electricidad basa gran parte de sus objetivos sobre un
“Fortalecimiento de la figura del servicio público de electricidad universal y solidaria”.
Es decir, formaliza legalmente la obligación de la creación de un sistema que vele por el
acceso de todos los consumidores finales a electricidad sin ningún tipo de
discriminación. Esto es administrado por el Estado (Regulador) y se concentra
fundamentalmente en dos aspectos: las tarifas sociales eléctricas, que permite cobrar
tarifas especiales menores a los costos marginales de producción a grupos sociales
claramente identificados; y el financiamiento de la infraestructura necesaria para el
suministro de la electricidad que pueden no ser rentables con respecto a la relación
costo/beneficio que presentan las inversiones. Básicamente, el sistema universal y
solidario debe cuidar que todos los habitantes del país puedan acceder al suministro
eléctrico, sin importar la rentabilidad económica que de ello resulte. Esto se aplica a la
Transmisión y Distribución, donde la Ley exige a las empresas a ceñirse bajo este
concepto. Las empresas transmisoras deben planificar y construir las redes guiándose
54
por el crecimiento de la demanda y de los contratos con generadores. En el caso de las
empresas distribuidoras, éstas están obligadas a reforzar y expandir las redes de acuerdo
a las necesidades de la población, alcanzando todos los puntos donde el suministro es
solicitado, incluso si esto no es rentable económicamente.
Las empresas transmisoras tienen la obligación de permitir el acceso a la red a todos los
operadores del mercado, cobrando los costos establecidos para ello.
Las empresas distribuidoras tienen la obligación de planificar y construir redes
inteligentes que permitan el acceso a ellas por parte de los MGD y que permita
recolectar la electricidad producida por estos. A través de este sistema, se ha logrado en
Costa Rica abastecer con electricidad al 98% de la población.
Procedimiento de conexión
Los proyectos de generación de Costa Rica son sometidos a consideración del Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE), que es un ente gubernamental encargado de la
compra de la electricidad para abastecer al país. Toda esta materia está regulada por la
Ley de la Generación Eléctrica Autónoma Paralela o Ley 7200, que fomenta la
inversión en centrales eléctricas de limitada capacidad y de fuentes de energía
renovable.
Los requisitos revisados por el ICE (Ley 7200) para la aceptación de proyectos de
generación autónoma son:
- Capacidad menor a 20 MW.
- Explotación de energía hidráulica o renovables no convencionales.
- 60% del capital perteneciente a costarricenses.
- No haber sido parte previamente del sistema eléctrico nacional.
- Capacidad autónoma acumulativa inferior al 15% de la capacidad instalada en el
sistema eléctrico nacional.
La Ley presenta incentivos para los productores autónomos, dentro de los cuales el más
influyente es el compromiso de compra por parte del ICE. Además se exonera de
impuestos en la importación de maquinaria y equipos y se aumenta el límite máximo de
crédito otorgado por los bancos comerciales.
Los trámites a realizar previo a un acuerdo con ICE son:
1. “Solicitud de Elegibilidad” de parte del inversionista a ICE, con lo cual se avalúan
los requisitos fundamentales que rigen en estos proyectos. La respuesta debe ser
entregada por ICE en no más de 120 días.
55
2. El inversionista realiza un estudio de impacto ambiental, el cual se presenta al
Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas.
3. El inversionista debe obtener una concesión eléctrica mediante el Servicio Nacional
de Electricidad.
4. Un año después de la Elegibilidad, el proyecto debe aprobar la “viabilidad”, lo cual
es evaluado por ICE. Para esto se debe presentar lo siguiente:
a. Resumen del proyecto y descripción de funcionamiento de la central.
b. Fuente de energía a utilizar y demostración de la existencia del recurso
durante toda la vida del proyecto.
c. Planos.
d. Estimaciones de energías promedio anual y mensual.
e. Potencia nominal y ofrecida al ICE, además de eficiencias de la planta.
f. Costos del proyecto y estudios de rentabilidad.
g. Programa de ejecución de obras.
5. Se realiza el contrato de compraventa entre ICE y el productor.
2.9 Noruega
Noruega ha sido un ejemplo para el mundo en cuanto a la implementación de energías
renovables. Hoy, este país trabaja para cumplir la aspiración que se planteó de ser
carbono neutral para el año 2030, acuerdo común tomado dentro del parlamento
noruego. Esto se pretende lograr a través de diversas medidas basadas en incentivos a la
generación desde fuentes renovables, incrementos a los impuestos a los combustibles
fósiles y exenciones fiscales para vehículos amigables con el medio ambiente16
.
La institucionalidad eléctrica noruega está controlada por el Ministerio del Petróleo y la
Energía, mientras que los temas medio ambientales y climáticos están a cargo del
Ministerio del Medio Ambiente. Ambos ministerios tienen una sección responsable del
desarrollo e investigación tecnológica, las cuales han impulsado la creación de varios
centros de investigación de energía ambientalmente amigable. Una de ellas es la agencia
Enova, fundada en 2011 para promover la eficiencia energética y el uso de las energías
renovables, de una manera proactiva basada en motivaciones costo-beneficio para la
toma de decisiones en el plano ambiental. Está a cargo de creación de herramientas de
financiamiento y la administración de estas.
El financiamiento y apoyo estatal son actualmente indispensables para el crecimiento de
iniciativas de generación eléctrica a partir de energías renovables, pero se pretende, a
16
“A carbon-neutral Norway: Fine print in the plan“.
http://www.nytimes.com/2008/03/20/world/europe/20iht-norway.4.11294786.html?pagewanted=all
56
mediano plazo, eliminar esta dependencia a través de motivaciones que beneficien los
proyectos de energía renovable, como el acuerdo hecho con Suecia para establecer un
mercado común de venta de certificados verdes hasta el 2035. Además, ya en 1990, se
habían introducido nuevos impuestos al uso de combustibles fósiles y tarifas feed-in
para generadoras eólicas y solares. El objetivo es eliminar el aporte a corto plazo de la
agencia Enova para dejar en manos de incentivos de beneficio a las iniciativas de
energía renovable.
A pesar de todas las iniciativas para impulsar las nuevas fuentes de generación
renovable (eólica, solar, etc.), la matriz eléctrica actual de Noruega está casi totalmente
compuesta por hidroelectricidad. Este país tiene la producción más grande de
hidroelectricidad per cápita del mundo. En un año normal de lluvias, la generación hidro
llega a aproximadamente 99% del total de la generación eléctrica de noruega (120
TWh)17
.
Noruega es un país angosto y montañoso y en general los recursos energéticos, como
agua y viento, se encuentran ubicados en el noroeste del país, por lo que debe ser
transmitida permanentemente hacia el sureste. En la actualidad el gran potencial
hidroeléctrico, fuente de casi toda la electricidad generada en Noruega, se encuentra
desarrollado o protegido, por lo que la opción más viable para el futuro próximo del
país es impulsar la hidroelectricidad de menor escala, es decir, micro, mini y pequeñas
centrales hidráulicas. Estas considerarían la inclusión de muchos proyectos y actores
nuevos que tienen que no sólo generar potencia, sino que también transmitirla hacia los
centros de consumo a través de las redes disponibles. Esto último se convierte en un
problema cuando se requiere la construcción de nuevas líneas o el reforzamiento de las
existentes, lo cual significa costos demasiado elevados para el inversionista. Esto ha
llevado al regulador a planificar de la mejor manera posible el ingreso de generadores al
sistema eléctrico.
El sistema eléctrico noruego está compuesto por tres redes organizadas: Red Central,
Red Regional y Red de Distribución. La primera es el eje central y recorre todo el país,
mientras que la regional y la de distribución abarcan distintas zonas de suministro a
niveles de tensión menores.
La regulación eléctrica noruega está determinada por el “Energy Act” de 1990, la cual
introdujo una reforma en el mercado eléctrico liberalizándolo y definiendo al sector
17
“Ministry of Petroleum and Energy”
http://www.regjeringen.no/en/dep/oed/Subject/Energy-in-Norway/Electricity-generation.html?id=440487
57
generación como una competencia libre y a las redes de trasporte como un monopolio
regulado.
El “Energy Act” de Noruega buscaba, entre otras cosas, reducir los precios de la
electricidad para consumidores y empresas y eliminar la definición de precios en manos
de consejos municipales. Además, en 1997, producto de esta reforma se abrió
totalmente el mercado residencial y los consumidores pudieron cambiar de empresa
suministradora siempre que quisieran sin ningún cargo.
Relativo a las conexiones a las líneas de transmisión, el “Energy Act” requirió a los
dueños de las redes eléctricas disponer de capacidad necesaria para ofrecer a terceros,
de manera de ofrecer tarifas no discriminatorias tanto a usuarios finales como a
suministradores.
Procedimiento de conexión
En Noruega, la empresa estatal Statnett es la responsable de la coordinación, suministro
y demanda de los sistemas de potencia. Por lo tanto, cuando una nueva instalación es
conectada, Statnett debe ser notificada. Statnett es dueño y operador de las secciones
principales de la red de transmisión de potencia noruega.
La principal regla que rige la inclusión de nueva generación a las redes es que, mientras
exista capacidad disponible en la red eléctrica, la compañía operadora de red está
obligada a aceptar la inclusión de las nuevas plantas de generación de manera no
discriminatoria. Esto según un cambio al “Electricity Act” ocurrido en 2010.
Todo quien esté interesado en conectar una central de generación a la red eléctrica debe
como primer paso contactar al operador de la red correspondiente. Por otro lado, toda
empresa dueña de redes debe contar con una licencia de comercialización. Para todos
los poseedores de estas licencias rige la obligación mencionada de acoger la generación
solicitada, mientras esto no afecte la seguridad de suministro.
El “Electricity Act” del 2010 define que en caso de no haber capacidad necesaria en la
red existente, la obligación de conectar implica que el poseedor de la licencia deberá
encargarse de todas las inversiones necesarias en la red para capacitarla de recibir esta
nueva generación.
Además, el dueño de la red está obligado a estudiar e indicar un punto en la red
existente que sea adecuado para realizar la conexión, y aclarar si es necesario hacer
inversiones.
58
Sin embargo, si las nuevas conexiones o ampliaciones no se justifican para la operación,
la compañía operadora de la red tiene las facultades para solicitar al generador que
construya, mantenga y cubra los costos por su propia cuenta. A esto se debe adicionar
los costos para los equipos e infraestructura necesarios para que la red tenga la
capacidad de acoger la potencia nueva inyectada.
Existen tres alternativas principales para desarrollar, operar y poseer las líneas de
conexión entre la planta generadora y la red existente:
- El generador es dueño, construye y opera la línea.
- El generador es dueño de la línea, y la compañía operadora la construye y opera.
- La compañía operadora es dueña, construye y opera la línea.
Para solicitar acceso a la red a través de una conexión, el generador debe llegar a un
acuerdo económico con el operador de red y luego de eso debe informar a la “Dirección
de Recursos de Agua y Energía” (NVE) de Noruega la siguiente información:
- Descripción del tipo y dimensiones del cable conductor a ser usado.
- Nivel de tensión en el punto de conexión.
- Largos del conductor.
- Documento de acuerdo entre la compañía operadora de red y el generador.
2.10 Tabla resumen
¿Prioridad de
conexión a Generación
Renovable?
¿Quién paga
infraestructura de
trasmisión?
¿Quién paga
ampliaciones y
refuerzos de red?
Alemania Si Generador Operador de red
España Si Generador Operador de red
Brasil No (interés estatal)
Generador, pero gran
financiamiento estatal Operador de red
Reino Unido No Generador Generador
Guatemala No Generador Generador
Nueva Zelanda No Generador Operador de red
Costa Rica Si Operador de red Operador de red
Noruega No Generador Generador
Chile No Generador Generador
Tabla 2.1: Resumen normativa internacional de costos de conexión a la red.
59
III. ELABORACIÓN DE PROGRAMA COMPUTACIONAL PARA EL
DISEÑO DE UN TRAZADO PARA LA CONEXIÓN DE GRUPO DE
MEDIOS DE GENERACIÓN
Introducción
Tomando en cuenta la relevancia que tiene la construcción de una línea de
transmisión dentro de la inversión en plantas de generación de energía renovable, se ha
propuesto un estudio de costos de infraestructura para agrupaciones de proyectos
ubicados en cuencas, generalmente alejadas del Sistema Interconectado Central (SIC).
Como parte de los desarrollos y propuestas para apoyar el ingreso de pequeños medios
de generación de energía renovable, se han propuesto soluciones de conexión conjunta
de forma de minimizar tanto los costos de infraestructura como los impactos
ambientales. En este sentido se ha buscado formular soluciones en el plano del
financiamiento repartido entre los diferentes interesados. Para ello se necesita estudiar
las diferentes alternativas de diseño e implementación de la línea de transmisión,
considerando como objetivo un costo conjunto mínimo y una repartición justa de este.
Es por esto que una herramienta que muestre valorizaciones estimadas para diferentes
diseños de línea y distintas topologías es un valor significativo a la hora de evaluar o
definir el proyecto a ejecutar.
Como resultado de este trabajo se ha desarrollado una simulación computacional en el
programa Matlab que permite hacer ejercicios de diseño de líneas de transmisión para
grupos de proyectos de generación eléctrica ubicados dentro del territorio nacional,
enfocado a calcular costos comunes e individuales respecto a la inversión en
infraestructura y costos de pérdidas. Además, la herramienta permite evaluar
financieramente, a través del cálculo del Valor Presente Neto de las distintas
alternativas, la viabilidad del proyecto.
3.1 Formulación de metodología y Base teórica
3.1.1 Proyectos
Para evacuar una gran cantidad de potencia reunida en una cuenca es necesario
construir una línea conformada por dos partes, la primera, a nivel de tensión de
60
subtransmisión (66 kV), a la cual se encuentren conectadas todas las centrales para ser
reunidas en un punto de elevación de voltaje para ser transmitidas en alta tensión (220 kV).
Estos dos tramos deberán garantizar la inclusión del grupo generador completo teniendo en
cuenta la distribución a lo largo y ancho del terreno.
3.1.2 Ingresos
Para el cálculo de los ingresos se toma en cuenta la potencia nominal de los proyectos,
considerada en algún nivel de desarrollo o estudio, y un factor de planta determinado.
Es decir, en un año se tendrán ingresos por:
í (1)
Donde PN es el precio nudo promedio calculado para la barra de inyección correspondiente
a la zona del país donde se encuentre la cuenca. Estos valores se expresan normalmente en
dólares norteamericanos (USD).
3.1.3 Algoritmo de optimización
El programa busca encontrar, dado un punto de conexión definido por el usuario, un
trazado que minimiza el largo del cable a utilizar. Esto, hasta llegar al punto de elevación
de voltaje, donde el trazado se hace en línea recta hasta el punto de inyección, eludiendo las
restricciones geográficas de la zona.
El algoritmo utilizado para optimizar se denomina, “árboles de mínima expansión” y
trabaja de manera iterativa, agregando convenientemente cada una de las centrales,
logrando una topología óptima para la red de media tensión.
Al comenzar, el programa contiene las coordenadas geográficas de los proyectos y la
ubicación de las subestaciones del Sistema Interconectado central donde se podría inyectar
la generación.
El programa le pide a continuación al usuario que indique un punto para establecer la
estación elevadora de tensión, es decir, el lugar donde termina la red de subtransmisión y
comienza la transmisión en alta tensión.
61
Figura 3.1: Programa pide punto de estación elevadora.
Teniendo coordenadas de las posiciones de los proyectos de generación y el punto
donde se pretende ubicar la estación elevadora de tensión, el algoritmo funciona de la
siguiente manera:
i. Se obtienen las proyecciones de los proyectos de generación sobre el tramo que une
el punto donde se ubicaría la estación elevadora y el punto de inyección al SIC
(distancia perpendicular). Así se obtienen las distancias de los diferentes puntos
proyectados sobre el tramo.
Figura 3.2: Proyecciones de proyectos sobre tramo entre subestaciones.
62
ii. Se comienza a agregar secuencialmente lo diferentes puntos de la red de
subtransmisión, comenzando por el punto de la estación elevadora.
Ahora se tendrán 2 candidatos a ser agregados a la red:
Candidato A: Proyecto más cercano a algún punto de la red existente y que
aún no pertenece a ella.
Candidato B: Proyecto con menor distancia calculado en i.
Se elige el candidato que presente menor distancia.
a) Si el escogido es el candidato A, se agrega como hijo de su nodo padre
(del que se encuentra a menor distancia)
b) Si el escogido es el candidato B se agrega tanto el proyecto como la
proyección de este sobre el tramo, pero se inhibe que salgan nuevos hijos
desde la proyección.
iii. Se repite el procedimiento en ii. hasta obtener el árbol de mínima expansión
completo con todos los nodos asociados agregados.
De esta manera se traza la red de subtransmisión, minimizando la cantidad de cable
necesario.
Figura 3.3: Red de subtransmisión óptima trazada.
Fuente: Estudio de Suministro al Gran Valparaíso, Systep, Octubre 2007. (Adaptación)
Para el diseño del trazado, el algoritmo considera la restricción geográfica de la zona, pero
no la topografía, es decir, se utilizan sólo las distancias medidas en línea recta.
63
3.1.4 Valorización de la inversión
3.1.4.1 Infraestructura
Una vez que se ha trazado la línea óptima respecto a la cantidad de cableado necesario,
se procede a valorizar las inversiones en infraestructura.
Los valores utilizados para ello son los siguientes:
Precio por kilómetro
Línea subtransmisión 66
kV
USD 165.000
Línea transmisión 220 kV USD 285.000
Transformador 66/220 kV USD 850.000
Tabla 3.1: Precios infraestructura
Fuente: Datos Sr. Fernando Araya, Energía Llaima.
Se calcula con esto los costos de infraestructura detallados para cada tramo de la red. El
costo de cada tramo de la red es compartido por todos los generadores que hacen uso de
ella para transmitir su potencia y la red es seccionada en los diferentes tramos, separados
por los nodos generadores, para calcular quien o quienes son los interesados en construir tal
parte y son, por lo tanto, los indicados para financiarla. Esto se puede apreciar en la Figura
3.4.
Figura 3.4: Repartición de financiamiento de distintos tramos.
Para trazar el segmento de línea de alto voltaje para transmitir la totalidad de la
generación, se busca el camino más corto hasta la subestación del SIC más cercana,
evitando las restricciones geográficas de la zona. Los costos de infraestructura de este
segmento son repartidos en proporciones iguales entre todos los participantes.
64
3.1.4.2 Pérdidas
A continuación se calcula la pérdida de ingresos debido a las pérdidas. Para esto se
consideró la generación de cada proyecto como la potencia nominal multiplicada por el
factor de planta empleado. Teniendo estos valores se utilizó el siguiente procedimiento para
el cálculo de la pérdida en la línea:
Se calcula la corriente por cada segmento del conductor:
(2)
Donde P(i) es la potencia total por cada segmento y V es el voltaje de subtransmisión (en
este caso 66 kV).
Luego, se calcula la pérdida como:
(3)
Con largo(i) el largo en kilómetros del segmento de línea que se calcula y Rd la resistencia
por kilómetro usada para la red de subtransmisión.
El valor usado para la resistencia del conductor de la línea de subtransmisión es 0.168
[Ohm/Km]. Este valor corresponde al conductor de aluminio AAC CANTON para 66kV.
Para el caso de la línea de alta tensión de 220 kV, el procedimiento es análogo y se utiliza
una resistencia de 0.0892 [Ohm/Km], la cual corresponde a un conductor FLINT de alta
tensión.
Una vez calculadas las pérdidas por cada tramo de la red, éstas se valorizan para cada año
considerando el precio de nudo estimado y son repartidas entre los generadores que
inyectan su potencia a través de estos tramos de la siguiente manera:
(4)
Donde PagoPerdida(i,j) es el valor que le corresponde pagar al generador j por las pérdidas
en el tramo i de la red. ValorPerdida(i) es la valorización de la pérdida en el tramo i.
Potencia(j) es la potencia generada en el generador j (con factor de planta aplicado). El
denominador corresponde a la suma de toda la potencia transmitida por los
k generadores que participan dentro del tramo i.
Finalmente se tiene el valor total de las perdidas por subtransmisión y transmisión y la
proporción que representan dentro de los ingresos anuales.
65
3.1.4.3 Centro de Gravedad
El programa ofrece la opción de hacer el diseño utilizando un punto de conexión
ubicado en el centro de gravedad del grupo de centros generadores.
(5)
Utilizando este punto se pretende ubicar el punto de elevación de tensión lo más
equilibradamente posible respecto a las magnitudes de potencia que ocurren en la línea,
de manera de minimizar la cantidad de cableado considerando la influencia de las
pérdidas. Matemáticamente este punto minimiza los costos del traslado de la energía
considerando las distancias entre el punto de inyección elegido y los diferentes
generadores. Este punto es un cálculo proporcional entre la distancia a las centrales y el
peso ponderado de cada una consistente en su potencia instalada.
3.1.5 Input del programa
El usuario entrega al programa antes de ser ejecutado, los siguientes valores para ser
usados en el cálculo:
- Coordenadas (x,y) de cada proyecto.
- Potencia nominal de cada proyecto.
- Costo por kilómetro de línea de subtransmisión y transmisión.
- Costo estación elevadora.
- Factor de planta a utilizar.
- Coordenadas (x,y) de restricciones geográficas de la zona.
- Ubicaciones (x,y) de subestaciones del SIC de la zona.
- Resistencia a usar en líneas (SubTx y Tx).
3.1.6 Output del programa
El programa entrega como output un archivo Excel llamado PuntoElegido.xlsx en el
cual es posible encontrar los siguientes datos:
66
Hoja Datos
Inversión - Largo de línea de subtransmisión utilizado por cada generador y su
respectivo costo.
- Total en km. de línea utilizado para la red de subtransmisión.
- Costo total línea subtransmisión.
Pérdidas - Pérdida anual en Wh en cada tramo de la red de subtransmisión.
- Total pérdidas anuales en subtransmisión y transmisión.
- Valorización del total de pérdidas anuales en subtransmisión y
transmisión.
- Pérdida anual en Wh correspondiente a cada generador.
- Costo anual correspondiente a las pérdidas para cada generador.
- Porcentaje que representa la pérdida total sobre el ingreso total de la
generación de energía.
Ingresos - Potencia nominal por generador.
- Ingreso anual por generador, considerando FP y PN ingresados.
- Total de potencia e ingreso anual.
VAN
Generadores
- VAN de costos para cada generador en subtransmisión. Se considera
la inversión total en el año 0 y los ingresos por venta de energía
desde el año 1.
- VAN total de costos subtransmisión.
- VAN total de costos transmisión.
FLUJOS Y
VAN Total
- Tabla de Flujos para evaluación económica, compuesta por las filas
para 20 años de:
o Ingresos.
o Pérdidas.
o Inversión.
o Flujo caja.
o Flujo descontado.
o Sumas parciales.
o VAN.
o Años recuperación de la inversión.
o TIR.
Adicionalmente el archivo Excel contiene una hoja llamada Input donde se ingresan los
datos de: Costo de inversión en centrales (US$/MW), Factor de planta, Precio Nudo a
utilizar, Porcentaje de la inversión a ser financiada con préstamo, Interés del préstamo,
Años plazo préstamo y Tasa de descuento a ser considera para la evaluación de la
inversión.
Para el caso de la ejecución con punto determinado como el Centro de Gravedad, el
proceso es análogo y los resultados son guardados en una planilla de Excel llamada
CentroGravedad.xlsx.
67
3.1.7 Servidumbres
Es importante considerar que hoy una de las problemáticas más importantes para llevar
a la práctica un proyecto de construcción de línea en Chile son las servidumbres de
paso.
La obtención de acuerdos y permisos para el paso del trazado eléctrico por terrenos
públicos y privados es un trámite que influye de gran manera en la definición de los
costos y tiempos de un proyecto de este tipo. Durante los últimos años, la forma en que
estas negociaciones se llevan a cabo ha cambiado considerablemente, debido a un
aumento del interés por parte de los afectos respecto a los beneficios económicos que
puede significar el pago de servidumbres. Además, la sociedad ha evolucionado hacia
un pensamiento de fuerte rechazo a proyectos que intervienen el ambiente, por lo que la
oposición se ha vuelto más fuerte tanto desde el ámbito privado como del público.
Un proyecto de transmisión eléctrica debe considerar dentro de su evaluación y flujos,
definitivamente el ítem asociado a pagos de servidumbres, que hoy alcanza
proporciones muy importantes dentro de los costos finales del proyecto.
A pesar de esto, para este trabajo no se consideró valores asociados a la obtención de
servidumbres de paso, debido principalmente a que no es el enfoque que se le ha
querido dar, que corresponde a un análisis desde el punto de vista de optimización de
infraestructura eléctrica. Además, dadas las características estocásticas que los costos
por servidumbre presentan, es muy complejo predecirlos y sólo se puede lograr ciertas
estimaciones, que no reflejan perfectamente la realidad social, económica y geopolítica
de la zona y el país donde el proyecto se llevará a cabo y durante el tiempo en que se
desarrolle.
3.2 Manual de uso del programa
3.2.1 Ingreso de datos previos.
En el archivo de Matlab PuntoElegido.m y CentroGravedad.m, respectivamente para los
dos tipos de solución que el programa ofrece, se debe ingresar los siguientes valores
como parte del input a procesar:
68
Variable Descripción
KmLinea66 Costo por kilómetro de línea subtransmisión (USD).
KmLinea220 Costo por kilómetro de línea transmisión (USD).
Transformacion66220 Costo por estación de transformación (USD).
Potencias Vector con potencias nominales del grupo de proyectos (MW).
FP Factor de planta a utilizar.
A Matriz Nx2 con coordenadas (x,y) de ubicación de proyectos de
generación. N=número de proyectos.
Subestaciones Matriz Sx2 con coordenadas (x,y) de ubicación de
subestaciones del SIC dentro de la zona. S= número de
subestaciones.
Resistencia Valor de resistencia línea de subtransmisión (Ω/km).
resistenciaT Valor de resistencia línea de transmisión (Ω/km).
3.2.2 Ejecución del programa.
Luego de ejecutar el programa se abre una ventana pidiendo al usuario elegir qué tipo de
punto se utiliza: Centro de Gravedad o Elegido por el usuario.
Figura 3.5: Elección de sistema para diseñar solución.
Una vez elegido el sistema de solución de diseño, se muestra el mapa con los puntos donde
se ubican los proyectos de centrales. En este momento se solicita al usuario clickear el
punto donde se pretende ubicar la estación elevadora, donde termina la línea de
subtransmisión y comienza la de transmisión.
En caso de haber elegido utilizar el Centro de Gravedad, la solución se genera
automáticamente sin pedir ningún punto.
69
Figura 3.6: Ingreso punto de estación elevadora.
Luego del procesamiento, el programa dibuja el trazado optimizado en la imagen,
considerando el cálculo de la parte de tensión de subtransmisión y la de alta tensión (verde
y rojo respectivamente).
Figura 3.7: Trazado óptimo de la red entregado por el programa.
3.2.3 Variables importantes a considerar
14.9
212
34.7 4
7.7518.56
18.5
719.8
87.7
918.4
106.3
117.5
126.5
135.5
1431.8
155
161317
381812
198
2015
2119.7
2215
100 200 300 400 500 600 700 800 900
100
200
300
400
500
600
70
Luego de la ejecución del programa puede ser útil considerar las siguientes variables
para un seguimiento de los procedimientos:
- [x,map]=imread('mapa.jpg','jpg')= Obtención de la imagen de ubicación de los
proyectos, donde mapa.jpg es el archivo imagen de la zona geográfica.
- factorGrosor= nivel de grosor de las líneas a ser dibujadas en el trazado de la red,
proporcional a la potencia que circula por los diferentes trazados (Default=0.02).
- [C(1,1),C(1,2)]= coordenadas ubicación estación elevadora.
- in=inpolygon(A(:,1),A(:,2),Restricción(:,1), Restricción(:,2))= vector
correspondiente a variables booleanas que indican si cada proyecto de generación
está o no dentro de Restricción, que define una restricción geográfica. A es la matriz
de ubicaciones de los proyectos.
- RED= matriz Rx3 que almacena los puntos que van siendo agregados a la red de
subtransmisión a medida que el algoritmo se ejecuta.
- largos= vector de largos en km. para cada tramo de la red.
- largosAcum= vector de largos para cada generador, correspondiente a la distancia
que recorre la respectiva potencia generada.
- uniones= matriz que define las uniones trazadas para formar la red de
subtransmisión. Se compone por 5 columnas:
o 1: Generador origen.
o 2: Generador destino.
o 3: Potencia que circula por el tramo.
o 4: Largo del tramo.
o 5: Correlativo.
- Pagos= Matriz (N+2)xU que contiene variables booleanas que indican en que rama
paga cada generador. N= número de generadores, U=número de tramos de la red.
- PagosGeneradores= vector con valores a pagar por su participación en la inversión
de la línea.
- Perdidas= vector de pérdidas para cada segmento.
- pagosGenXperdidas= vector de pagos de cada generador por las correspondientes
pérdidas.
3.2.4 Resultados
Luego de obtener el trazado óptimo de la línea, dibujado sobre la foto del área de ubicación
de los proyectos, se puede obtener los resultados calculados en la planilla Excel llamada
71
“PuntoElegido.xlsx” o “CentroGravedad.xlsx” respectivamente para el caso de elección del
punto por el usuario o el Centro de Gravedad definido.
Los resultados incluidos en esta planilla se resumen en la siguiente tabla:
Hoja Datos
Inversión - Largo de línea de subtransmisión utilizado por cada generador y su
respectivo costo.
- Total en km. de línea utilizado para la red de subtransmisión.
- Costo total línea subtransmisión.
Pérdidas - Pérdida anual en Wh en cada tramo de la red de subtransmisión.
- Total pérdidas anuales en subtransmisión y transmisión.
- Valorización del total de pérdidas anuales en subtransmisión y
transmisión.
- Pérdida anual en Wh correspondiente a cada generador.
- Costo anual correspondiente a las pérdidas para cada generador.
- Porcentaje que representa la pérdida total sobre el ingreso total de la
generación de energía.
Ingresos y
foto
- Potencia nominal por generador.
- Ingreso anual por generador, considerando FP y PN ingresados.
- Total de potencia e ingreso anual.
VAN
Generadores
- VAN de costos para cada generador en subtransmisión. Se considera
la inversión total en el año 0 y los ingresos por venta de energía
desde el año 1.
- VAN total de costos subtransmisión.
- VAN total de costos transmisión.
FLUJOS y
VAN Total
- Tabla de Flujos para evaluación económica, compuesta por las filas
para 20 años de:
o Ingresos.
o Pérdidas.
o Inversión.
o Flujo caja.
o Flujo descontado.
o Sumas parciales.
o VAN.
o Años recuperación de la inversión.
o TIR.
Adicionalmente el archivo Excel contiene una hoja llamada Input donde se ingresan los
datos de: Costo de inversión en centrales (US$/MW), Factor de planta, Precio Nudo a
utilizar, Porcentaje de la inversión a ser financiada con préstamo, Interés del préstamo,
Años plazo préstamo y Tasa de descuento a ser considera para la evaluación de la
inversión.
72
IV. APLICACIÓN
Como parte de este trabajo se utilizó el programa elaborado para analizar un
caso particular real. Este consiste en un grupo de proyectos de generación que se
encuentran en etapa de estudio y que requieren de una línea común para transportar toda
la energía generada hacia el sistema troncal nacional.
El conjunto de proyectos de generación suman un total de 295.5 MW de potencia
nominal, la cual se reparte en 22 centrales, es decir, en promedio se trata de plantas de
13.4 MW. Los emplazamientos de los proyectos corresponden a lugares alejados de
grandes centros urbanos, debido a la ubicación del recurso renovable. Tampoco existe
cercanía con alguna línea de transmisión con capacidad disponible para recibir tal
potencia instalada, lo que crea la necesidad de construir infraestructura de transmisión
para evacuar la energía eléctrica generada.
Se utilizó para el análisis un factor de planta promedio de 80%. Es decir, de los 295,5
MW totales, se consideran 236,4 MW, que serán despachados.
í (6)
Además se consideró una proyección a largo plazo de USD 80/MWh como precio de
venta de la energía.
4.1.1 Obtención de Resultados
4.1.1.1 Puntos analizados
Se realizó el ejercicio para 7 diferentes puntos de conexión, elegidos de manera de
diversificar las alternativas para establecer la conexión subtransmisión-transmisión a
partir de la estación elevadora.
Además de estos 7 puntos se utilizó el punto “Centro de Gravedad”, que corresponde al
centro geográfico de potencia del grupo de proyectos de generación.
4.1.1.2 Input
Para el análisis se utilizaron los siguientes valores ingresados al cálculo de los
resultados:
73
Potencia Total 295,5 MW
Costo centrales 2,5
MMUSD/MW
Factor de planta 80%
Precio venta 80 USD/MWh
Tasa de
descuento
10%
Tabla 4.1: Valores para cálculos de resultados.
Se consideró dos escenarios para el financiamiento de la inversión:
- Escenario 1: Inversión pagada el primer año por capital privado.
- Escenario 2: Inversión financiada en un 50% por deuda a 20 años.
4.1.1.3 Output
Los valores de interés para el análisis pueden ser fijos para todos los puntos analizados
o variar de acuerdo al cambio de la configuración del punto. Dentro de los valores fijos
se encuentran:
- Inversión en centrales.
- Ingresos anuales.
- Inversión en estación elevadora.
Los valores que varían de una configuración a otra son:
- Inversión en líneas de subtransmisión y transmisión.
- Pérdidas Subtransmisión.
- Pérdidas Transmisión.
- Años recuperación de inversión.
- Valor Presente Neto (VAN).
El horizonte de evaluación económica considerado es de 20 años y la tasa de descuento
utilizada es de 10%.
4.1.2 Escenario 1
Se obtuvieron los flujos asociados a los diferentes puntos de conexión. En la Figura 3.8
se observa, a modo de ejemplo, los flujos para el Punto 1. Para ver el resto de las tablas
de flujos del Escenario 1, ir a Anexo 1.
74
Figura 3.8: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 1.
4.1.2.1 Inversión y pérdidas
El resumen para el caso del financiamiento con capital propio privado entrega los
siguientes resultados:
Tabla 4.2: Resultados Escenario 1.
Como se puede ver en la Tabla 4.2, dentro de los valores que cambian de manera más
significativa están la Inversión en Línea y las Pérdidas. Esto genera una variación
significativa en los flujos anuales, considerando la operación de las centrales con un
80% de su potencia nominal instalada, en promedio, con lo cual se calcula el ingreso
fijo anual por venta de energía.
La Inversión en Línea presenta valores que varían entre aproximadamente USD 36
millones y USD 52 millones, notándose una clara influencia de la proximidad del punto
de inyección con el Sistema Interconectado, lo que implica una proporción diferente en
el uso de línea de 220 kV (transmisión) y de 66 kV (subtransmisión). Esto también se
ve reflejado en la proporción que las pérdidas representan dentro de los ingresos por la
venta de energía.
Dentro de la inversión total se observó valores mayores para configuraciones donde la
utilización de línea de alta tensión es mayor, por ejemplo para el punto de inyección
ubicado en el Centro de Gravedad del cúmulo de generadoras. También se calcula una
inversión mayor para el caso 6, que tiene una configuración muy similar al Centro de
Punto 1
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517
Flujo descontado -738.750.000 142.943.197 129.948.361 118.134.874 107.395.340 97.632.127 88.756.479 80.687.708 73.352.462
Sumas parciales -738.750.000 -595.806.803 -465.858.441 -347.723.568 -240.328.228 -142.696.101 -53.939.621 26.748.087 100.100.549
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7 8
VAN 599.901.621
Años recuperación 7
TIR 10%
Total perdidas Ingresos
Punto Inversión Línea (US$) Inversión Total (US$) kWh / año US$ / año kWh / año US$ / año US$ / año US$/año VAN (US$) Perdidas
1 36.441.655 775.191.655 100.869.465 8.069.557 4.525.572 362.046 8.431.603 165.669.120 599.901.621 5,09%
2 45.486.775 784.236.775 69.308.460 5.544.677 7.701.781 616.143 6.160.819 165.669.120 619.234.082 3,72%
3 39.793.426 778.543.426 68.154.817 5.452.385 6.082.701 486.616 5.939.001 165.669.120 621.122.542 3,58%
4 45.771.301 784.521.301 69.209.564 5.536.765 7.968.083 637.447 6.174.212 165.669.120 619.120.064 3,73%
5 49.118.669 787.868.669 21.738.263 1.739.061 9.594.440 767.555 2.506.616 165.669.120 650.344.372 1,51%
6 51.285.472 790.035.472 8.920.458 713.637 10.432.322 834.586 1.548.222 165.669.120 658.503.720 0,93%
7 38.905.229 777.655.229 84.320.763 6.745.661 5.849.955 467.996 7.213.657 165.669.120 610.270.678 4,35%
CG 52.632.577 791.382.577 13.447.611 1.075.809 10.833.852 866.708 1.942.517 165.669.120 655.146.867 1,17%
Pérdidas distribución Pérdidas transmisión
75
Gravedad. Para estos casos la inversión en infraestructura es aproximadamente USD 15
millones mayor que el caso más barato, el 1, donde la inversión en línea de 220 kV es
mínima, como se ve en la Figura 3.9.
Figura 3.9: Inversión en infraestructura para las distintas configuraciones.
Respecto a las pérdidas en las líneas, el análisis refleja las diferencias cuantitativas para
cada configuración estudiada. En esta parte del análisis se evidencia una diferencia
mucho más notoria en la influencia que tiene la configuración topológica en los
resultados. La configuración óptima en este sentido es la del punto 6, seguida muy de
cerca por el Centro de Gravedad, con 19.352 GWh/año y 24.281 GWh/año
respectivamente. Los valores más altos se dan en los casos 1 y 7, configuraciones con
gran participación de línea de subtransmisión y que presentan pérdidas más de cinco
veces mayores a los casos óptimos.
765.000.000
770.000.000
775.000.000
780.000.000
785.000.000
790.000.000
795.000.000
1 2 3 4 5 6 7 CG
Inversión Total (US$)
76
Figura 3.10: Pérdidas de energía anuales.
La valoración de las pérdidas en la línea refleja diferencias significativas en el gasto
operativo de las generadoras. En términos porcentuales, para el punto de máxima
pérdida, éstas representan el 5,09% de los ingresos anuales, mientras que en el mejor
caso (punto 6) llegan al 0,93%. Esto significa un gasto anual cinco veces menor en lo
que se refiere a las pérdidas de energía en la línea y en la práctica está dado por una
diferencia de casi USD 7 millones al año.
Figura 3.11: Pérdidas de energía anuales valorizadas.
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
1 2 3 4 5 6 7 CG
Pérdidas (kWh/año)
Pérdidas distr
Pérdidas transm
% Pérdidas
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
9.000.000
1 2 3 4 5 6 7 CG
Pérdidas (US$/año)
Pérdidas distr
Pérdidas transm
77
4.1.2.2 Valor Presente Neto (VAN)
Para el cálculo del Valor Presente Neto (VAN) de cada proyecto de inversión, se
consideró los flujos compuestos por la inversión en infraestructura y las pérdidas. Se
consideró el pago del la infraestructura financiada con capital propio el primer año del
horizonte de evaluación de 20 años.
Los resultados muestran una situación favorable a los puntos de conexión donde las
pérdidas en la línea son menores, las cuales influyen significativamente sobre la
evaluación económica, al considerarse como gastos durante el horizonte de 20 años.
Para los puntos de conexión 6 y Centro de Gravedad, los valores son los más altos,
presentando diferencias en casi USD 60 millones con el peor caso (punto 1). Esto refleja
nuevamente la influencia de la proporción de utilización de línea de transmisión (220
kV) y subtransmisión (66 kV), además de la topología utilizada.
Para este escenario, la inversión se recupera en 7 años, independiente del punto de
conexión elegido.
Figura 3.12: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 1.
570.000.000
580.000.000
590.000.000
600.000.000
610.000.000
620.000.000
630.000.000
640.000.000
650.000.000
660.000.000
670.000.000
1 2 3 4 5 6 7 CG
VAN (US$) (20 años)
78
4.1.3 Escenario 2
Se obtuvieron los flujos asociados a los diferentes puntos de conexión. En la Figura
3.12 se observa, a modo de ejemplo, los flujos para el Punto 1. Para ver el resto de las
tablas de flujos del Escenario 2, ir a Anexo 2.
Figura 3.12: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 2.
4.1.3.1 Inversión y pérdidas
El resumen para el caso del financiamiento con 50% capital propio privado y 50%
deuda a 20 años, entrega los siguientes resultados:
Tabla 4.3: Resultados Escenario 2.
Tal como ocurre en el Escenario 1, las variables que marcan la diferencia son la
Inversión en Infraestructura y las Pérdidas en el conductor, lo cual se explica
fundamentalmente por la ubicación geográfica del punto de conexión y lejanía con el
Sistema Interconectado.
Las variables que componen la evaluación económica se mantienen iguales, ya que
estas no cambian de un escenario a otro, sino que la diferencia se refleja en el cálculo
del Valor Presente Neto (VAN). La comparación entre los valores de inversión y gastos
por pérdidas siguen refiriéndose a la proporción en el uso de líneas de subtransmisión y
Punto 1
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 138.399.392 138.022.630 137.638.332 137.246.348 136.846.525 136.438.705 136.022.729 135.598.433
Flujo descontado -369.375.000 125.817.629 114.068.289 103.409.716 93.741.102 84.970.925 77.016.092 69.801.167 63.257.670
Sumas parciales -369.375.000 -243.557.371 -129.489.082 -26.079.366 67.661.736 152.632.662 229.648.754 299.449.921 362.707.591
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 785.811.324
Años recuperación 4
TIR 25%
Total perdidas Ingresos
Punto Inversión Línea (US$) Inversión Total (US$) kWh / año US$ / año kWh / año US$ / año US$ / año US$/año VAN (US$) Perdidas
1 36.441.655 775.191.655 100.869.465 8.069.557 4.525.572 362.046 8.431.603 165.669.120 785.811.324 5,09%
2 45.486.775 784.236.775 69.308.460 5.544.677 7.701.781 616.143 6.160.819 165.669.120 805.143.785 3,72%
3 39.793.426 778.543.426 68.154.817 5.452.385 6.082.701 486.616 5.939.001 165.669.120 807.032.245 3,58%
4 45.771.301 784.521.301 69.209.564 5.536.765 7.968.083 637.447 6.174.212 165.669.120 805.029.767 3,73%
5 49.118.669 787.868.669 21.738.263 1.739.061 9.594.440 767.555 2.506.616 165.669.120 836.254.075 1,51%
6 51.285.472 790.035.472 8.920.458 713.637 10.432.322 834.586 1.548.222 165.669.120 844.413.422 0,93%
7 38.905.229 777.655.229 84.320.763 6.745.661 5.849.955 467.996 7.213.657 165.669.120 796.180.380 4,35%
CG 52.632.577 791.382.577 13.447.611 1.075.809 10.833.852 866.708 1.942.517 165.669.120 841.056.570 1,17%
Pérdidas distribución Pérdidas transmisión
79
transmisión, siendo estas últimas un aporte mayor en la inversión inicial, pero
contribuyen a tener pérdidas significativamente menores en el tiempo.
4.1.3.2 Valor Presente Neto (VAN)
El cambio en la forma de financiamiento influye solamente sobre los resultados de
Valor Presente Neto (VAN). Para el Escenario 2, el sistema de endeudamiento del 50%
de la Inversión en Infraestructura a ser pagada en 20 años influye favorablemente en los
valores calculados de VAN y en los años de recuperación de la inversión, que son 4 tres
años antes que en el Escenario 1. Esto se explica con la repartición de los pagos de
inversión en un horizonte más largo y por consecuencia, un aporte negativo menor de
estos flujos descontados.
Figura 3.13: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 2.
Al igual que en el Escenario 1, los casos de mejor evaluación son los que presentan una
menor proporción de líneas de subtransmisión en su configuración, lo cual influye
directamente sobre las pérdidas que son la diferencia más marcada entre los diferentes
puntos. El valor más alto se da en el punto 6, el cual, seguido cercanamente por el
Centro de Gravedad, tiene una diferencia de más de USD 58 millones.
A continuación se muestra una tabla comparativa entre los 2 escenarios respecto a VAN
y a años de recuperación de la inversión.
750.000.000
760.000.000
770.000.000
780.000.000
790.000.000
800.000.000
810.000.000
820.000.000
830.000.000
840.000.000
850.000.000
1 2 3 4 5 6 7 CG
VAN (US$) (20 años)
80
Tabla 4.4: Comparación entre Escenarios.
Se observa como el Escenario 2 es favorable en términos de retorno del valor del
proyecto y en tiempo de retorno de la inversión.
Punto VAN (US$) Años VAN (US$) Años
1 599.901.621 7 785.811.324 4
2 619.234.082 7 805.143.785 4
3 621.122.542 7 807.032.245 4
4 619.120.064 7 805.029.767 4
5 650.344.372 7 836.254.075 4
6 658.503.720 7 844.413.422 4
7 610.270.678 7 796.180.380 4
CG 655.146.867 7 841.056.570 4
Escenario 1 Escenario 2
81
4.2 Análisis de resultados
Después de realizar el análisis de la evaluación económica de los 8 candidatos a
puntos de conexión para el grupo de generadoras estudiado, se ha constatado la
relevancia que tienen, más que la inversión inicial en infraestructura, las pérdidas en las
líneas cuando se evalúa en un horizonte de mediano plazo (20 años comúnmente para
proyectos de generación hidroeléctrica).
El punto de conexión sugerido inicialmente (Centro de Gravedad), y que considera un
equilibrio topológico para los diferentes niveles de potencia nominal de los proyectos,
presenta resultados a favorables a largo plazo frente otros puntos, a pesar de que la
inversión inicial asociada es mayor. Esto se debe a las diferencias en las cantidades de
pérdidas que se presentan en los distintos casos y que se ven influenciados por los
valores de las resistencias que fueron consideradas para el conductor de 220 kV y el de
66 kV (0.0892 y 0.168 [Ohm/Km] respectivamente).
Para tener mayor retorno de la inversión se deberá construir la línea considerada con el
punto Centro de Gravedad o el más similar a éste, que es el número 6 y que, al igual que
para el Centro de Gravedad, considera una proporción mayor de línea de transmisión de
alta tensión que de subtransmisión. En relación a la inesperada ventaja que significaría
la elección del punto 6 frente al Centro de Gravedad, se puede explicar que éste último
minimiza la suma de distancias radiales hacia los puntos de los generadores, por lo que
la existencia de una restricción geográfica entre las centrales exige una configuración
diferente para optimizar la red y evitar pasar por encima de las restricciones.
Para el financiamiento lo mejor será buscar un préstamo, que para el caso estudiado,
permite una recuperación de la inversión de 3 años más temprano que con
financiamiento propio. Esto influye básicamente en la repartición de los flujos negativos
a través del tiempo y que permite un descuento menos importante, considerando que la
tasa de interés utilizada es del 2% anual.
Respecto al uso del algoritmo “Árboles de Mínima Expansión”, utilizado para elaborar
el trazado óptimo de la red de subtransmisión, éste opera de manera correcta
independiente del escenario y el punto de conexión que se considere, por lo que
minimiza cada caso independientemente, dejando el análisis comparativo bajo la
influencia de las otras variables mencionadas.
Finalmente, todo indica que la alternativa de conexión al sistema eléctrico de Chile a
través de una línea de transmisión común para varios proyectos resultaría conveniente,
82
ya que logra amortiguar los grandes costos base que una línea de este tipo significan.
Teniendo en cuenta la gran inversión en infraestructura y el retorno que ofrece el
proyecto, que permite tener ganancias después de siete años, el proyecto es bastante
atractivo, desde el punto de vista de la rentabilidad.
El análisis de estos resultados indica también que el modelo aplicado en Brasil, que se
asemeja bastante a esta propuesta, es una solución muy factible para Chile y para otros
países que presenten estructuras de agrupaciones de proyectos en cuencas u otras zonas
geográficas.
Además, este tipo de propuestas minimiza el impacto medio ambiental, al desarrollarse
sólo un proyecto que interviene el terreno.
83
Conclusiones
La experiencia internacional en relación a la conexión de nueva generación
renovable presenta variaciones principalmente explicadas por la naturaleza de los
actores y la política aplicada. En todos los países, con excepción de Costa Rica, el
financiamiento de la conexión de la central de generación corre por cuenta del
inversionista, al igual que en Chile, lo cual parece ser lo más lógico al proponerse un
mercado abierto a la inversión. Sin embargo, se ha visto como esto ha producido una
gran cantidad de limitaciones en el país, ya que muchas veces el proyecto queda
atrapado en una incertidumbre con respecto a su viabilidad y los costos que significa
construir una línea de interconexión para llegar a la red superan enormemente los
retornos de un proyecto de reducida escala. Sin embargo, este es un punto en el que no
se debería relajar los requerimientos, sino que las condiciones de conexión deben velar
por la seguridad del sistema completo y cumplir con todos los estándares necesarios,
sobre todo si se pretende una incorporación más masiva de estos sistemas. La
responsabilidad sobre estos costos ha sido en muchos países exitosamente aceptada y la
optimización y ampliación de las redes en general están a cargo de las empresas dueñas
o administradoras de éstas, lo cual parece ser lo más indicado debido a la dinámica de
este negocio.
Obstáculos en Chile y propuestas
Las limitantes se concentran sin duda en los pequeños proyectos. Probablemente, una
solución factible para Chile es fomentar procesos como el caso de Mato Grosso do Sul,
Brasil, donde muchos Pequeños Medios de Generación interactúen de manera más
cercana para proponer formas de conexión al sistema a través de infraestructura común,
ahorrando importantes costos, lo cual favorece a todos. Esto aparenta ser replicable en
Chile, debido a las condiciones similares en las que se encuentran grupos de proyectos
mini hidro en cuencas del sur o para generación solar en pequeños poblados.
La inclusión de nuevas tecnologías de generación presenta en Chile las mismas
dificultades que se han visto en otros países del mundo y que tienen que ver con la
disponibilidad del recurso. Esto es, intermitencia del viento, presencia del sol, caudales
irregulares, entre otras, lo cual incide en los costos de desarrollo de los proyectos y
genera distancias entre las factibilidades de cada uno. Es por esto que se debe apoyar el
desarrollo de cada una de las tecnologías componentes de la matriz de acuerdo a sus
84
realidades y situaciones temporales, considerando principalmente los distintos costos de
desarrollo. Relacionado a esto, se tiene en Chile a diversas instituciones orientadas a
apoyar y fomentar el interés en generación de energía de fuentes renovables. Un
ejemplo de esto es APEMEC (Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales
Hidroeléctricas). Dentro de esta institución se ha logrado grandes avances en el ámbito
del desarrollo mini hidro en Chile, convocando y asociando a socios interesados y
desarrollando mecanismos de apoyo al financiamiento, principalmente estableciendo
relaciones con bancos de Alemania y Noruega.
Tanto Apemec, como otros interesados en impulsar proyectos ERNC en Chile tienen
como desafío el poder transmitir la energía generada hacia los centros de consumo y es
en este ámbito donde la agrupación de proyectos parece ser la mejor oportunidad para
reducir el impacto económico particular que tiene esta inversión. Además este trabajo
conjunto otorgaría mayor poder de negociación de las centrales generadoras frente a los
operadores de las líneas eléctricas, quienes verían además mejores beneficios de
concretar acuerdos.
Otro punto a analizar es la similitud de Chile con Nueva Zelanda. Si bien ambos países
presentan condiciones naturales excepcionales para la generación, podría ser que el país
de Oceanía esté muy favorecido al tener una demografía más distribuida, en la cual los
centros de generación y consumo se encuentran mucho más cerca de las líneas de
transmisión de alto voltaje que en Chile, donde la electricidad viaja cientos de
kilómetros para suministrar principalmente en el centro del país. En este sentido, la
legislación chilena ha sido acertada respecto a la inclusión de PMGD´s al sistema. La
medida que autoriza a las generadoras con excedentes menores a 9 MW a conectarse a
las redes de distribución sin pasar por los sistemas de transmisión puede ser muy
conveniente para el inversionista y significar un alivio financiero. Esto además facilita
el acceso al sistema de una gran cantidad de medios ERNC que se encuentran ubicados
en zonas alejadas de grandes consumos y, por lo tanto, de grandes sistemas eléctricos.
Desafíos
Quizás el mayor escollo encontrado en el estudio del desarrollo de un proyecto de
generación ERNC es la necesidad de contar con los permisos para construir la línea de
transmisión y que ésta pase por terrenos privados. La situación actual refleja la gran
oposición por parte de los afectados a cooperar con la obtención de la servidumbre de
paso para la línea eléctrica. Este desacuerdo muchas veces es compartido con la
85
autoridad local, lo cual incide en el retraso de la resolución de las decisiones. Además,
la legislación ambiental impone requisitos que implican procesos largos y engorrosos
que, muchas veces, desvían la atención de lo que realmente tiene importancia.
En este sentido, el gran desafío, tanto para la autoridad, inversionistas y privados
afectados es buscar una manera de llegar a consenso para desarrollar un sistema
eléctrico que dé cabida a las ERNC, considerando la necesidad imperiosa de contar con
energía para el país y los beneficios que presentan estas tecnologías limpias. En
principio, hace falta un contacto más efectivo entre las partes interesadas, lo cual podría
dar un mayor dinamismo al proceso.
Para lograr esto es necesaria una acción reguladora que tenga una intervención más
directa en los procesos de obtención de permisos ambientales y servidumbres. Una
posibilidad para esto es ejercer concesiones eléctricas planificadas para proyectos de
líneas que interconecten grupos de generadoras, donde el Estado se presente como
interesado frente a los afectados, obteniendo él los permisos que luego transferiría al
generador interesado o al constructor de la línea.
Respecto a los incentivos tarifarios para las ERNC, teniendo en cuenta la naturaleza del
sistema eléctrico chileno, que presenta regulación de precios y planificación en
generación y transmisión, se puede decir que el sistema de cuotas implementado a
través de la Ley 20.257 es adecuado para el país. Si bien los niveles de penetración
propuestos y alcanzados pueden ser discutidos, la manera en que la obligación se
implementa parece ser la correcta, ya que se ofrece un ingreso extra a los generadores
ERNC, a través de un mercado secundario de “energía verde”, sin incidir directamente
en los precios finales de la energía, como si ocurre con sistemas Feed-In Tariff. Otra
ventaja de implementar el sistema de cuotas en Chile es el hecho que no interviene la
libertad de mercado vigente en el segmento generación y no atenta contra la garantía
institucional nacional de garantizar la operación más económica para el sistema
eléctrico.
Es sistema de incentivos a través de Feed-In Tariff está siendo cuestionado actualmente
en los países emblema de su implementación, como Alemania y España, debido a los
altos costos incurridos a través de la gran cantidad de subsidios entregados y tarifas muy
atractivas, principalmente para energía eólica y solar. Estos países han tenido que
rebajar estos incentivos, lo que ha provocado la pérdida de empleos y el cierre de
numerosas empresas.
86
Todo indica que, contando con una buena planificación y regulación, las empresas
seguirán valorando el contar con certificados de energía renovable dentro del libre
mercado chileno, que determina su valor de acuerdo a la demanda y oferta. Aquí es
importante, por lo tanto, definir un valor de cuota adecuado, que incentive la inversión
en ERNC a través de pagos exclusivos por este producto.
Como se menciona en este trabajo, la participación ERNC en la generación eléctrica
nacional no ha alcanzado niveles significativos todavía (3,1% del total en el SIC, de
acuerdo al CDEC-SIC). Una propuesta aplicable, y que en la práctica tendría efectos en
la cantidad de ERNC en el sistema, es el “Desafío 20-20”, que actualmente se encuentra
en proceso de evaluación para aumentar la obligación de contar con ERNC para las
empresas, para llegar a un 20% de participación en la matriz. El Gobierno anunció el
2011 que apoyará este plan e impulsará un “poderoso plan de desarrollo de energías
limpias y renovables”, para alcanzar esta meta.
Aparentemente, esto sería una medida que, de aplicarse correctamente, apoyaría la
política implementada en Chile en materia ERNC, desde el punto de vista de la
aplicabilidad, para seguir impulsando la evolución del sistema energético hacia una
matriz más limpia y eficiente.
El mundo se encuentra hoy consternado por los recientes desastres petroleros, graves
accidentes de mineros en sus faenas y alarmantes precios crecientes del petróleo y la
energía. En este contexto las ERNC se presentan como una auspiciosa alternativa para
un futuro más limpio y eficiente.
87
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90
ANEXOS
91
Anexo 1: Flujos Escenario 1.
Punto 1
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517
Flujo descontado -738.750.000 142.943.197 129.948.361 118.134.874 107.395.340 97.632.127 88.756.479 80.687.708 73.352.462
Sumas parciales -738.750.000 -595.806.803 -465.858.441 -347.723.568 -240.328.228 -142.696.101 -53.939.621 26.748.087 100.100.549
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7 8
VAN 599.901.621
Años recuperación 7
TIR 10%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517 157.237.517
73.352.462 66.684.057 60.621.870 55.110.791 50.100.719 45.546.108 41.405.553 37.641.411 34.219.465 31.108.605 28.280.550 25.709.590 23.372.355
100.100.549 166.784.606 227.406.475 282.517.266 332.617.984 378.164.092 419.569.645 457.211.056 491.430.521 522.539.126 550.819.675 576.529.266 599.901.621
Punto 2
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301
Flujo descontado -738.750.000 145.007.546 131.825.042 119.840.947 108.946.316 99.042.105 90.038.277 81.852.979 74.411.799
Sumas parciales -738.750.000 -593.742.454 -461.917.412 -342.076.465 -233.130.149 -134.088.044 -44.049.767 37.803.213 112.215.012
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7 8
VAN 619.234.082
Años recuperación 7
TIR 10%
92
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301 159.508.301
74.411.799 67.647.090 61.497.355 55.906.686 50.824.260 46.203.873 42.003.521 38.185.019 34.713.654 31.557.867 28.688.970 26.080.882 23.709.893
112.215.012 179.862.103 241.359.458 297.266.144 348.090.404 394.294.277 436.297.798 474.482.817 509.196.471 540.754.338 569.443.308 595.524.190 619.234.082
Punto 3
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119
Flujo descontado -738.750.000 145.209.199 132.008.362 120.007.602 109.097.820 99.179.837 90.163.488 81.966.807 74.515.279
Sumas parciales -738.750.000 -593.540.801 -461.532.439 -341.524.837 -232.427.017 -133.247.180 -43.083.692 38.883.115 113.398.394
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7 8
VAN 621.122.542
Años recuperación 7
TIR 10%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119 159.730.119
74.515.279 67.741.163 61.582.875 55.984.432 50.894.938 46.268.126 42.061.932 38.238.120 34.761.928 31.601.752 28.728.866 26.117.151 23.742.864
113.398.394 181.139.557 242.722.432 298.706.864 349.601.803 395.869.928 437.931.861 476.169.981 510.931.909 542.533.661 571.262.527 597.379.678 621.122.542
Punto 4
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908
Flujo descontado -738.750.000 144.995.371 131.813.974 119.830.885 108.937.168 99.033.789 90.030.718 81.846.107 74.405.552
Sumas parciales -738.750.000 -593.754.629 -461.940.655 -342.109.770 -233.172.602 -134.138.812 -44.108.094 37.738.013 112.143.564
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7 8
VAN 619.120.064
Años recuperación 7
TIR 10%
93
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908 159.494.908
74.405.552 67.641.411 61.492.192 55.901.992 50.819.993 46.199.994 41.999.994 38.181.813 34.710.739 31.555.217 28.686.561 26.078.692 23.707.902
112.143.564 179.784.975 241.277.167 297.179.159 347.999.152 394.199.146 436.199.140 474.380.953 509.091.692 540.646.909 569.333.470 595.412.162 619.120.064
Punto 5
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504
Flujo descontado -738.750.000 148.329.549 134.845.044 122.586.404 111.442.185 101.311.078 92.100.980 83.728.163 76.116.512
Sumas parciales -738.750.000 -590.420.451 -455.575.407 -332.989.003 -221.546.817 -120.235.739 -28.134.760 55.593.404 131.709.916
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7 8
VAN 650.344.372
Años recuperación 7
TIR 11%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504 163.162.504
76.116.512 69.196.829 62.906.208 57.187.462 51.988.602 47.262.365 42.965.787 39.059.806 35.508.915 32.280.832 29.346.210 26.678.373 24.253.067
131.709.916 200.906.745 263.812.953 321.000.416 372.989.018 420.251.383 463.217.170 502.276.976 537.785.891 570.066.722 599.412.933 626.091.306 650.344.372
94
Punto 7
Año 0 1 2 3 4 5 6 7
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463
Flujo descontado -738.750.000 144.050.421 130.954.928 119.049.934 108.227.213 98.388.375 89.443.978 81.312.707
Sumas parciales -738.750.000 -594.699.579 -463.744.652 -344.694.717 -236.467.504 -138.079.129 -48.635.151 32.677.556
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7
VAN 610.270.678
Años recuperación 7
TIR 10%
Punto 6
Año 0 1 2 3 4 5 6 7
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898
Flujo descontado -738.750.000 149.200.816 135.637.105 123.306.460 112.096.781 101.906.165 92.641.968 84.219.971
Sumas parciales -738.750.000 -589.549.184 -453.912.079 -330.605.619 -218.508.838 -116.602.673 -23.960.705 60.259.266
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7
VAN 658.503.720
Años recuperación 7
TIR 11%
7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898 164.120.898
84.219.971 76.563.610 69.603.282 63.275.711 57.523.373 52.293.976 47.539.978 43.218.162 39.289.238 35.717.489 32.470.445 29.518.586 26.835.078 24.395.526
60.259.266 136.822.876 206.426.158 269.701.869 327.225.242 379.519.218 427.059.196 470.277.358 509.566.596 545.284.085 577.754.530 607.273.116 634.108.194 658.503.720
95
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463 158.455.463
73.920.643 67.200.584 61.091.440 55.537.673 50.488.794 45.898.903 41.726.276 37.932.978 34.484.525 31.349.569 28.499.608 25.908.734 23.553.395
106.598.199 173.798.783 234.890.223 290.427.896 340.916.690 386.815.593 428.541.869 466.474.847 500.959.372 532.308.941 560.808.548 586.717.283 610.270.678
Centro Gravedad
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517
Inversión -738.750.000 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo caja -738.750.000 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603
Flujo descontado -738.750.000 148.842.366 135.311.242 123.010.220 111.827.473 101.661.339 92.419.399 84.017.635 76.379.669
Sumas parciales -738.750.000 -589.907.634 -454.596.392 -331.586.171 -219.758.699 -118.097.360 -25.677.961 58.339.675 134.719.343
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 7 8
VAN 655.146.867
Años recuperación 7
TIR 11%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603 163.726.603
76.379.669 69.436.062 63.123.693 57.385.176 52.168.341 47.425.765 43.114.332 39.194.847 35.631.679 32.392.436 29.447.669 26.770.608 24.336.916
134.719.343 204.155.406 267.279.099 324.664.274 376.832.616 424.258.381 467.372.712 506.567.559 542.199.239 574.591.674 604.039.343 630.809.951 655.146.867
96
Anexo 2: Flujos Escenario 2
Punto 1
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 138.399.392 138.022.630 137.638.332 137.246.348 136.846.525 136.438.705 136.022.729 135.598.433
Flujo descontado -369.375.000 125.817.629 114.068.289 103.409.716 93.741.102 84.970.925 77.016.092 69.801.167 63.257.670
Sumas parciales -369.375.000 -243.557.371 -129.489.082 -26.079.366 67.661.736 152.632.662 229.648.754 299.449.921 362.707.591
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 785.811.324
Años recuperación 4
TIR 25%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603 -8.431.603
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
135.598.433 135.165.651 134.724.214 134.273.948 133.814.676 133.346.220 132.868.394 132.381.011 131.883.881 131.376.808 130.859.594 130.332.036 129.793.926
63.257.670 57.323.431 51.942.017 47.062.200 42.637.480 38.625.650 34.988.401 31.690.962 28.701.775 25.992.201 23.536.248 21.310.329 19.293.040
362.707.591 420.031.021 471.973.038 519.035.238 561.672.717 600.298.367 635.286.768 666.977.730 695.679.505 721.671.706 745.207.954 766.518.283 785.811.324
Punto 2
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 140.670.176 140.293.413 139.909.115 139.517.132 139.117.308 138.709.489 138.293.512 137.869.217
Flujo descontado -369.375.000 127.881.978 115.944.970 105.115.789 95.292.078 86.380.903 78.297.890 70.966.439 64.317.007
Sumas parciales -369.375.000 -241.493.022 -125.548.052 -20.432.263 74.859.815 161.240.718 239.538.608 310.505.047 374.822.054
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 805.143.785
Años recuperación 4
TIR 25%
97
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819 -6.160.819
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
137.869.217 137.436.435 136.994.998 136.544.731 136.085.460 135.617.003 135.139.177 134.651.795 134.154.665 133.647.592 133.130.378 132.602.819 132.064.710
64.317.007 58.286.465 52.817.502 47.858.095 43.361.021 39.283.415 35.586.369 32.234.569 29.195.964 26.441.464 23.944.669 21.681.621 19.630.578
374.822.054 433.108.519 485.926.021 533.784.116 577.145.137 616.428.553 652.014.922 684.249.491 713.445.454 739.886.918 763.831.587 785.513.207 805.143.785
Punto 3
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 140.891.994 140.515.231 140.130.933 139.738.950 139.339.126 138.931.306 138.515.330 138.091.034
Flujo descontado -369.375.000 128.083.630 116.128.290 105.282.444 95.443.583 86.518.635 78.423.101 71.080.266 64.420.487
Sumas parciales -369.375.000 -241.291.370 -125.163.079 -19.880.635 75.562.948 162.081.582 240.504.683 311.584.949 376.005.436
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 807.032.245
Años recuperación 4
TIR 25%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001 -5.939.001
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
138.091.034 137.658.253 137.216.815 136.766.549 136.307.278 135.838.821 135.360.995 134.873.613 134.376.483 133.869.410 133.352.196 132.824.637 132.286.528
64.420.487 58.380.537 52.903.022 47.935.841 43.431.699 39.347.668 35.644.781 32.287.671 29.244.238 26.485.349 23.984.565 21.717.890 19.663.549
376.005.436 434.385.973 487.288.995 535.224.836 578.656.536 618.004.203 653.648.984 685.936.655 715.180.892 741.666.241 765.650.806 787.368.696 807.032.245
Punto 4
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 140.656.783 140.280.021 139.895.723 139.503.739 139.103.916 138.696.096 138.280.120 137.855.824
Flujo descontado -369.375.000 127.869.803 115.933.901 105.105.727 95.282.931 86.372.587 78.290.330 70.959.566 64.310.759
Sumas parciales -369.375.000 -241.505.197 -125.571.296 -20.465.568 74.817.363 161.189.950 239.480.281 310.439.847 374.750.606
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 805.029.767
Años recuperación 4
TIR 25%
98
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212 -6.174.212
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
137.855.824 137.423.042 136.981.605 136.531.339 136.072.068 135.603.611 135.125.785 134.638.402 134.141.272 133.634.200 133.116.985 132.589.427 132.051.317
64.310.759 58.280.785 52.812.339 47.853.401 43.356.754 39.279.536 35.582.842 32.231.363 29.193.049 26.438.814 23.942.260 21.679.431 19.628.587
374.750.606 433.031.391 485.843.729 533.697.131 577.053.885 616.333.421 651.916.263 684.147.626 713.340.675 739.779.489 763.721.749 785.401.180 805.029.767
Punto 5
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 144.324.379 143.947.616 143.563.319 143.171.335 142.771.511 142.363.692 141.947.715 141.523.420
Flujo descontado -369.375.000 131.203.981 118.964.972 107.861.246 97.787.948 88.649.876 80.360.592 72.841.622 66.021.720
Sumas parciales -369.375.000 -238.171.019 -119.206.047 -11.344.801 86.443.147 175.093.023 255.453.615 328.295.238 394.316.957
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 836.254.075
Años recuperación 4
TIR 26%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616 -2.506.616
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
141.523.420 141.090.638 140.649.201 140.198.934 139.739.663 139.271.206 138.793.380 138.305.998 137.808.868 137.301.795 136.784.581 136.257.022 135.718.913
66.021.720 59.836.203 54.226.355 49.138.871 44.525.363 40.341.908 36.548.635 33.109.356 29.991.225 27.164.428 24.601.909 22.279.112 20.173.752
394.316.957 454.153.161 508.379.516 557.518.388 602.043.751 642.385.658 678.934.293 712.043.649 742.034.874 769.199.302 793.801.212 816.080.324 836.254.075
99
Punto 6
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 145.282.773 144.906.010 144.521.712 144.129.729 143.729.905 143.322.085 142.906.109 142.481.813
Flujo descontado -369.375.000 132.075.248 119.757.033 108.581.302 98.442.544 89.244.963 80.901.581 73.333.430 66.468.818
Sumas parciales -369.375.000 -237.299.752 -117.542.719 -8.961.417 89.481.127 178.726.090 259.627.670 332.961.100 399.429.918
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 844.413.422
Años recuperación 4
TIR 26%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222 -1.548.222
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
142.481.813 142.049.032 141.607.594 141.157.328 140.698.057 140.229.600 139.751.774 139.264.392 138.767.262 138.260.189 137.742.975 137.215.416 136.677.307
66.468.818 60.242.656 54.595.858 49.474.782 44.830.737 40.619.520 36.801.010 33.338.788 30.199.799 27.354.041 24.774.285 22.435.817 20.316.211
399.429.918 459.672.574 514.268.432 563.743.214 608.573.951 649.193.471 685.994.481 719.333.269 749.533.069 776.887.110 801.661.395 824.097.212 844.413.422
Punto 7
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 139.617.338 139.240.575 138.856.277 138.464.294 138.064.470 137.656.650 137.240.674 136.816.378
Flujo descontado -369.375.000 126.924.852 115.074.855 104.324.776 94.572.976 85.727.174 77.703.590 70.426.166 63.825.850
Sumas parciales -369.375.000 -242.450.148 -127.375.292 -23.050.516 71.522.460 157.249.633 234.953.224 305.379.390 369.205.240
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 796.180.380
Años recuperación 4
TIR 25%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657 -7.213.657
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
136.816.378 136.383.597 135.942.159 135.491.893 135.032.622 134.564.165 134.086.339 133.598.957 133.101.827 132.594.754 132.077.540 131.549.981 131.011.872
63.825.850 57.839.959 52.411.587 47.489.082 43.025.555 38.978.445 35.309.124 31.982.528 28.966.835 26.233.165 23.755.306 21.509.473 19.474.080
369.205.240 427.045.199 479.456.786 526.945.868 569.971.423 608.949.868 644.258.992 676.241.520 705.208.356 731.441.521 755.196.827 776.706.301 796.180.380
100
Centro Gravedad
Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ingresos 0 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
Pérdidas 0 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517
Inversión -369.375.000 -18.838.125 -19.214.888 -19.599.185 -19.991.169 -20.390.992 -20.798.812 -21.214.788 -21.639.084
Flujo caja -369.375.000 144.888.478 144.511.715 144.127.418 143.735.434 143.335.611 142.927.791 142.511.815 142.087.519
Flujo descontado -369.375.000 131.716.798 119.431.170 108.285.062 98.173.235 89.000.137 80.679.012 73.131.095 66.284.876
Sumas parciales -369.375.000 -237.658.202 -118.227.032 -9.941.970 88.231.266 177.231.403 257.910.414 331.041.509 397.326.385
1000 1000 1000 1000 4 5 6 7 8
VAN 841.056.570
Años recuperación 4
TIR 26%
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120
-1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517 -1.942.517
-21.639.084 -22.071.866 -22.513.303 -22.963.569 -23.422.841 -23.891.297 -24.369.123 -24.856.506 -25.353.636 -25.860.709 -26.377.923 -26.905.481 -27.443.591
142.087.519 141.654.737 141.213.300 140.763.034 140.303.762 139.835.306 139.357.480 138.870.097 138.372.967 137.865.894 137.348.680 136.821.122 136.283.012
66.284.876 60.075.437 54.443.840 49.336.585 44.705.103 40.505.307 36.697.180 33.244.397 30.113.989 27.276.032 24.703.367 22.371.347 20.257.601
397.326.385 457.401.822 511.845.662 561.182.246 605.887.349 646.392.656 683.089.836 716.334.233 746.448.222 773.724.254 798.427.622 820.798.968 841.056.570
101