PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE 

TAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ESCUELA DE INGENIERÍA – DEPAR

IEE3372 MERCADOS ELÉCTRICOS 

 

 

 

 

 

Evaluación comparativa de centrales de generación de energías renovables mediante la aplicación de la nueva ley de energías renovables recientemente 

aprobada en Chile 

 

 

 

 

 

ías                                                                            Integrantes:        Hernaldo Sald                                                                                                           Hernán Ulloa  

                                                                           Profesor:              Hugh Rudnick                                                                            Ingeniero Guía:  Eduardo Recordón  

 

 

25 de Mayo de 2008 

 Índice 1.  Introducción                        2 2.  ¿Qué se entiende por energías renovables no convencionales?          3 3.  Breve descripción del mercado eléctrico chileno y el contexto en que surge la ley que fomenta       5 

las energías renovables no convencionales (19.657). 4.   Descripción de la nueva ley de energías renovables recientemente aprobada en Chile      9 5.     Incentivos para la generación de energías renovables no convencionales en otros países                11 

5.1  Caso Alemán                                                           12 5.1.1  Antecedentes                                                                       12 5.1.2  Forma de cálculo de tarifas                                                     13 

5.2  Caso Español                                                                                       13 5.2.1  Antecedentes                                                                                     14 5.2.2  Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007                                   14 

5.3  Caso Australiano                                                                                       15 5.2.1  Antecedentes                                                                                                   16 5.2.2  Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007                                   16 

5.4  Caso Brasileño                                                                                                     17 6.  Análisis de créditos y fondos de ayuda destinados a fomentar la participación de privados              19 

y particulares en proyectos de ERNC en sus etapas de desarrollo 6.1  Fondos de Prospección y materialización en Regiones                   19 6.2  Programa de Proyectos de Pre inversión para la Región Metropolitana                 19 6.3  Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)                                     20 

7.   Dimensionamiento del mercado eléctrico de ERNC que podría establecerse en Chile  debido a       21  la aplicación de la nueva ley. 

8.  Descripción de las principales tecnologías de ERNC existentes e incluidas en la nueva ley.                23 8.1  Energía Eólica                                                                                                     23 

8.1.1  Ventajas de la energía eólica:                                                                                 24 8.1.2  Desventajas de la energía Eólica:                                                                                 24 

8.2  Energía de pequeñas centrales hidráulicas                                                                        26 8.2.1  Ventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala                                 27 8.2.2  Desventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala                                 27 

8.3  Energía a partir de la Biomasa                                                                                   28 8.3.1  Ventajas de la energía a partir de la biomasa                                   28 8.3.2  Desventajas de la energía a partir de la biomasa                                   29 

8.4  Energía Geotérmica                                                                       29 8.4.1  Ventajas de la energía geotérmica                                                                   31 8.4.2  Desventajas de la energía geotérmica                                                   31 

8.5  Energía Solar                                                                                                                   31 8.5.1  Funcionamiento de los sistemas de energía fotovoltaica                                  32 8.5.2  Ventajas de la energía solar fotovoltaica                                                   34 8.5.3  Desventajas de la energía solar fotovoltaica                                                   34 

8.6  Energía mareomotriz                                                                                     34 8.6.1  Ventajas de la energía mareomotriz                                                   38 8.6.2  Desventajas de la energía mareomotriz                                                   38 

8.7  Costos  y factor de planta por tecnología de ERNC.                                                                 38 9.   Breve evaluación económica y determinación de viabilidad de las distintas tecnologías de              39 

 ERNC para el caso Chileno con la nueva ley de energías renovables. Análisis comparativo. 9.1   Sensibilidad de los resultados                                                                                   42 

9.1.1 Variación del precio a largo plazo de la energía                                                 42 9.1.2  Variación de los costos de inversión                                                   42 9.1.3  Variación del retorno de la inversión                                                   43 

10.   Conclusiones                                                                                                       44 11.  Bibliografía                                                                                         47 

1  

1.  Introducción 

El día 1 de abril del año 2008 fue publicada en el diario oficial la ley 20.257 que tiene por objetivo dar  un  real  incentivo  a  la  implementación  de  energías  renovables  en  el  país.  Esta  ley  surgió después de que las leyes corta I y II demostraran ser insuficientes para lograr este objetivo.   

La ley más que un incentivo se plantea como una obligación para los generadores de acreditar que un cierto porcentaje, que aumenta progresivamente hasta alcanzar un 10% el 2024, de la energía generada  en  el  país  provenga  de medios  de  generación  de  energía  renovable  no  convencional estableciendo multas en caso de no cumplirlo. 

La  ley surge en medio de un escenario de escasez energética, en donde quedó demostrada una vez  más  nuestra  excesiva  dependencia  de  las  centrales  hidroeléctricas,  y  del  mercado internacional de los hidrocarburos. Lo anterior provocó que el precio de la energía eléctrica llegara a valores altísimos debido al alto precio del petróleo. 

Esta  ley,  surgida  como  una  decisión  política  del  ejecutivo,  tiene  además  como  objetivo  el diversificar  la matriz energética del país, de modo tal que no dependamos tanto en el futuro del precio del petróleo y de la hidrología. 

Naturalmente surge  la  inquietud acerca de si esta  ley es  realmente suficiente para  fomentar  las ERNC y diversificar nuestra matriz energética y el  impacto que tendrá sobre el mercado eléctrico chileno. 

Para  responder  a  estas  interrogantes  se  estudiará  en  el  presente  trabajo  el  impacto  que  esta nueva ley de fomento a las energías renovables podría tener en la posibilidad de que los proyectos de ERNC se ejecuten en nuestro país y puedan ser una real contribución a  la diversificación de  la matriz energética.  

Para ello  se  realizará una evaluación  comparativa,  tanto  cualitativa como  cuantitativa, entre  las distintas tecnologías ERNC existentes incluidas en la ley señalada, con el fin de determinar cuáles tecnologías son económicamente viables a largo plazo dado el nuevo marco legal.  

Además se estudiará si con el actual marco  legal, más  la nueva  ley,  los fondos y mecanismos de incentivo  existentes,  existe  una  opción  real  de  que  se  abra  un  nuevo mercado  al  que  puedan ingresar empresas distintas de las que tienen el actual control del mercado eléctrico chileno. 

Primero se revisará brevemente los contenidos de la ley y los mecanismos de ayuda existentes, en una sección posterior se estimará la dimensión del nuevo mercado que esta ley genera, para luego describir brevemente las tecnologías que se incluyen en la ley. En la segunda parte del documento se realiza un análisis simple de la rentabilidad de cada tecnología considerando costos medios de cada  tecnología  sin ningún apoyo, para  luego ver cuál es el  impacto de  los MDL y  la nueva  ley. Luego  se  realizará  un  análisis  de  sensibilidades  variando  ciertas  variables  y  así  concluir  cuales tecnologías son beneficiadas realmente. 

2  

2.  ¿Qué se entiende por energías renovables no convencionales? 

Una de  las definiciones más precisas de energía  renovable nos   dice que estas  corresponden a “cualquier energía que es regenerada en un corto periodo de tiempo y obtenida directamente del Sol  (como  termal,  fotoquímica  o  fotoeléctrica),  indirectamente  del  Sol  (como  el  viento, hidroeléctrica, energía fotosintética obtenida de la biomasa) o por algún otro movimiento natural y mecanismos del ambiente (como geotérmica o de mareas). Las energías renovables no incluyen las derivadas de  combustibles  fósiles, de desechos de  combustibles  fósiles o de desechos de origen inorgánico.”  1 

Como  se  refleja en  la definición anterior  las energías  renovables  se  caracterizan porque en  sus procesos de  transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana.  

Normalmente las energías renovables se clasifican en convencionales y no convencionales .Dentro de las convencionales, la más difundida es la hidráulica a gran escala.  

La nueva ley de fomento  las ERNC define como medio de generación renovable no convencional a  los que presentan cualquiera de las siguientes características:  

− Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, correspondiente a la obtenida de materia orgánica  y biodegradable,  la que puede  ser usada directamente como combustible o convertida en otros biocombustibles  líquidos, sólidos o gaseosos. Se entenderá  incluida  la  fracción  biodegradable  de  los  residuos  sólidos  domiciliarios  y  no domiciliarios. 

− Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima sea inferior a 20 MW.2 

− Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose por tal la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra. 

− Aquellos  cuya  fuente de  energía primaria  sea  la energía  solar, obtenida de  la  radiación solar. 

− Aquellos  cuya  fuente  de  energía  primaria  sea  la  energía  eólica,  correspondiente  a  la energía cinética del viento. 

− Aquellos cuya fuente de energía primaria sea  la energía de  los mares, correspondiente a toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente térmico de los mares. 

− Otros medios de  generación determinados  fundadamente por  la Comisión, que utilicen energías  renovables  para  la  generación  de  electricidad,  contribuyan  a  diversificar  las fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y causen un bajo impacto 

                                                            1 Asociación de Industrias de Energía Renovable de Texas (TREIA). 2 También se incluyen las centrales hidroeléctricas con potencia instalada de entre 20 y 40 MW, en este caso, el incentivo a las energías renovables se otorgará en forma proporcional y descendente según los MW instalados. 

3  

ambiental,  conforme  a  los procedimientos que  establezca  el  reglamento. Aún no  se ha establecido con claridad a qué tipo de centrales apunta esta parte de  la Ley de Energías Renovables, pero se estima que su análisis sería caso a caso en el caso de fuentes que no sean las señaladas específicamente por la ley. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4  

3.  Breve descripción del mercado eléctrico chileno y el contexto en que  surge  la  ley que fomenta las energías renovables no convencionales (19.657). 

El mercado  eléctrico  chileno  fue  reestructurado profundamente  en  la década de  los  80  siendo liberalizado  de manera  pionera  a  nivel mundial.  En  1982 mediante  la  Ley General  de  Servicios Eléctricos  (DFL1)  se  eliminó  la  integración  vertical  de  los  tres  principales  segmentos  del  sector permitiéndose el  ingreso de privados en generación eléctrica, transmisión y distribución. El DFL1 desintegró  estos  sectores  y  definió  la  transmisión  y  la  distribución  eléctricas  como  actividades reguladas,  dadas  las  condiciones  naturales  de  economías  de  escala  y  geográficas  que  ambas poseen, junto con dejar abierto a la libre competencia el mercado de generación eléctrica. 

El mercado de generación opera bajo despacho económico con tarificación marginalista, donde los medios de generación que  tienen menores costos variables de generación son  los primeros que producen energía, hasta llenar la curva diaria de despacho según el requerimiento de demanda. En este mercado  los  privados  tienen  control  absoluto  sobre  las  tecnologías  a  usar,  tamaño  de  las centrales, ubicación geográfica de los medios de generación y fechas de entrada, etc. El estado se limita a ejercer una función reguladora y fiscalizadora  junto con desarrollar planes  indicativos de expansión  del  sector.  La  base  de  la  competencia  en  el  sector  generación  la  constituye  el  libre acceso  a  la  red  de  transmisión  troncal  bajo  condiciones  no  discriminatorias,  lo  que  permite  al generador acceder al mercado de contratos de venta de energía y mercado spot. 

El  sector eléctrico  chileno  se distribuye  geográficamente en 4  sistemas. En  el norte, el  Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) abastece principalmente a la gran minería y es un sistema fundamentalmente  térmico  (99%).  En  la  zona  central  se  encuentra  el  Sistema  Interconectado Central  (SIC)  que  abastece  al  90%  de  la  población  y  es  un  sistema  basado  tanto  en  energía hidráulica (60%) como en energía térmica (40%). En la zona austral del país nos encontramos con dos sistemas pequeños y aislados;   el sistema de Aysén, que combina energía térmica (41%) con energía hidráulica y eólica (59%),  y el sistema de Magallanes, que es completamente térmico pues usa las reservas locales de gas natural para generar energía. El SIC y el SING agrupan el 99% de la potencia  instalada en el país  siendo por  lejos  los  sistemas más  relevantes del  sistema eléctrico chileno. 

 

Figura 1: Comparación generación convencional con generación ERNC 2005 (CNE). 

5  

Actualmente  el  mercado  eléctrico  chileno  presenta  un  crecimiento  anual  de  la  demanda  de energía de entre un 6% y un 7%, con un 5 a 6 % esperado de crecimiento a largo plazo.  

La capacidad instalada en Chile al año 2007  llegó a 12.847 MW. mientras que la generación anual bruta fue de 55.912 GWh. 

 

Figura 2: Evolución anual del consumo eléctrico y su tasa de crecimiento.  

Este gran crecimiento del consumo eléctrico en chile no tuvo como contraparte un aumento en la capacidad de abastecimiento eléctrico de  los sistemas  interconectados durante  la última década, debido a la baja señal de precio derivada del uso del gas natural argentino, el cual era exportado a un precio relativo bajo comparado con otras alternativas de generación, tales como el carbón. Lo anterior,  unido  a  las  cada  vez más  importantes  restricciones  de  gas  natural  importado  desde Argentina y a las condiciones de hidrología seca de los últimos años, ha llevado a la utilización de diesel  como  combustible principal para  generar  electricidad mientras que  todas  las  inversiones futuras apuntan a centrales de carbón principalmente. En la figura 3 vemos como la generación en base  a  carbón  y  especialmente  a  diesel  ha  aumentado  considerablemente,  mientras  que  ha disminuido la generación hidráulica y de gas natural. 

 

0

5000

10000

15000

20000

25000

Pasada Embalse Carbón Gas Natural Diesel Otro

GWh

2006

2007

Figura 3: Generación por tipo de energía primaria. 

Esto último ha redundado en un altísimo precio de  la energía alcanzando este 260 US$/MWh en marzo del 2008 (costo marginal). 

6  

 

Figura 4: Costo marginal y precio de nudo (SIC). 

A lo anterior debemos sumar el hecho de que el país se encuentra actualmente en sequía  lo que nos  ha  llevado  a  una  profunda  estrechez  energética,  incluso  llegándose  a  estar  cerca  de racionamiento eléctrico, lo que ha desnudado las fallas de nuestro sistema. 

Finalmente también hay que considerar que Chile importa la mayor parte del carbón y diesel que utiliza lo que  nos lleva a depender en un 70% de fuentes externas para generar nuestra energía. 

Dada  esta  situación  el  gobierno  ha  decidido  dar  un  impulso  a  la  diversificación  de  la matriz energética  del  país,  teniendo  como  uno  de  sus  pilares  la  inclusión  de  generación  de  energía mediante  medios  renovables  no  convencionales.  Las  ERNC  tienen  la  ventaja  de  que  son autóctonas  por  lo  que  contribuyen  a  la  seguridad  del  suministro  evitando  la  dependencia  de importaciones  del  exterior,  aumentan  la  diversidad  de  nuestra  matriz  energética  y  al  mismo tiempo  generan  impactos  ambientales  significativamente  inferiores  que  las  fuentes convencionales de energía, entregando sustentabilidad ambiental a las políticas energéticas. 

La  generación mediante  ERNC  en  Chile  posee  un  escaso  desarrollo  teniendo  una  participación cercana al 3% siendo esta muy marginal. A Junio del 2007 la capacidad instalada total era de 327 MW. 

 

58%

1%

41%

Biomasa Eólica Mini Hidro

Figura 5: Capacidad instalada ERNC en Chile Junio 2007  (CNE). 

7  

El  potencial  de  generación mediante  ERNC  no  se  ha  estudiado  en  detalle.  Estimaciones muy gruesas por parte de  la CNE cifran el potencial de  la energía geotérmica en miles de MW (1200 ‐ 8000),  el potencial  eólico  en miles de MW  (5000 o  +),  el mini hidráulico  en miles de MW  y  la biomasa en cientos de MW.   

Dentro de este marco y con el propósito de incentivar el uso de medios de generación de energía renovable  no  convencional    se  ha  promulgado  la  ley  que  busca  incentivar  las  inversiones  en proyectos de ERNC.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8  

4.   Descripción de la nueva ley de energías renovables recientemente aprobada en Chile 

La nueva ley de fomento a las energías renovales no convencionales aprobada en Chile exige que a partir del año 2010 las empresas generadoras de nuestro país con capacidad instalada superior a 200 MW deberán acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año haya sido inyectada por medios de generación renovable no convencional, pudiendo ser estos medios propios o contratados. 

Esta obligación será aplicada de manera gradual siendo de un 5%   para  los años 2010 a 2014, y aumentándose anualmente un  0,5% a partir del año 2015 para alcanzar así el 10% previsto en el año 2024. Es importante recalcar que este aumento progresivo no aplica respecto de los retiros de energía asociados al suministro de empresas de distribución eléctrica para satisfacer consumos de clientes regulados, a quienes se les exigirá cumplir con el 10% a partir del 2010. 

La  ley  permite  que  una  empresa  eléctrica  traspase  sus  excedentes  a  otra  empresa  eléctrica, pudiendo  realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos. 

El cargo asociado al no cumplimiento de la obligación dictada por ley será de de 0,4 UTM por cada MW/hora de déficit respecto de su obligación. En caso de que dentro de los tres años siguientes a un incumplimiento la empresa volviese a no cumplir lo exigido el cargo aumentará a 0,6 UTM por cada MW/hora de déficit. Al valor del  tipo de  cambio actual  (cerca de $ 450 por dólar) y de  la UTM, este  cargo de 0,4 UTM  implica un valor de aproximadamente 30 US$ por cada MW/h de déficit.  Si  este  valor  lo  comparamos  con  los precios de nudo de  energía  actualmente  vigentes, alrededor de 80 US$ por MWh, tenemos que el valor de este recargo asciende a casi un 40% por sobre el precio de venta de energía a empresas distribuidoras.   

Para cumplir con lo señalado anteriormente las empresas pueden ocupar cualquiera de los medios de generación renovable no convencional incluidos en la ley y que se encuentran detallados en la primera parte de este trabajo como también con: 

‐ las  inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima (PM) sea 

igual o inferior a 40 MW, las que se corregirán por un factor proporcional igual a  

FP = 1 ‐ ((PM – 20 MW)/20 MW) 

‐ instalaciones de cogeneración eficiente en donde  se genera energía eléctrica y calor en un 

solo proceso de  elevado  rendimiento  energético  cuya potencia máxima  suministrada  al 

sistema sea inferior a 20 MW. 

‐ medios de generación renovables no convencionales, que encontrándose interconectados 

a  los  sistemas eléctricos  con anterioridad al 1 de enero del 2007 amplíen  su  capacidad 

instalada  de  generación  con  posterioridad  a  dicha  fecha  y  conserven  su  condición  de 

medio  de  generación  renovable  no  convencional  una  vez  ejecutada  la  ampliación.  Las 

inyecciones provenientes se corregirán por un factor proporcional igual a FP = PA / PM , 

9  

donde    PA = potencia adicionada con posterioridad al 1 de enero del 2007 

               PM =  potencia máxima del medio de generación luego de la ampliación. 

Finalmente es importante destacar que las empresas eléctricas deberán acreditar que, a lo menos el cincuenta por ciento del aumento progresivo de 0,5% anual de  la obligación ha sido cumplido con  inyecciones  de  energía  de  medios  propios  o  contratados,  elegidas  mediante  un  proceso competitivo, transparente y que no implique una discriminación arbitraria. 

La obligación de esta ley estará vigente a partir del 1 de enero de 2010, se extenderá por 25 años y será aplicable a los contratos de energía firmados a partir del 31 de agosto de 2007.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10  

5.     Incentivos  a  la  generación mediante  energías  renovables no  convencionales  en otros países  Existen  Principalmente  dos  tipos  de  incentivos  utilizados  en  otros  países  para  estimular  la instalación de centrales generadoras con tecnologías que utilicen energías renovables.Por un lado existe  la modalidad  implementada en Alemania  y España, que es un  sistema de mínimo precio (Feed‐in) y por otro lado está el modelo implementado en Inglaterra y Australia, llamado sistema de  certificados  verdes  (Quota  system).  Actualmente  en  Europa  se  ha  implantado mayoritariamente el modelo de mínimo precio, como se puede ver en la figura 6. 

 

Figura 6: Incentivos para las ERNC en Europa 

El modelo “Feed‐in Tariff” incentiva la instalación de nuevos generadores de energías renovables, conectando  por  obligación  a  toda  empresa  generadora  de  ERNC  que  lo  requiera  a  la  red  de distribución y se obliga a los distribuidores a comprarle todo su excedente de energía. 

Además la autoridad fija un precio a cada tipo de tecnología para la energía de estos generadores. El precio fijado permite al generador financiarse y obtener un margen económico preestablecido, con un  riesgo  considerablemente acotado. Dado que  los  costos de este  tipo de generación  son mayores, estos se distribuyen entre todos los consumidores finales, de manera de no perjudicar a los  consumidores presentes en áreas geográficas  “privilegiadas” para  la  instalación de  centrales generadoras de  ERNC. 

El  sistema  de  cuotas,  obliga  a  los  comercializadores  a  que  un  cierto  porcentaje  de  su  energía provenga de Energías renovables no convencionales. Además de esto se utilizan  los “Certificados de  Energía  Renovable”  (CER).  Cada  certificado,  tiene  derecho  a  vender  los  CER  equivalentes  a 1MWh  generado,  a  los  comercializadores. Además  la  autoridad  fija  el  costo  de multa  para  los comercializadores que no cumplan con la cuota de compra a generación con energía renovable. 

Como  se  puede  sospechar,  luego,  los  costos  de  los  Certificados  son  traspasados  a  los consumidores  finales.  Este  sistema  produce  gran  incertidumbre  en  los  precios  pagados  a  los generadores de energías renovables, debido principalmente a la fluctuación aleatoria del precio de 

11  

los CER, haciendo difícil encontrar financiamiento para los proyectos. A continuación se muestra la forma de aplicación en distintos países de las tendencias anteriormente explicadas. 

5.1  Caso Alemán 

Alemania  es  actualmente  el  país  que  posee  la mayor  cantidad  de  potencia  eléctrica  instalada proveniente de energía eólica del mundo. Además de esto tenemos que Alemania cuenta con una de  las más altas  tasas de crecimiento de  instalación de energías  renovables. Todo esto nos dice que  Alemania  se  puede  considerar  como  uno  de  los  países  líderes  en  la  implementación  de energías renovables en el mundo. 

La meta que se han impuesto las autoridades alemanas es que, para el año 2010, la participación de  energías renovables instaladas sea al menos de un 12.5% y para el año 2020 sea de al menos de 20%. A enero del 2007 la tasa de participación de energías renovables en el sistema alemán es de 11.6%. 

En  la  figura 7  vemos un gráfico que  ilustra  la participación de  las distintas  fuentes de energías renovables en Alemania en TWh. 

 

Figura 7: Fuentes de energía renovable en Alemania (2006). 

5.1.1  Antecedentes 

Alemania,  en  el  año  1991,  regula  por  primera  vez  la  conexión  y  remuneración  de  las  energías renovables mediante una Ley de Abastecimiento Energético. Con esta ley se obliga al operador de la red a comprar toda la energía renovable producida en el sistema. Como estas fuentes son más costosas que las convencionales, el operador paga un sobreprecio que es fijado por la autoridad. A estas tarifas se les llamaron “Feed‐in Tariff”. 

En  el  año  2000  la  ley  de  abastecimiento  energético  es  reemplazada  por  una  ley  de  energías renovables  que  contiene  un  nuevo mecanismo  de  apoyo  a  las  energías  renovables.  El  objetivo  

12  

principal de esta modificación es  lograr complementar el desarrollo energético con  la protección del medio ambiente. A continuación se presentarán los alcances de esta ley. 

5.1.2  Forma de cálculo de tarifas 

Las leyes alemanas fijan el precio de la energía para los distintos tipos de generadores de energías renovables. Dadas  las grandes diferencias de  costos entre  las distintas  tecnologías, estas  tarifas son calculadas de manera  independiente para cada una de  las  tecnologías que utilizan energías renovables.  Las  tarifas  son  diferenciadas  sin  considerar  bonos  adicionales,  según  los  costos  de instalación, operación y mantenimiento de cada una de estas tecnologías 

Los  factores  considerados  en  el  cálculo  de  tarifas  para  generadores  que  utilizan  energías renovables, se pueden ver a continuación. 

‐ Costos  de  inversión:  incluye  el  valor  del  terreno,  compra  de maquinarias,  valor  de  la instalación del generador, obras civiles, etc. 

‐ Costos  de  operación:  incluye  el  costo  del  combustible  en  el  caso  de  generadores  que utilizan biomasa o biogás, costo financiero del capital  invertido, vida útil del generador y además incluye la utilidad para el dueño de los generadores.  

5.2  Caso Español 

Junto  con  Alemania  tenemos  que  España  es  otro  de  los  países  líderes  en  la  instalación  de generadores  a  base  de  energías  renovables.  Actualmente  ocupa  el  segundo  lugar,  después  de Alemania, en  la  instalación de generadores eólicos. En España  la generación de electricidad con energías renovables tienen una gran participación en la matriz energética alcanzando para el año 2006 el 19.13% del total de la energía consumida, esto se puede apreciar en la figura 8.  

Las  autoridades  se  han  propuesto  la meta  de  que  para  el  año  2010  el  30%  de  la  producción energética provenga de energías renovables. 

0

5

10

15

20

25

 

Figura 8: Participación de las ERNC en la generación eléctrica de España (2006) 

13  

5.2.1  Antecedentes 

Con el objetivo de diversificar la matriz energética, el gobierno español en el año 1981 promulgó el Real Decreto 1217/81 en donde se  reconoce el aporte  realizado por  las energías  renovables. En ese  entonces  entre  los  motivos  que  impulsaron  al  decreto  no  se  encontraban  argumentos medioambientales, sino que este decreto se desarrolló como  una decisión estratégica para buscar independencia energética. Para este fin se establecieron los siguientes principios: 

‐ El sistema está obligado a comprar toda la energía proveniente de generadores a partir de fuentes renovables. 

‐ El gobierno será el que fije el precio para las energías renovables ‐  Se facilitará la conexión a la red para los generadores de energías renovables. 

Luego en el año 1994 se realizan modificaciones legislativas mediante el Real Decreto 2366/94 en la que entre otros cambios, se reconocen a los sistemas de cogeneración como energía renovable. 

Recién en el año 1998 se  introdujeron a  la  legislación  los  temas medioambientales relacionados con las energías renovables mediante el Real Decreto 2818/98. Este decreto establece las normas para  la operación de  los generadores renovables dentro de un mercado  liberalizado, en donde a estos  generadores  se  le  fijan  precios  en  una  banda  entre  el  80  y  90%  del  precio medio  de  la electricidad. Actualmente tenemos que los generadores renovables se rigen según el Real Decreto 661/2007 el que a continuación describimos. 

5.2.2  Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007  

El Real Decreto 661/2007 define que  las  tecnologías de generación  incluidas y normadas por él tendrán un  tratamiento especial. Las energías pertenecientes a este  régimen especial son  todas aquellas (Textual del Decreto) “energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante,  siempre  y  cuando  su  titular no  realice  actividades de producción  en  el  régimen ordinario”. 

Los generadores de energías  renovables que  se acogen a este Decreto,  tienen  la posibilidad de escoger  entre  dos  formas  de  remuneración,  pero  deben  permanecer  a  lo menos  un  año  en  el sistema de remuneración escogido. 

Las alternativas que da el decreto son: 

‐ Vender la energía a la empresa distribuidora a un precio por esta energía fijo y establecido por la autoridad. 

‐ Vender la energía en el mercado, a través del sistema de ofertas que gestiona el operador del mercado, en el sistema de contratación bilateral, a plazo ó una combinación de todos estos medios.  El  precio  al  que  se  le  compra  la  energía  en  este  caso  será  el  precio  de mercado más unos bonos adicionales. 

14  

Independiente del sistema escogido, las empresas distribuidoras están obligadas a  conectar a sus redes a  las empresas generadoras que se acogen a este decreto. Si  la empresa generadora elige vender su energía al precio fijo regulado, la distribuidora está obligada a firmar un contrato con la generadora en donde  se estipula  la  compra de  toda  su energía. Esta  compra es  financiada por todas  las  empresas  distribuidoras  del  país  de  manera  que  no  se  esté  perjudicando  a  las distribuidoras  situadas  cerca  de  los  centros  de  producción  de  electricidad  a  base  de  energías renovables. En el caso que  la empresa generadora opte por vender su energía en el mercado,  la empresa distribuidora no está obligada a comprar su energía. 

Para el cálculo de la tarifa regulada, la autoridad se basa en los costos de instalación y mantención del generador. La tarifa regulada corresponde a un porcentaje de la tarifa media regulada para los consumidores. Para el caso de los generadores que venden su energía en el mercado, el cálculo de los bonos también se calcula como un porcentaje de la tarifa media promedio de la electricidad. 

Estas tarifas son publicadas todos  los años y son revisadas cada cuatro y en caso de haber algún cambio de  tarifas producto de  alguna  situación  especial,  estos no  son  retroactivos. Además de esto, en el caso que la potencia instalada de alguna tecnología alcance cierto límite impuesto por la autoridad, las tarifas para esta tecnología también sufren revisión. 

Hay algunos puntos más que decir acerca de las tarifas tales como: 

‐ La tarifa que se les paga a los generadores depende del tamaño de la central de modo tal que no exista un beneficio que provenga de  las economías de escala que se producen a estos niveles de generación. 

‐ Los bonos que se pagan a los generadores que venden su energía en el mercado de bolsa están compuestos de un premio por participar en el mercado más un incentivo. 

‐ Para  los generadores a partir de biomasa también existen diferencias de precios pagados según el combustible que utilicen. La tarifa más baja es  la pagada a  los productores que utilizan la biomasa extraída de desechos urbanos. 

‐ Otro punto incluido en el decreto es la obligación que tienen los generadores acogidos a él de adscribirse a un centro de control de generación, que es el que monitorea en tiempo real  las  instalaciones  y  el que  se  encarga de que  sus  instrucciones  se  lleven  a  cabo de forma tal que el sistema opere de una manera fiable. Esta adscripción es un requisito para el pago de la tarifa.  

5.3  Caso Australiano 

Como ya mencionamos, Australia es uno de  los países en que se ha  implementado el modelo de “Quota  System”  para  promover  la  implantación  de  generadores  electicos  a  base  de  energías renovables. 

Este modelo no fija una tarifa para los generadores, sino que se remunera a esta energía según el precio de  la energía del sistema, pero además existe otra  remuneración  (que  funciona como un 

15  

incentivo) en  la  forma de bono de energía renovable, el cual ayuda a  financiar  la  inversión y  los costos de operación del generador.  

5.3.1  Antecedentes 

En el año 200 se crea la ley llamada “Mandatory Renewable Energy Target” (Objetivo Obligado de Energías  Renovables). Mediante  esta  ley  se  persigue  normar  el  uso  de  energías  renovables  en generación  eléctrica,  la  reducción  de  emisión  en  Australia  de  gases  que  contribuyan  al  efecto invernadero y certificar que los generadores renovables no contribuyen a este mal. 

5.3.2  Cálculo de tarifas 

Como ya mencionamos, en este modelo no se fijan tarifas a la energía, ya que los generadores por el  concepto  de  energía  reciben  el  precio  de mercado. Aquí  la  compensación  para  los mayores costos e incentivo para estos generadores vienen dados por los “Renewable Energy Certificates” ó Certificados  de  Energía  Renovable  (CER).  Estos  certificados  son  entregados  a  los  generadores renovables certificados por cada MWh de energía que aportan al sistema (1MWh Renovable = 1 CER).  Este  derecho  a  certificado  solo  lo  poseen  los  generadores  eléctricos  a  base  de  energía renovable instalados después del año 1997. 

En esta  legislación  se  le obliga a  las empresas comercializadoras de energía el acreditar que un cierto porcentaje de sus ventas provienen de energías renovables, por lo que estos certificados de energía renovable conforman la base de un nuevo mercado en el sector. 

Estos certificados CER se comercializan actualmente a un precio cercano a los 30US$ por cada CER, y el no cumplimiento de la obligación por parte de los comercializadores tiene una multa impuesta de unos 45US$ por cada CER no demostrado.  

No obstante el comercializador que haya  incurrido en multa  tiene  la posibilidad de cumplir con este  deber  dentro  de  los próximos  tres  años  posteriores  a  la  falta,  de  esta  forma,  después  de haber cumplido con su déficit, se le devuelve el dinero que pago como multa. 

Los comercializadores además tienen el derecho de comprar más CER de  los que necesitan para establecer una “cuenta de ahorro de certificados” para ser usada en el futuro. 

Cuando  se  creó  la  ley  en  el  año  2000  se  debatió  acerca  de  en  cuanto  debía  incrementarse  la generación eléctrica con energías renovables para el año 2010. Se pensó en un comienzo fijar un incremento  de  2%  esto  significaba  aumentar  la  participación  de  las  energías  renovables  de  un 10.5% en el año 2000 hasta un 12.5% para el año 2010. Posteriormente se tomó la decisión de fijar el incremento total  de energía generada a partir de fuentes renovables para el año 2010 en 9500 GWh. Esto representará un incremento de participación de 0.3%. 

 

 

16  

5.4  Caso Brasileño 

En Brasil se siguió un sistema diferente a los ya mencionados. 

Luego  de  la  gran  crisis  energética  que  sufrió  Brasil  en  el  año  2002,  surgieron  una  serie  de iniciativas para poder  lograr diversificar  la matriz energética, usando energías  renovables   y por otro  lado  utilizar  las  reservas  de  carbón  presentes  en  el  país,  que  hasta  entonces  no  eran competitivas con las tecnologías vigentes, mayoritariamente la hidroelectricidad. 

Entre estas  iniciativas, el año 2002 se  logró aprobar  la  ley 10.438 en que se crea el Programa de incentivo a Fuentes Alternativas para la energía eléctrica (PROINFA).  Dentro de este programa se obliga  a  las  concesionarias  de  energía  a  comprar  electricidad  de  fuentes  alternativas  (pequeña hidroeléctrica, eólica, biomasa).  

Posteriormente  sale  la  reglamentación  de  esta  ley  que  establece  la  compra  asegurada  por contrato a 20 años(a modo de concesión), por parte de Electrobrás, de 3300 MW provenientes de energías renovables entregada al Sistema Interconectado Nacional a una tarifa establecida por el Ministerio  de  Minas  y  Energía.  Para  elegir  a  los  productores  de  estos  3300MW  (que  en  un comienzo serían repartidos equitativamente en Mini‐Hidroeléctrica, eólica y biomasa) se  llamó a concurso, un resumen de este proceso se da en la tabla 1.  

 

Tabla 1: Resumen PROINFA. 

El principal objetivo de esta ley era resolver el problema de oferta de energía potenciando fuentes comercialmente menos  viables  que  las  convencionales.  Para  lograr  esto  se  creó  la  Cuenta  de Desarrollo Energético  (CDE) con el  fin de  tener  los  fondos necesarios para desarrollar  la energía eléctrica en el país y aumentar  la competitividad de  las energías renovables y el carbón mineral nacional. Esta cuenta (fondo) se financia rateando el monto de este fondo entre los consumidores exceptuando a  los de menores  ingresos (consumo menor a 80kWh/mes), multas aplicadas por  la agencia reguladora eléctrica y contribuciones de los comercializadores de electricidad. 

17  

Esta cuenta se usa para los siguientes fines: 

‐ Cubrir  las diferencias de costos de  las centrales que usan sólo carbón nacional y aquellas que usan gas natural pero que se encuentran alejadas de la red de gasoductos. 

‐ Para que el productor de energía renovables y de gas natural cubra  la diferencia entre el Valor Económico de la Tecnología Específica de la Fuente (VETEF) y el Valor Económico de Mercado  (VEC)  cuando  la  compra‐venta  se haga  con el  consumidor  final y el 80% de  la tarifa media nacional en los otros casos. 

El valor de  los VETEF es  fijado por el PROINFA y se hace sobre  la base de hacer competitiva  las fuentes alternativas con la hidroelectricidad. 

El  VEC  es  determinado  por  el  costo  medio  ponderado  de  generación  de  nuevas  centrales hidroeléctricas con más de 30MW de potencia instalada y de las centrales térmicas de gas natural. 

Hay que mencionar que este programa    tuvo grandes problemas ya que no existía un adecuado nivel  técnico  en  los  proyectos  ni  en  los  emprendedores  interesados,  como  también  existían dificultades en la obtención de financiamiento. El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES)  es  la  principal  fuente  de  financiamiento  para  estos  proyectos.  Este  banco  posee  aun criterios que hacen  difícil para pequeñas empresas obtener estos créditos. 

Como vemos en  la tabla 1, hubo un especial  interés en proyectos de generadores eólicos y muy poco para proyectos de biomasa, lo que incluso provocó que se extendiera el plazo para presentar propuestas de este tipo en un segundo llamado. Por el problema técnico involucrado, se optó por romper la proporción que se buscaba en un comienzo y Electrobrás contrató las proporciones de energía indicadas. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

18  

6.  Análisis  de  créditos  y  fondos  de  ayuda  destinados  a  fomentar  la  participación  de privados y particulares en proyectos de ERNC en sus etapas de desarrollo 

La CORFO posee un mecanismo de apoyo a las energías renovables no convencionales por medio de fondos que financian parte de  los trabajos   de prospección y materialización para proyectos a realizarse  en  regiones distintas de  la Metropolitana  como  también  apoya  a  las  empresas  en  la etapa de pre inversión en proyectos de ERNC a realizarse en la región metropolitana. 

A continuación presentaremos brevemente, en forma de tablas, en qué consisten estos fondos. 

6.1  Fondos de Prospección y materialización en Regiones 

Financia  Estudios o asesorías especializadas en etapa de pre‐inversión para proyectos  iguales o superiores a US$400.000 y que no sobrepasen los US$2.000.000 

Cantidad Financiada 

No  más  del  50%  del  costo  de  los  estudios  o  asesorías.Tope máximo  5 millones.  Para  proyectos  de más  de  US$    2MM  el  tope  es  de  US$ 60.000. 

Quienes pueden postular 

Empresas privadas, nacionales o extranjeras, no necesariamente dedicadas al negocio de generación de energía, pero que desarrollen proyectos de ERNC por montos iguales o sobre los US$ 400.000  

Limitaciones  Los postulantes a este fondo no pueden postular a otros subsidios dados por la CORFOCondiciones para ser beneficiado 

Tener  la  propiedad  del  recurso  o  los  derechos  para  explotarlo.Permisos de los propietarios para el caso de estudios prospectivos. 

Criterios de evaluación 

Grado de avance y plan de inversión del proyecto.Capacidad y fortaleza del solicitante. Impacto económico y social en la región a ejecutarse el proyecto. Porcentaje de financiamiento requerido. Reducción de gases invernaderos que provocará el proyecto. 

Vemos que este fondo en el mejor de  los casos financia tan sólo alrededor del 3% de  los gastos totales, pero hay que tener en cuenta que este fondo cubre  los gastos de  las primeras etapas de inversión, por lo que de todas formas dan un incentivo a las empresas. 

6.2  Programa de Proyectos de Pre inversión para la Región Metropolitana 

Este  programa  es  similar  al  anterior  pero  destinado  a    las  empresas  que  tienen  proyectos  de energías renovables a realizarse en la región metropolitana pero financia solamente los estudios y asesorías de las etapas de pre inversión, ya que está pensado  para que las empresas cuenten con una herramienta de ayuda en la toma de decisiones en materia de inversión en ERNC. 

Financia  Estudios  o  asesorías  especializadas  en  etapa  de  pre‐inversión  para  proyectos    de generación de  energía  a partir de  fuentes  renovables que  sean  elegibles de  acuerdo  al protocolo de Kyoto. 

Cantidad financiada 

No más del 50% del  costo  total del  estudio o  consultoría  con un  tope de $33.000.000. Además  el monto no puede  sobrepasar  el 2% del  valor de  inversión  total  estimada del proyecto. 

Quienes pueden postular 

Empresas con ventas anuales netas  inferiores a 1.000.000 UF con proyectos de  inversión en  generación  de  energía  con  ERNC  a  materializarse  en  la  Región Metropolitana  por montos de inversión iguales o superiores a 12.000 UF. 

19  

Ayuda  Las  postulaciones  se  realizan  con  la  ayuda  de  un  Agente  Operador  Intermediario, proporcionado por la CORFO, que se encarga de apoyar a las empresas en la formulación y ejecución  de  sus  proyectos.  Son  el  intermediario  entre  las  empresas  y  la  entidad asignadora de recursos. 

Aquí vemos claramente que el objetivo de estos fondos es incentivar a las empresas a investigar la factibilidad de los proyectos y no a dar un apoyo económico importante a los proyectos en sí. 

6.3  Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) 

Este mecanismo fue creado por el protocolo de Kyoto en el año 1997 y su objetivo es incentivar a las empresas, con  instalaciones en países desarrollados, a  invertir en proyectos de  reducción de emisiones en países en vías de desarrollo. 

 Estos  recursos  permiten  que  muchos  proyectos  que  inicialmente  no  eran  económicamente viables, puedan serlo, por lo que su inclusión en la evaluación económica de los proyectos (y este apartado) puede ser de gran importancia. 

Los  recursos  que  recibe  un  proyecto  que  ha  calificado  a  MDL  dependen  de  la  cantidad  de certificados de  reducción de emisiones  (CRE) que es capaz de emitir. Estos CRE corresponden a una  tonelada de dióxido de  carbono, , que el proyecto es  capaz de desplazar  (evitar que  se produzca). En este caso el   se usa como equivalente para cualquier gas de efecto invernadero que se pueda desplazar. 

Hay que mencionar que para obtener  los CRE es de vital  importancia demostrar  la adicionalidad 

 

 

 

Actualmente para realizar el cálculo de  los certificados se compara  la energía generada por esta central calificada como MDL con  la que se desplaza en generación por una central a carbón y de esta comparación se calculó la cantidad de   desplazado por estos generadores. La cantidad de 

 que desplaza un generador de energía renovable equivale a unas 0.9 toneladas de   por MWh. 

El precio de estos certificados puede ser negociado antes de que el proyecto tenga la certificación de MDL, con un precio bastante menor que el CRE emitido, pero esto  tiene el beneficio que el riesgo  involucrado de  la cantidad de CRE que  le sean aprobadas al generador. El precio de estos certificados antes de la certificación del proyecto tienen un valor cercano a los 8US$/ton  y el precio de un CRE emitido (ya aprobado) tiene un valor de alrededor de 23US$/ton . 

del proyecto, es decir, que  sin  los  recursos obtenidos a partir del MDL no hubiese  sido posible llevarlo a cabo. Los costos de estos estudios e informes se estiman entre 50.000 y 100.000 US$ y el proceso de certificación puede durar alrededor de un año. 

20  

7.   Dimensionamiento  del mercado  eléctrico  de  ERNC  que  podría  establecerse  en  Chile  debido a la aplicación de la nueva ley. 

La nueva ley de fomento a las energías renovables no convencionales tiene como consecuencia la creación de un mercado eléctrico de ERNC. Es importante entonces tener una idea del tamaño de este mercado tanto a corto como a largo plazo. 

Es  importante  recordar  que  los  porcentajes  de  obligación  de  generación mediante  ERNC  que establece  la  ley se aplican a todos  los retiros de energía cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007. Debido a  lo anterior no están afectos a  la  ley  los retiros de energía cuyos contratos hayan sido firmados antes del 31 de agosto del 2007, por lo que resulta primordial tener una  buena  estimación  de  estos.  Los  retiros  contratados  por  las  distribuidoras  antes  del  31  de agosto de 2007 ascienden a 15.000 GWh/año (SIC+SING)3. Los retiros contratados por los clientes libres  antes  del  31  de  agosto  de  2007  no  son  públicos,  ya  que  estos  contratos  se  celebran exclusivamente entre privados. Supondremos entonces que un 40% de  la demanda del 2010 ya estaba contratada antes del 31 de agosto de 2007,  lo que  implica   22000 GWh/año  (SIC+SING).  Esto significa que 37000 GWh/año no estarán afectos a la obligación establecida por ley.  

Para estimar la demanda del sistema se supuso un crecimiento de largo plazo del 6% anual4.  

Año   

% ERNC   

Demanda5

(GWh) Mercado ERNC 

 (GWh) Mercado ERNC 

(MW inst.) 

2010  5 %  25692,68 1284,63 325,88 2011  5 %  29454,24 1472,71 373,60 2012  5 %  33441,50 1672,07 424,17 2013  5 %  37667,99 1883,40 477,78 2014  5 %  42148,07 2107,40 534,60 2015  5,5 %  46896,95 2579,33 654,32 2016  6 %  51930,77 3115,85 790,42 2017  6,5 %  57266,61 3722,33 944,27 2018  7 %  62922,61 4404,58 1117,35 2019  7,5 %  68917,97 5168,85 1311,22 2020  8 %  75273,05 6021,84 1527,61 2021  8,5 %  82009,43 6970,80 1768,34 2022  9 %  89150,00 8023,50 2035,39 2023  9,5 %  96718,99 9188,30 2330,87 2024  10 %  104742,13 10474,21 2657,08 

 

Tabla 2: Dimensionamiento mercado de generación ERNC 

                                                            3 Esta información es pública y ha sido informada por la CNE en las licitaciones de suministro realizadas antes del 31 de agosto de 2007. 4 CNE, cálculo de precio de nudo. 5 Corresponde a la demanda esperada anual del SIC y el SING menos los retiros contratados antes del 31 de agosto de 2007 (37000 GWh). 

21  

Para dimensionar el mercado de ERNC  (MW  instalados)  se aplicó un  factor de planta promedio ponderado de todas las tecnologías de 0,45. 

Es  interesante  ver  como  para  el  año  2020  nuestro  país  deberá  tener  instalados    1527  MW exclusivamente de ERNC. Esta cifra es 5 veces mayor a  la capacidad actual  instalada en ERNC y representa un gran desafío para el país.   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

22  

8.  Descripción de las principales tecnologías de ERNC existentes e incluidas en la nueva ley.  

8.1  Energía Eólica 

La energía eólica es aquella que es obtenida a partir del aprovechamiento de  la energía cinética del viento para mover sistemas electromecánicos en el caso de generación de energía eléctrica. 

Podemos decir que la energía eólica es un tipo de energía solar debido a que su fuente, el viento, es generado por desplazamiento de corrientes de aire desde zonas de alta presión a zonas de baja presión  atmosférica.  Y  a  su  vez  estas  diferencias  de  presión  son  generadas  por    gradientes  de temperatura, que se generan por las diferencias de radiación solar entre los distintos puntos de la superficie terrestre. 

La energía del viento, como ya mencionamos es principalmente cinética. Por lo tanto una fórmula para  la energía  cinética por unidad de  volumen  (ó densidad de energía)  la podríamos enunciar como sigue: 

 12  ·  

Donde   es la densidad de energía en  , ρ es la densidad del aire en  , y μ es la velocidad 

del viento en  . 

Para aplicaciones con turbinas eólicas es más útil expresar el flujo de potencia por  unidad de área, ya que así se puede calcular la potencia que se puede aprovechar con las aspas. Esta potencia se calcula multiplicando  la densidad de energía por el volumen de viento que atraviesa una sección 

de área A por unidad de  tiempo. Por  lo tanto este volumen será  igual a   uA ⋅   . La  fórmula 

para este flujo de potencia sería entonces: 

][21

21 32 WuAuAuP ⋅⋅=⋅⋅⋅= ρρ  

De esta última expresión vemos que la potencia, y por lo tanto la energía, que puede producir un aerogenerador depende críticamente de  la velocidad del viento. Vemos que  la potencia depende también de la densidad del aire, lo que es intuitivo ya que cuando el aire es “más pesado” posee más  energía  cinética.  A  presión  atmosférica  normal  y  a  15ºC,  el  aire  tiene  una  densidad  de 

alrededor de 1.225 

está  frío el aire es más denso que cuando hace calor. Otro parámetro importante para la densidad 

 

 

  , que varía  ligeramente con  la humedad. También cuando el ambiente 

del aire es la presión atmosférica, el aire es más denso para mayores presiones. A grandes alturas, como en las montañas, el aire es menos denso. 

23  

8.1.1  Ventajas de la energía eólica: 

‐ Su  impacto al medio ambiente es mínimo ya que no emite sustancias tóxicas, por  lo que no contamina agua, suelos ni   aire, por  lo que no contribuye al efecto  invernadero ni al calentamiento global. 

‐ El viento es una  fuente de energía abundante y prácticamente es  inagotable. Se estima que el potencial eólico en el planeta es suficiente para suplir unas   15 veces  la demanda actual de energía mundial. 

‐ Como  el  viento  es  un  recurso  propio  de  cada  país,  la  energía  eólica  da  una  mayor independencia  de  otros  países  y  de  materias  primas  (como  en  el  caso  de  los combustibles). 

‐ Existiendo  los  debidos  estudios  de  factibilidad  realizados,  la  construcción  de  centrales eólicas requiere poco tiempo. 

‐ Es muy conveniente para alimentar localidades que se encuentran alejadas de los sistemas de  transmisión,  ya  que  son  sistemas  relativamente  simples  que  requieren  poca mantención. 

8.1.2  Desventajas de la energía Eólica: 

‐ La  variabilidad  del  viento:  Para  sistemas  aislados  esto  significa  un  costo  adicional  en bancos de baterías para almacenar energía para los instantes en que la energía generada no sea suficiente para suplir  los consumos. Por esto existen riesgos de no poder cumplir compromisos ya que existe  la posibilidad que  la energía generada y almacenada no  sea suficiente para cubrir la demanda. Para parques eólicos la variabilidad del viento impacta directamente a  la  calidad de  la energía eléctrica que  se entrega a  la  red, ya que puede existir problemas con la estabilidad de voltaje y frecuencia. Para solucionar esto se deben agregar convertidores electrónicos que regulan estos parámetros, lo que eleva el costo de inversión inicial.  

‐ Alto costo inicial comparado con fuentes térmicas de generación. Pese a que poseen muy bajo costo de operación y de mantenimiento, el alto costo de inversión inicial puede llegar a  ser  una  gran  barrera  de  entrada  para  estas  tecnologías,  sobre  todo  para  pequeñas empresas y comunidades interesadas. 

‐ Cantidad de viento. La generación eólica solo es factible y rentable en zonas que posean velocidades de viento superiores a cierto nivel  (6 a 7m/s). por este motivo no podemos instalar aerogeneradores en cualquier lugar. 

‐ Impacto  visual.  Como  es  de  esperar,  estas  grandes  instalaciones  de  aerogeneradores producen  un  gran  cambio  estético  al  paisaje.  El modo  en  que  se  toma  este  impacto depende,  ya  que  algunas  personas  lo  encuentran muy  atractivo,  ya que  simboliza para ellos el avance tecnológico de la humanidad, pero para otros es negativo ya que altera la armonía y naturalidad de los paisajes. 

‐ Como ya mencionamos, una de  las cualidades  inherentes a  la energía eólica, debido a su fuente,  es  su  carácter  estocástico;  es decir,  su  gran  variabilidad  a  lo  largo del día  y  las estaciones  del  año.  Además  de  esto  tenemos  que  agregar  que  la  energía  eólica  tiene 

24  

también una variabilidad espacial, por lo que podemos encontrar diferentes características de viento para distintas zonas geográficas. 

Debido a estas características se hace tremendamente necesario contar con estudios confiables de la velocidad y dirección del viento en  los posibles  lugares de  instalación de  los aerogeneradores. Estadísticamente se da que  las mayores cantidades de viento se pueden encontrar en  las zonas costeras. Esto nos dice que en Chile los generadores eólicos más eficientes se instalarían en islas o sectores cercanos al mar.  

En  Chile,  el  interés  por  la  instalación  de    proyectos  de  energía  eólica  es  bastante  reciente. Actualmente existen sólo dos parques eólicos en nuestro país:  

‐ Alto Baguales: Corresponde a un parque de  tres aerogeneradores  (660 kW c/u) con una capacidad conjunta de 2 MW nominal. Se encuentra conectado desde noviembre de 2001 al Sistema Eléctrico de Aysén, que atiende a 19.000  familias de  la XI Región del país. El propietario del proyecto es la Empresa Eléctrica de Aysén. 

‐ Canela (operado por Endesa): Ubicado en la cuarta región, cerca de Los Vilos, a unos 300 km  de  Santiago  sobre  una  colina  que  enfrenta  la  costa.  El  parque  cuenta  con  11 aerogeneradores, de 80 metros de alto. El parte eólico genera una potencia de 18,15 MW, que se inyectan al Sistema Interconectado Central a la red de 220 kV. 

Un  estudio  a  lo  largo  de  todo  el  país  con  se  cuenta  es  el  realizado  por  el  departamento  de Geofísica de la Universidad de Chile en el año 1993 en que se realizaron mediciones de velocidad de  viento en el país. En este  informe  se puede notar que existe una gran  variabilidad de   este recurso a  lo  largo de Chile, destacando  las mayores velocidades del viento en  la zona costera del país, principalmente en las regiones de Coquimbo y del Bío‐Bío.  

Recientemente,  la CNE ha  realizado dos estudios que actualizan el estudio antes señalado en  lo referido a recopilación y análisis de información meteorológica de superficie entre las regiones de Atacama y de Los Lagos. Pero esta  información no  fue  recopilada con el motivo de prospección para centrales eólicas, por lo que sirve tan sólo como una referencia. 

Uno de los grandes inconvenientes de esta tecnología son los bajos factores de planta, los cuales, debido a la gran variabilidad del recurso, fluctúan en torno a los 30% y 35% para Chile continental. Otro  inconveniente  es  que  en  los  sectores  cordilleranos  de  Chile,  pese  a  que  existen mejores condiciones de viento, las mayores alturas implican una pérdida de energía generable debido a la menor densidad del aire. Finalmente, otro  inconveniente en el desarrollo de esta  tecnología es que los sitios con recurso se encuentran normalmente ubicados lejos de las redes de transmisión troncales.  

 

 

 

25  

8.2  Energía de pequeñas centrales hidráulicas  

Esta energía proviene de  la energía mecánica, principalmente potencial, que posee el agua. Por este  motivo  el  emplazamiento  de  estas  centrales  sería  en  las  zonas  cordilleranas  y  pre cordilleranas  de  nuestro  país,  ya  que  en  estos  lugares  es  dónde  podemos  encontrar  el mayor diferencial de energía potencial en los cauces de ríos.  

Las  pequeñas  centrales  hidroeléctricas  según  la  definición  de  la  Organización  de  las  Naciones Unidas para el Desarrollo se pueden clasificar de la siguiente forma: 

‐ Nano o Pico centrales: Corresponden a centrales cuya potencia de generación es inferior a 1kW. Son fundamentalmente usadas para suministro familiar y aplicaciones mecánicas.  

‐ Micro centrales: Corresponden a las centrales cuya potencia de generación está entre 1kW y 100kW. Su uso principal en el mundo ha sido abastecer redes eléctricas comunales en sectores aislados. 

‐ Mini Centrales: Son  las que poseen una capacidad de generación entre  los 100kW y  los 1.000kW. Estas  se han usado en el mundo para abastecer varias comunidades cercanas como también para la conexión a la red de energía nacional. 

‐ Pequeñas  Centrales:  Son  aquellas  cuya  potencia  instalada  se  encuentra  en  el  rango  de 1MW  a  5MW.  Se  han  usado  para  alimentar  pequeñas  ciudades  y  sectores  aledaños  y también para conectarlas a la red eléctrica nacional. 

La  energía  proveniente  de  pequeñas  centrales  hidroeléctricas  es  la  que  competitivamente presenta mayores ventajas con respecto a otras fuentes de energía renovable, ya que son las que presentan mayor  desarrollo  tecnológico.  Esto  debido  a  que  este  tipo  de  energía  se  ha  venido usando hace ya muchos años, como también porque este tipo de centrales presenta factores de planta por  lo general superiores a 50% y costos de  inversión de alrededor de US$ 2 millones por MW instalado. 

Para hacer el cálculo de la potencia generada a partir de estas centrales, con el caudal y la caída ya determinados,  podemos    obtener  la  potencia  generable  en  un  generador  sin  pérdidas  de  la siguiente forma: 

QhPH ⋅⋅= γ  

Donde  es la potencia hidráulica máxima, γ es el peso específico del agua (que vale alrededor de 

9.8 [ ]), h es la caída medida en metros y Q es el caudal medido en [ ]. 

Para obtener un cálculo más realista debemos considerar en la expresión anterior los factores que afectan la eficiencia de los procesos de transformación de energía que son: 

26  

‐ La energía de presión disponible a  la entrada de  la  turbina: a  la caída  total  se  le deben restar las pérdidas que provocan las tuberías a presión. Así se obtiene la caída neta ó caída aprovechable por la turbina ( ). 

‐ Transformación de la energía hidráulica a mecánica: se debe considerar la eficiencia de la turbina hidráulica ( ). 

‐ Transformación  de  la  energía  mecánica  a  eléctrica:  se  debe  considerar  también  la eficiencia del generador eléctrico ( ). 

Hay ocasiones  en que  la  turbina  y  el  generador  eléctrico  se deben  acoplar por medio de  cajas reductoras u otros mecanismos, en los cuales existe una pérdida de eficiencia. 

Por lo tanto, si consideramos que el acoplamiento entre turbina y generador no tiene pérdidas (o las consideramos dentro de alguno de los otros factores de eficiencia), la potencia generada neta será: 

GTNHN QhP ηηγ ⋅⋅⋅⋅=  [W] 

En la práctica se usa generalmente para centrales de pasada la siguiente fórmula aproximada para el cálculo de la potencia neta: 

hQPHN ⋅⋅≈ 8  

8.2.1  Ventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala 

‐ Es una  fuente  limpia  y  renovable de  energía: No  consume  agua,  solo utiliza  su  energía potencial. No emite gases invernaderos y los impactos al sector donde se instala la central no son significativos. 

‐ Disponibilidad: Este recurso inagotable mientras el ciclo del agua perdure y se conserve en la  cuenca  del  rio  intervenido.  Además  en  chile,  por  sus  características  climatológicas  y geográficas, existe una gran disponibilidad de este recurso. 

‐ Bajos costos de operación: Ya que no  se  requiere de combustibles y  las necesidades de mantenimiento son relativamente bajas. 

‐ Funciona a Temperatura ambiente y “operación en frio”: no se requiere emplear sistemas de refrigeración ó calderas que consumen energía y en muchos casos contaminan. 

‐ Eficiencia: Esta tecnología posee altas eficiencias de conversión de  la energía potencial a energía mecánica y eléctrica (entre 75% y 90%) que es mayor al de otras tecnologías. 

‐ Vida útil: La tecnología es robusta y posee larga vida útil. Los sistemas pueden mantenerse funcionando  por  50  años  o  más  sin  requerir  grandes  inversiones  para  reemplazar componentes. 

8.2.2  Desventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala 

‐ Alto costo inicial: La inversión requerida está muy concentrada en el desarrollo inicial del proyecto. 

‐ Disponibilidad Local: La tecnología depende de las condiciones geográficas, climatológicas e hidrológicas por lo que no está disponible en cualquier sitio. Además en muchos casos lo sitios aptos están muy lejanos del sistema de transmisión. 

27  

‐ Variabilidad  del  caudal:  como  estas  centrales  por  lo  general  no  disponen  de  gran capacidad de almacenamiento de agua,  la potencia máxima generada está determinada por el caudal el que puede variar considerablemente de una temporada a otra. 

‐ Necesidad  de  estudios:  Los  proyectos  de  pequeñas  centrales  requieren  de  estudios técnicos para  conocer el potencial disponible y  la  factibilidad  técnica, estos  implican un costo y un plazo mayor para la puesta en marcha. 

 

8.3  Energía a partir de la Biomasa 

La biomasa corresponde a los recursos biológicos, tanto animales como vegetales disponibles para generación  como  la madera,  residuos  agrícolas  y  estiércol.  La  ventaja  que  tiene  este  tipo  de combustible    con  respecto  a  los  demás,  es  que  es  el  único  combustible  que  contiene  carbono  biogénico, es decir su combustión no produce emisiones de dióxido de carbono, siendo de esta manera beneficioso para el medio ambiente.  

Existe un gran número de  tipos de biomasa, con distintas capacidades calóricas cada uno. En  la Tabla 1 se puede apreciar una comparación entre la energía entregada por la biomasa y la energía que  se obtiene de  los  combustibles  fósiles. Cómo  se puede ver  las energías provenientes de  la Biomasa,  son menos  eficientes  que  las  energías  provenientes  de  los  combustibles  fósiles,  pero tienen la gran ventaja de no generar gases que incrementan el efecto invernadero 

Actualmente  en  Chile  existen  alrededor  de  530MW  de  potencia  instalada  de  generadores  que funcionan con Biomasa, todos ellos, a partir de desechos provenientes de  la producción  forestal del  sur  del  país.  Según  la  empresa  Energía  Verde,  el  potencial  de  Chile  para  la  instalación  de centrales  generadoras  que  funcionen  con  Biomasa,  supera  los  2.000MW.  Esto  es  sólo considerando el uso de  los  residuos  forestales y el manejo del bosque nativo disponible. Pese a esto, no se ha hecho un cálculo más riguroso del potencial por parte de la autoridad. 

 

Tabla 3: Comparación generación utilizando Biomasa con centrales térmicas convencionales 

8.3.1  Ventajas de la energía a partir de la biomasa 

‐ Es una  fuente  renovable de energía y  su uso no  contribuye a acelerar el  calentamiento global.  Es más,  si  reemplazara  a  los  combustibles  fósiles permite  reducir  los niveles de 

28  

dióxido  de  carbono  y  los  residuos  de  los  procesos  de  conversión  involucrados  en  los hidrocarburos. 

‐ La  captura  del  metano  de  los  desechos  agrícolas  y  los  rellenos  sanitarios  junto  a  la sustitución de los derivados del petróleo ayudan a mitigar el efecto invernadero. 

‐ La  combustión  de  biomasa  produce menos  ceniza  que  la  del  carbón mineral  y  puede además usarse como abono orgánico en los suelos. 

‐ La combustión de biomasa produce niveles  insignificantes de sulfuro y no contribuyen a las emanaciones que provocan la lluvia ácida. 

‐ La conversión de los residuos forestales, agrícolas y urbanos para la generación de energía reduce significativamente los problemas actuales de manejo que traen estos desechos. 

‐ La  biomasa  es  un  recurso  local  que  no  está  sujeto  a  las  fluctuaciones  de  precios  por variaciones de  los mercados  internacionales de combustibles. Su uso reduciría  la presión económica y la dependencia que impone la importación de los derivados del petróleo. 

‐ El uso de  la biomasa puede  incentivar a  las economías rurales, creando mas opciones de trabajo e ingresos, reduciendo las presiones económicas sobre la producción agropecuaria y forestal. 

8.3.2  Desventajas de la energía a partir de la biomasa 

‐ Por su naturaleza,  la biomasa  tiene una baja densidad relativa de energía, por  lo que se requieren  grandes  volúmenes  para  producir  niveles  de  potencia  comparables  con  los producidos por combustibles fósiles. Esto hace que su transporte y manejo se encarezcan. La clave para solucionar este problema es ubicar  las centrales de conversión cerca de  las fuentes de biomasa, tales como aserraderos y plantaciones. 

‐ Su combustión incompleta produce materia orgánica, monóxido de carbono y otros gases dañinos. Si se realiza  la combustión a elevadas temperaturas también produce óxidos de nitrógeno que ayudan a la lluvia acida. 

‐ El potencial calórico de la biomasa depende mucho de las variaciones en el contenido de humedad, clima y densidad de la materia prima 

 

8.4  Energía Geotérmica 

La energía  geotérmica es  aquella energía que  se extrae del  calor  interno de  la  tierra  (magma). Existen dos principales tipos de sistemas geotérmicos que se utilizan que son: 

‐ Sistemas de agua‐vapor: Denominados  también de vapor húmedo,  contienen agua bajo presión a temperaturas superiores a 100°C. Este tipo de sistemas geotérmicos es el más común y de mayor explotación en  la actualidad, pueden alcanzar temperaturas de hasta 350°C  

‐ Sistemas  de  rocas  secas  calientes:  Corresponden  a  zonas  de  alto  flujo  calórico,  pero impermeables de  tal modo que no hay circulación de  fluidos que pueden  transportar el calor. En estos casos se inyectan gases o líquidos inyectados para este fin.  

29  

Chile  tiene el privilegio de estar ubicado sobre el “Cinturón de Fuego del Pacífico”, zona que se caracteriza por una alta actividad volcánica. Debido a esto Chile cuenta con un alto potencial para  la instalación de centrales generadoras con energía geotérmica.  

El gobierno de Chile ha promovido el desarrollo de esta tecnología a través del otorgamiento de concesiones de exploración de recursos geotérmicos. Actualmente existen numerosas concesiones de  exploración,  que  en  su  mayoría  corresponden  a  la  empresa  nacional  de  geotermia  y  al departamento de geofísica de  la Universidad de Chile. En  la tabla 2 se presentan  las concesiones vigentes a abril del año 2006. 

 

Tabla 4: Concesiones de exploración vigentes recursos geotérmicos (CNE). 

En la tabla 5 se pueden ver los recursos geotérmicos con posibilidades de ser explotados a lo largo de Chile, según los  datos extraídos del Servicio Nacional de Geología y Minería  

 

Tabla 5: Lista de recursos geotérmicos explotables en Chile. 

30  

Dentro  de  las  características  positivas  de  esta  tecnología  se  encuentran  sus  altos  factores  de planta del orden de 90%  (funciona  en  la práctica  como una  central  térmica).  Sin  embargo,  sus costos de  inversión son elevados. Su principal desventaja corresponde al alto riesgo asumido por el  inversionista  en  la  exploración  del  recurso  geológico  en  la  etapa  de  desarrollo,  debido  a  la necesidad de realizar costosas perforaciones a grandes profundidades. 

8.4.1  Ventajas de la energía geotérmica 

‐ Energía limpia ya que produce niveles considerablemente menores de emisiones de gases invernaderos que los combustibles fosiles. 

‐ Factores de planta competitivos con  las centrales  térmicas. Ya que  su  fuente provee un flujo constante de energía a lo largo del año que no depende de las condiciones climáticas ni estacionales. 

‐ Requieren generalmente una menor cantidad de terreno por MW que cualquier otro tipo de central térmica. 

8.4.2  Desventajas de la energía geotérmica 

‐ Poco  desarrollo,  lo  que  involucra  grandes  costos  de  inversión  y  todos  los  riesgos involucrados al trabajar con tecnologías en desarrollo. 

‐ Necesidad de realizar grandes y costosos estudios de prospección de zonas candidatas a ser aptas para la instalación de estas centrales, lo que aumentan los riesgos de inversión. 

‐ Escasez  de  zonas  aptas  para  instalar  estas  centrales,  además  los  yacimientos generalmente  no  son  de  fácil  acceso,  ya  que  muchas  veces  se  ubican  en  sectores montañosos. 

‐ Emanación de ciertos gases nocivos como acido sulfhídrico y contaminación de  las aguas subterráneas próximas con sustancias como arsénico y amoniaco.  

8.5  Energía Solar 

La  energía  solar  es  aquella  que  proviene  directamente  de  la  radiación  solar,  esta  energía  es generalmente  obtenida  mediante  colectores  térmicos  ó  paneles  solares  para  su  empleo  en generación eléctrica. Chile tiene condiciones geográficas privilegiadas que hacen más conveniente la  instalación de este  tipo de generadores que en muchas otras zonas del mundo donde se han instalado ampliamente como en Alemania, por ejemplo. A pesar de  lo anterior  la  instalación de estas tecnologías no se ha alcanzado un nivel significativo, principalmente debido a los altos costos de las unidades fotovoltaicas  y a que actualmente logran muy bajas eficiencias (entre 15 y 20%). 

En  la  tabla  6  se  puede  apreciar  las magnitudes  de  radiación  promedio  diaria  presentes  en  las diferentes regiones de Chile, obtenidos de la CNE. 

31  

 

Tabla 6: Magnitudes promedio de radiación solar en Chile por región. 

Existen variadas tecnologías para aprovechar la energía solar. A continuación se nombran algunas:  

‐ Energía solar  fotovoltaica: Esta  tecnología utiliza placas compuestas de semiconductores que al ser excitadas con radiación solar, produce energía eléctrica.  

‐ Energía  solar  termoeléctrica: En este  sistema  se produce energía eléctrica mediante un ciclo  termodinámico  convencional, en el que  se evapora un  fluido, que en este  caso es calentado por el sol. Este método reemplaza el uso de combustibles fósiles, por el calor de los rayos solares extraído mediante un  sistema de concentradores solares parabólicos. 

‐ Energía eólico solar: En este método se calienta una masa de aire que sube por un ducto vertical parecido a una chimenea en el cual hay adosadas turbinas eólicas  las cuales son las encargadas de generar la energía eléctrica. 

La  tecnología  fotovoltaica  es  la  que  actualmente  tiene mayor  difusión  y  es  en  la  que más  se investiga para lograr mayores eficiencias y menores costos. La energía solar fotovoltaica es lejos la que  posee  las mayores  facilidades  de  instalación  y  la  que  tiene  una mayor  potencial  para  ser empleada domésticamente. A continuación describiremos brevemente algunos aspectos de esta tecnología. 

8.5.1  Funcionamiento de los sistemas de energía fotovoltaica  

Un sistema fotovoltaico es un conjunto de equipos construidos e  integrados para realizar cuatro funciones fundamentales que son: 

‐ Transformar directa y eficientemente la energía solar en energía eléctrica. ‐ Almacenar adecuadamente la energía generada. ‐ Proveer adecuadamente la energía producida y almacenada ‐ Utilizar eficientemente la energía generada y almacenada. 

En  la  figura  9  se  muestran  los  componentes  que  realizan  las  funciones  anteriores  en  una instalación domestica, que describiremos a continuación:  

‐ Módulos  fotovoltaicos ó paneles  solares: Es el bloque en el que  se  realiza  la conversión directa de la energía solar en energía eléctrica. Son placas rectangulares que se componen de  un  conjunto  de  celdas  fotovoltaicas  que  son  protegidas  por  un marco  de  vidrio  y 

32  

aluminio anodizado. Las celdas fotovoltaicas transforman  la energía de un haz de  luz (en forma de fotones) en energía eléctrica según el efecto fotoeléctrico. Los materiales usados son generalmente semiconductores tales como el silicio. Estas celdas normalmente tiene un tamaño de 10x10cm y producen alrededor de 1 Watt a plena luz del día. 

‐ Baterías: Son  los componentes encargados de almacenar  la energía generada. Ya que  la energía generada por la radiación solar es variable, pero relativamente predecible (según el ciclo día‐noche), como también en parte impredecible (nubes, tormentas), es necesario almacenar la energía generada en los momentos en que la generación excede al consumo para ocuparla en los momentos en que se requiera.  Debemos dejar en claro que  las baterías que se usan para aplicaciones  fotovoltaicas son especiales en el sentido que son especialmente diseñadas para soportar grandes periodos de  descarga  con  corrientes  moderadas  (2  amperes  durante  100  horas),  y  poder  ser descargadas casi totalmente antes de ser nuevamente cargadas. Una batería de automóvil por  ejemplo  no  serviría  para  esto  ya  que  están  diseñadas  para  soportar  descargas  por periodos breves con grandes corrientes eléctricas (motor de partida), como por ejemplo, 100 amperes por dos segundos.  Como se sabe, las baterías proveen un voltaje de corriente continua a su salida con valores estandarizados de 6V, 12V 24V  e  incluso 48V.  La  capacidad de una batería  se mide  en Amperes‐hora que  equivale  a  cuantas horas  la batería puede  dar  la  corriente  antes de descargarse. Las capacidades comunes varían entre los 100 a los 400 Ah. Su vida útil varía entre los 4 a 6 años aunque con un buen cuidado se puede alargar un poco más. 

‐ Regulador  o  controlador  de  carga:  Corresponde  a  un  dispositivo  electrónico  que  es  el encargado de controlar tanto el flujo de corriente de la carga proveniente de los módulos fotovoltaicos  hacia  la  batería,  como  también  el  flujo  de  corriente  de  descarga  que  va desde  la batería hacia  las  lámparas  (en  la  figura) y demás aparatos eléctricos. Entre  sus funciones esta el impedir el paso de corriente hacia la batería cuando esta ya está cargada e  impedir el paso de corriente de  la batería hacia  las cargas cuando esta ha alcanzado su máximo nivel de descarga. 

‐ Inversor: Es el encargado de transformar el voltaje entregado por  las baterías, que es de corriente continua, a uno de corriente alterna que es el que usa  la gran mayoría de  los componentes eléctricos. 

 

Figura 9: Ejemplo de sistema fotovoltaico (doméstico). 

33  

8.5.2  Ventajas de la energía solar fotovoltaica 

‐ Corresponden a sistemas modulares y de relativa facilidad de transporte. ‐ No existen costos de terrenos si son montados sobre techumbres. ‐ No contaminan en absoluto. ‐ No requieren partes móviles, ni ciclos termodinámicos ni químicos. Por esto requieren de 

muy poco mantenimiento. ‐ Tiene bajísimos, casi nulos, costos de operación y mantenimiento. ‐ Muy  adecuado  para  sitios  o  aplicaciones  en  que  no  existen  redes  de  energía  eléctrica 

cercanos. 

8.5.3  Desventajas de la energía solar fotovoltaica 

‐ Muy altos costos de capital en comparación con otros sistemas convencionales ‐ Recurso  intermitente:  requiere de bancos de baterías para guardar energía  y  lograr  ser 

independiente (no necesitar conexión a la red eléctrica). ‐ Generalmente  falta  de  infraestructura  para  la  venta  y  servicios  relacionados  a  esta 

tecnología ‐ Baja eficiencia de los paneles fotovoltaicos (actualmente se encuentran en fase de prueba 

paneles el doble de eficientes y más económicos que los actuales). ‐ Desconocimiento de la población de la confiabilidad de estos sistemas. 

 

8.6  Energía mareomotriz 

La  energía mareomotriz  corresponde  a  aquella  que  está  contenida  en  los mares,  la  cual  tiene diferentes  manifestaciones  como  las  olas,  mareas,  corrientes  oceánicas  y  diferencias  de temperatura entre las masas de agua. 

El  movimiento  de  estas  grandes  masas  de  agua  se  debe  fundamentalmente  a  la  atracción gravitacional que ejerce la luna sobre ellas, a la rotación terrestre y a la atracción gravitacional de otros astros en menor medida, principalmente el sol. 

Como bien es sabido por  las personas que viven en zonas costeras,  la acción gravitacional de  la luna provoca que  las mareas suban y desciendan dos veces al día; el sol, por su parte, genera un efecto similar en las mareas pero de menor escala, pero que se suma de todas formas al anterior.  Estas diferencias de mareas si son aprovechadas adecuadamente son una gran fuente de energía limpia y prácticamente inagotable. 

El  paso  del  viento  sobre  el  mar  provoca  que  las  capas  cercanas  a  la  superficie  adquieran movimientos  circulares  los  que  contienen  una  porción  de  la  energía  cinética  del  viento,  estos movimientos circulares sumados a  interacciones con corrientes marinas entre otros factores son los responsables de las olas. La cantidad de energía que puede llevar una ola depende de variados factores  como  pueden  ser  la  velocidad  y  duración  del  viento,  la  profundidad  de  las  aguas  y  la 

34  

sección longitudinal por la que sopla el viento entre otros. La energía de las olas es más difícil de recuperar, pero  se están probando en el mundo diversos e  ingeniosos mecanismos para  lograr sacarle el máximo provecho a estas ondas marinas. 

La radiación solar también aporta energía al mar, generado gradientes térmicos entre las distintas capas del mar que han sido usados en la actualidad para generar la energía suficiente para destilar el agua del mar. 

Como  es  de  suponer,  esta  fuente  de  energía  renovable  ha  significado  un  gran  desafío  para  la ciencia y  la  ingeniería ya que se necesita extraer de  la forma más eficiente  los distintos tipos de energía (potencial y cinética principalmente) presentes en el mar. Por ejemplo se ha estimado que la  energía disipada por  las mareas  es del orden de  los 22000  TWh  y  se  considera que de  esta energía se pueden recuperar alrededor de los 200TWh. 

El  tipo de  centrales más desarrollada en  la actualidad  son  las que aprovecha  las diferencias de marea que  se producen durante el día y  las que aprovechan  las  corrientes oceánicas mediante turbinas con sistemas similares a las empleadas en los generadores eólicos. 

 En el  caso del aprovechamiento de  las mareas el método es bastante  simple, muy parecido al principio de las centrales hidroeléctricas de embalse. Consiste en un dique en el cual se almacena el agua cuando  la marea esta en un nivel alto para  luego ser  liberada cuando  la marea este baja pasando el agua a  través de  turbinas hidráulicas. Luego cuando  la presa se encuentra vacía y  la marea vuelve a subir se abren las compuertas y se vuelve a llenar la presa pasando el agua a través de las turbinas, por lo que se aprovechan doblemente las mareas. 

En  la  figura  11  se muestra  esquemáticamente  el  funcionamiento  de  una  central  de  este  tipo montada en Francia en el rio La Rance, que es el principal ejemplo de uso de esta energía en el mundo, la cual fue construida en el año 1967 con una capacidad instalada de 240MW y un salto de agua (desnivel) de ocho metros. En la figura se muestra esta central. 

 

Figura 10: Central mareomotriz del río La Rance. 

35  

 

Figura 11: Ilustración del principio de funcionamiento de la central del río La Rance 

El principal obstáculo para la explotación de esta fuente está en el ámbito económico. Los costos de  inversión  son  muy  altos  en  relación  al  rendimiento,  debido  a  que  las  cargas  hidráulicas disponibles (energía por unidad de peso del agua) son bajas y variadas. Estas bajas cargas exigen la utilización de grandes equipos para manejar grandes volúmenes de agua en movimiento. Por esto en el caso de las centrales que aprovechan las diferencias de mareas, se requiere que en el lugar de instalación existan grandes diferencias de estas y donde el cierre del mar no involucre grandes costos. 

Además de lo anterior tenemos que existe un problema de tipo medioambiental ya que este tipo de centrales altera factores como la salinidad de las aguas y el ciclo de los sedimentos marinos lo que genera un gran impacto en los ecosistemas en el lugar donde se instalan estas centrales. 

La energía proveniente de las corrientes marinas, se aprovecha mediante turbinas de diverso tipo que se instalan en zonas cercanas a las costas debido a que en estas áreas el fondo marino  obliga 

36  

al  agua  a  circular  por  canales  angostos.  Las  corrientes  marinas  generadas  son  relativamente predecibles porque se ven influidas por las mareas, por lo que serán máximas cuatro veces al día.  

La principal ventaja de las turbinas marinas es que como el agua es unas 830 veces más densa que el aire tenemos que se requieren velocidades de corrientes y aspas de diámetro muy menores que las de un aerogenerador para generar la misma potencia. 

Existen  principalmente  dos  tipologías  para  aprovechar  las  corrientes  que  nombraremos brevemente: 

‐ Turbinas axiales Horizontales: Consisten en generadores muy parecidos a los eólicos, pero sumergidos en agua, pero sus dimensiones son mucho menores (diámetro de 20m vs 60m) y de  velocidades de giro requeridas más bajas.  

‐ Turbinas  axiales  verticales:  Se  utilizan  turbinas  axiales  verticales  que  hacen  girar  un generador eléctrico. La ventaja es que se pueden apilar estas turbinas y construir barreras de turbinas para generar mayores potencias. El problema es que se altera la biodiversidad y dificulta el paso de embarcaciones. 

En la figura 12 se muestran las dos tipologías mencionadas. 

 

Figura 12: Esquemas de turbinas para generación mediante corrientes marinas. 

 

37  

Las  tecnologías  que  aprovechan  las  corrientes marinas  tienen  un  bajo  impacto  ambiental,  con excepción  de  las  barreras  de  generadores  verticales,  siendo  estos  similares  a  los  de  centrales hidroeléctricas de pasada. 

8.6.1  Ventajas de la energía mareomotriz 

‐ Energía Limpia y prácticamente inagotable. ‐ Silenciosa y sin emisiones de gases a la atmosfera ‐ Costos de materia prima teóricamente nulos ‐ Disponible sin importar clima y época del año. 

8.6.2  Desventajas de la energía mareomotriz 

‐ Dependiente de  la amplitud de  las mareas por  lo que no se puede  instalar en cualquier lugar. 

‐ Altos costos por MW instalado. ‐ Traslado de energía  generalmente muy costoso ‐ Impactos sobre la biodiversidad marina. ‐ Genera un impacto visual significativo en ciertos casos. 

Chile, al poseer una gran franja de costa marina y la corriente de Humboldt tiene un gran potencial mareomotriz, pero como ya mencionamos, estas  tecnologías aun son  incipientes por  lo que son muy costosas y poco eficientes. 

 

8.7  Costos  y factor de planta por tecnología de ERNC. 

En  la  siguiente  tabla  se  presentan  los  costos  y  factores  de  planta  de  las  tecnologías  ERNC estudiadas anteriormente. 

Tecnología  

Costo Inversión US$ / MW 

Factor de Planta  

Costo Variable US$ / MWh 

Hidroeléctrica < 40 MW  1,9  0,6  2 Eólica  2,2  0,3  2 Geotermia  3,5  0,9  5 Solar  6  0,25  2 Biomasa  2  0,85  45 Mareomotriz (olas)  5  0,4  62 Tabla 7: Valores económicos y técnicos relevantes por tecnología de generación ERNC. 

 

 

38  

9.   Breve evaluación económica y determinación de viabilidad de  las distintas  tecnologías de ERNC para el caso Chileno con la nueva ley de energías renovables. Análisis comparativo. 

La  nueva  ley  de  fomento  a  las  ERNC  espera  tener  un  impacto  significativo  en  el  desarrollo  de nuevas tecnologías de generación  junto con una diversificación de nuestra matriz energética. Sin embargo, y como vimos anteriormente, las tecnologías difieren mucho entre sí teniendo cada una sus pro y sus contras. Los costos de cada una de ellas también presentan una alta variabilidad y estos serán determinantes al momento de que  los privados decidan que  tecnología utilizar para cumplir con la obligación impuesta por la ley. 

Debido a  lo anterior resulta relevante evaluar económicamente  las distintas tecnologías de ERNC en  el  largo  plazo  junto  con  sus  posibilidades  de  ser  rentables  y  por  ende  atractivas  para  los inversionistas. También es necesario analizar el efecto que tienen  las multas que considera  la  ley por el incumplimiento de la generación mediante ERNC y como estas influyen en la rentabilidad de las tecnologías. 

Los proyectos de ERNC son difícilmente estandarizables pues proyectos aparentemente similares pueden tener rentabilidades muy distintas. Esto implica que sea necesario un estudio caso a caso, sin embargo una estimación promedio de los costos y la viabilidad de las distintas tecnología nos da indicios generales que nos permiten tener una mirada global. 

En la  tabla 8 se presentan los costos de las distintas tecnologías de generación mediante ERNC. En esta evaluación se consideraron proyectos de generación con una vida útil de 20 años y una tasa de rentabilidad del 10 %. 

Tecnología  

Costo Inversión US$ / MW 

Factor de Planta  

Costo Variable US$ / MWh 

Costo MedioUS$ / MWh 

Hidroeléctrica < 40 MW  1,9  0,6  2  44,5 Eólica  2,2  0,3  2  100,3 Geotermia  3,5  0,9  5  57,1 Solar  6  0,25  2  323,8 Biomasa  2  0,85  45  76,5 Mareomotriz (olas)  5  0,4  62  229,6 

 

Tabla 8: Costos tecnologías ERNC. 

Interesa ahora analizar, en base a  los costos esperados por tecnología, que tecnologías de ERNC son  rentables dentro del esquema de generación competitivo chileno y  cuales  lo  serán una vez que entre en vigencia la ley de fomento a las ERNC. 

 

 

 

39  

 Los ingresos que recibe una central de ERNC  están dados por: 

  ·   ·      

BonoERNC

Para la evaluación económica se utilizaron los precios que se muestran en la tabla 9.  

    US$/MWh 

‐ ET : Energía producida por la central ERNC. ‐ PeLP : Precio de la energía en el largo plazo. ‐ PFIRME : Factor que pondera la energía para el cálculo de la potencia firme.  ‐ PPOT : Precio de la potencia en el largo plazo. ‐  carbono: Precio de los bonos de carbono en el largo plazo. ‐  : Incentivo por ley a las ERNC. 

  Carbón  65   8 U es  10,96 S$/kW‐m    15 US$/Ton  8 

   0   29,80 ,4 UTM/MWh0,6 UTM/MWh  44,69 

 

Tabla 9: Precios de largo plazo evaluación económica. 

Los bonos de  carbono,  si bien  siguen un proceso de acreditación distinto para  cada  tecnología, 

El cálculo del factor de potencia firme presenta gran complejidad por lo que se prefirió realizar una 

Tecnología (0.7 FP)

Pago por potencia firme 

presentan resultados similares para todas ellas por lo que se consideró igual para todas. 

estimación  simplificada  que  correspondió  a    ponderar  por    0.7  el  factor  de  planta  de  cada tecnología. Los pagos por potencia firme se muestran en la tabla 10.  

     US$/MWh 

Hidroeléctri  < 40 MW ca 0,42  4,6 Eólica  0,21  2,3 Geotermia  0,63  6,9 Solar  0,175  1,9 Biomasa  0,595  6,5 Mareomotriz (olas)  0,28  3,1 

 

Tabla 10: Pagos por potencia firme. 

Los resultados obtenidos en la evaluación económica se muestran en la tabla 11. El precio total de energía (sin ley) considera el precio esperado de la energía en el largo plazo, el pago por potencia firme y el pago por los bonos de carbono.  

40  

En la última columna se incluye el efecto que tiene la ley de fomento a las ERNC sobre los precios. El precio total de energía (con ley ERNC) corresponde al máximo que se pagará por la generación mediante ERNC, por sobre este precio será más atractivo pagar la multa establecida por la ley que cumplir la obligación de generación con ERNC que esta establece. 

Tecnología   

Costo Medio  

US$ / MWh 

Precio Total Energía LP (sin ley) 

 US$ / MWh 

Precio Total Energía LP  (con ley ERNC) 

 0,4 UTM         0.6 UTM US$ / MWh 

Hidroeléctrica < 40 MW  44,46   77,6   107,4                 122,3 Eólica  100,33   75,3   105,1                    120 

Geotermia  57,14   79,9   109,7                124,6 Solar  323,81   74,9   104,7                119,6 

Biomasa  76,55   79,5   109,3                124,2 Mareomotriz (olas)  229,6   76,1   105,9                120,8 

 

Tabla 11: Evaluación económica centrales ERNC. 

Se aprecia  como  las  tecnologías de generación hidroeléctrica<40MW, geotérmica  y de biomasa son  rentables  sin  necesidad  de  la  aplicación  de  la  ley  de  ERNC.  Sin  embargo  la  generación utilizando biomasa presenta un potencial de generación a nivel nacional menor, mientras que  la geotérmica presenta altos costos de exploración y alto  riesgo. Es por esto que son  las centrales hidráulicas menores a 40MW las que dominan las inversiones en ERNC  en nuestro país.  

La energía eólica no es rentable a largo plazo sin algún estímulo externo como la ley de fomento a las ERNC.  

También es  claro  como  la energía  solar presenta  costos elevadísimos  septuplicando el  costo de una  central mini hidráulica  y  triplicando el  costo de  generación eólica.  La  energía mareomotriz presenta costos altos y no representa una real oportunidad actual ya que se encuentra en etapas muy tempranas de desarrollo.  

Al incluirse el efecto de la ley obviamente las tecnologías que ya se financiaban antes de la ley se siguen  financiando  con  la  entrada  en  vigencia  de  esta  y  obtienen  aún mayor  rentabilidad.  Las energías  solar  y  mareomotriz  siguen    siendo  demasiado  caras  e  incluso  no  pueden  ser competitivas con la multa mayor de 0,6 UTM. 

El caso más interesante corresponde a la generación eólica. Esta pasa de ser no rentable antes de la entrada de la ley a ser rentable con la aplicación de esta.  Es importante recalcar que los precios se  encuentran  bastante  cercanos  por  lo  que  la  ley  sólo  implicaría  la  rentabilidad  de  proyectos eólicos eficientes (se financian con un factor de planta superior al 28%). 

 

 

41  

9.1   Sensibilidad de los resultados 

Los resultados obtenidos anteriormente se basan en una serie de supuestos sobre condiciones en el largo plazo que pueden variar dependiendo de diversos factores. La variación de los supuestos más relevantes puede marcar la diferencia en cuanto a los resultados obtenidos.  

9.1.1  Variación del precio a largo plazo de la energía 

Si variamos el precio a largo plazo de la energía, que había sido asumido a partir de desarrollo en base al carbón (65 U$S/MWh), se obtienen los resultados que se muestran en la tabla 12. En esta tabla se muestra el resultado obtenido con precios a  largo plazo de  la energía de 50, 60, 70 y 80 US$/MWh. 

Tecnología    

Precio LP energía = 

Costo MedioUS$ / MWh 

  

Precio Total Energía LP  US$ / MWh 

   50        60        70        80 

Precio Total Energía LP  (Ley ERNC 0,4 UTM) 

US$ / MWh       50         60          70          80 

Hidroeléctrica < 40 MW  44,46   62,6  72,6  82,6  92,6  92,4 102,4   112,4  122,4 Eólica  100,33   60,3  70,3  80,3  90,3  90,1  100,1   110,1  120,1 

Geotermia  57,14   64,9  74,9  84,9  94,9  94,7  104,7   114,7  124,7 Solar  323,81   59,9  69,9  79,9  89,9  89,7  99,7   109,7  119,7 

Biomasa  76,55   64,5 74,5  84,5  94,5  94,3  104,3   114,3  124,3 Mareomotriz (olas)  229,6   61,1  71,1  81,1  91,1  90,9  100,9   110,9  120,9 

 

Tabla 12: Sensibilidad costo largo plazo energía. 

Las centrales hidráulicas <40 MW junto con las geotérmicas son rentables con o sin ley de fomento a las ERNC e independiente del precio a largo plazo de la energía (considerando un mínimo de 50 US$/MWh).Contrariamente  opuestas  son  la  energía  solar  y mareomotriz  que  no  son  rentables bajo cualquier condición.  

La energía eólica necesita necesariamente de  la  ley de fomento a  las ERNC   para ser rentable en todo  el  rango  de  precios  estudiado.  Con  el  incentivo  de  la  ley  además  necesita  precios  de  la energía de largo plazo superiores a 61 US$/MWh. 

Finalmente la energía producida por biomasa necesita de la ley cuando los precios de largo plazo de la energía bajan de los 62 US$/MWh.  

9.1.2 Variación de los costos de inversión 

Si  disminuimos  y  aumentamos  los  costos  de  inversión  de  las  distintas  tecnologías  en  un  20% obtenemos los resultados que se muestran en la tabla 13.  

 

42  

Tecnología  

Costo inversión = 

Costo Medio  

80%         120% US$ / MWh 

Precio Total Energía LP (sin ley) 

 US$ / MWh 

Precio Total Energía LP  (con ley ERNC) 

 0,4 UTM         0.6 UTM US$ / MWh 

Hidroeléctrica < 40 MW    36            53  77,6   107,4                 122,3 Eólica    81          120  75,3   105,1                    120 

Geotermia    47            68  79,9   109,7                124,6 Solar   259         388  74,9   104,7                119,6 

Biomasa    70            83  79,5   109,3                124,2 Mareomotriz (olas)  196          263  76,1   105,9                120,8 

 

Tabla 13: Sensibilidad costos de inversión 

En el caso de una disminución del 20% en los costos de inversión no hay nuevas tecnologías que logren ser competitivas. En cambio, un aumento del 20% en los costos de inversión trae consigo que la energía generada por biomasa ya no sea competitiva.  

Lo más interesante es que aún con aumentos de un 20% en sus costos de inversión la energía hidráulica<40 MW y la geotérmica siguen siendo rentables sin el incentivo a las ERNC por parte de la ley. 

9.1.3 Variación del retorno de la inversión 

Si bien  la  rentabilidad  se asume de un 10%  las empresas buscan  retornos mayores a estos. Un valor  típico  buscado  por  las  generadoras  corresponde  a  un  12 %  o  13%  de  retorno  sobre  su inversión. 

El resultado obtenido considerando estas mayores rentabilidades se muestra en la tabla 14. 

Tecnología   

Retorno inversión = 

Costo Medio  

 12%            13% US$ / MWh 

Precio Total Energía LP (sin ley) 

 US$ / MWh 

Precio Total Energía LP  (con ley ERNC) 

 0,4 UTM         0.6 UTM US$ / MWh 

Hidroeléctrica < 40 MW     50,4           53,5  77,6   107,4                 122,3 Eólica    114,1        121,2  75,3   105,1                    120 

Geotermia    64,4            68,2  79,9   109,7                124,6 Solar    368,8           392  74,9   104,7                119,6 

Biomasa    80,9            83,2  79,5   109,3                124,2 Mareomotriz (olas)    253           265,1  76,1   105,9                120,8 

 

Tabla 14: Sensibilidad retorno de la inversión 

Lo más relevante en este caso corresponde a que, con un retorno del 12%, las centrales eólicas ya no son competitivas aún con el incentivo dado por la ley de fomento a las ERNC. 

 

43  

10.   Conclusiones 

La aplicación de la ley de fomento a las ERNC en nuestro país traerá consigo la obligación de que el 10% de  la energía que se genere provenga de generación renovable no convencional. Si bien un 10%  no  parece  exagerado,  la  ley  de  fomento  a  las  ERNC  tendrá  como  consecuencia mayores costos de generación en el país que serán asumidos por los consumidores finales.  

Sin  embargo  es muy  cierto  que  existe  una  tendencia  tanto  a  nivel mundial  como  nacional  a preferir este  tipo de generación  lo que desembocó en que mediante una decisión política y no económica se aprobara la ley de fomento a las ERNC. Si bien que exista una tendencia no implica que nosotros  como país  tengamos que  seguirla,  en  este  caso nos parece que  la  ley  cumple  su objetivo en el sentido de que interpreta el deseo de la sociedad en su conjunto de favorecer a las ERNC. En la creación de la ley existió una discusión pública y participativa de todos los sectores lo que siempre es positivo. 

Pese a  lo anterior debe existir un análisis constante sobre el real beneficio que nos trae esta  ley pues siempre se debe tener como premisa la eficiencia energética (tanto en un uso eficiente de la energía como en una generación a  los menores costos posibles).   En este sentido  tenemos muy buenas perspectivas pues    lo más probable es que  los proyectos de ERNC   que se  lleven a cabo serán  los más eficientes, pues  los generadores  tradicionales deberán  internalizar el costo en sus ofertas al mercado final. 

Es importante mencionar que la ley de fomento a las ERNC rompe la neutralidad tecnológica que existía en el mercado eléctrico chileno y en donde  las  inversiones para el desarrollo del sistema estaban dadas sólo por la señal de precios futuros de la energía y sienta un precedente importante dado que el estado interviene directamente sobre el mercado eléctrico de generación. Un peligro es que  la  ley puede dar  lugar a que el estado se anime a  intentar  intervenir de otras maneras el mercado eléctrico chileno. Esta sensación de que el estado puede  intervenir y cambiar  las reglas del  juego  trae consigo el  riesgo de desincentivar a  los  inversionistas pues se  les está dando una señal de inseguridad. 

Debido a la obligación impuesta por la ley de fomento a las ERNC  nosotros estimamos que al 2020 Chile deberá tener instalados  1527 MW exclusivamente de ERNC. Esto dará paso a la creación de un mercado de ERNC en Chile y si bien esto es positivo es necesario preguntarse si este desarrollo será asumido por  las grandes empresas que actualmente operan en Chile (Endesa, Gener, etc.) o por nuevas compañías que vendan su ERNC a estas. Creemos que existe una alta posibilidad de que las mismas empresas generadoras tradicionales lleven a cabo sus desarrollos (como el caso de la central eólica Canela construida por la filial de Endesa EndesaEco) reduciendo la posibilidad de que nuevos actores ingresen al concentrado mercado de generación en Chile. 

Pudimos ver como el esquema de  incentivos que  se  implementó en Chile es bastante  similar al australiano, el que ha recibido muchas críticas, principalmente acerca de los costos totales que se pagan  por  la  electricidad.  El  sistema  de  incentivos  Feed‐In  ha  demostrado  ser  mucho  más económico para  la  sociedad que el Quota‐System. Pero nosotros  creemos que  se puede  ir más 

44  

allá,  al permitir que el estado  tenga disponible un  fondo  concursable especial para  financiar  la parte de los costos de inversión que sea necesaria para que el proyecto sea rentable sin necesidad de algún otro mecanismo. De esta forma se lograría que el precio final para todos los usuarios no sea afectado por esta política de estado, que en cierta forma encontramos arbitraria.  Por lejos la tecnología más económica dentro de las ERNC  es la generación hidráulica a pequeña escala.   El  límite que se  le  impuso a esta tecnología (20MW base y  luego un porcentaje hasta 40 MW) es absolutamente arbitrario y  tiene como objetivo que esta  tecnología no acapare  toda  la inversión  en  ERNC.  Si  bien  esto  permite  diversificar  las  ERNC  atenta  fuertemente  contra  la eficiencia de nuestro sistema. Este límite también está llevando a que cuencas con potenciales de generación  mayores  a  40MW  sean  subutilizados  desperdiciando  energía  que  podría  estarse generando con centrales un poco más grandes e igual de limpias. 

En  cuanto al  impacto que  la  ley de  fomento a  las ERNC  tiene  sobre  las distintas  tecnologías de ERNC nuestros análisis son claros en cuanto a que  la generación eólica es  la tecnología en  la que esta  ley tiene su mayor  impacto. Esto pues tanto  las centrales hidroeléctricas menores a 40 MW como la energía geotérmica y la biomasa se financian sin necesidad del incentivo dado por la ley. Al mismo tiempo  la tecnología solar y mareomotriz tienen costos muy altos que no  les permiten ser rentables en ninguna condición. 

Sin embargo, la energía  eólica no se financia al largo plazo con sus actuales costos de inversión y costos variables pero si  lo hace al agregarse  los  incentivos   dados   por  la  ley. Esta  tecnología de generación debiera verse impulsada fuertemente en el futuro cercano dando un saldo cuantitativo importante en cuanto a capacidad instalada de generación. 

Finalmente  creemos que  existe un  fuerte desconocimiento por parte de  la población  sobre  las ERNC. Existe una tendencia tanto en los medios, en el sector político y en la sociedad en general a ensalzar  sus  cualidades,  que  sin  duda  son  muy  positivas,    en  desmedro  de  sus  defectos    y particularmente de los altos costos que estas tienen.   

En  especial  los  grupos  de  “defensa  del  medio  ambiente”  han  planteado  reemplazar definitivamente la generación contaminante o de represa por el número necesario de centrales de energía  renovable  considerando  sólo  el  hecho  de  que  estas  son  limpias  y  que  según  ellos  no generan un daño al medio ambiente. Una mirada un poco menos apasionada y más realista nos lleva    a  desmentir  lo  anterior  ya  que  para  igualar  la  capacidad  de  generación  de  una  central hidroeléctrica de embalse o una central de carbón grande es necesario instalar un gran número de centrales de ERNC  las que  sumadas  terminan por provocar un  impacto mucho mayor al medio ambiente. 

Un punto que encontramos  importante para  finalizar es  la dificultad que existe para encontrar información  confiable  y  actualizada  tanto  de  generación  mediante  ERNC  como  del  mercado chileno.  Incluso datos como el precio spot de  la energía no son de  libre acceso y hay que pagar para poder acceder a ellos. Esto afecta negativamente al sector ya que personas interesadas en el tema no tienen el acceso a la información que necesitan sin pagar ó pertenecer a ciertos círculos 

45  

privilegiados.  El  liberar  esta  información  puede  ser  relevante  para  la  trasparencia  y  para  el cumplimiento del principio de información perfecta en el mercado chileno. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

46  

11.   Bibliografía 

Ley de fomento a las energías renovables. Ley eléctrica chilena.  Referencias Web: Artículos:  Moreno,  J., Mocarquer,  S.  y  Rudnick,  H.,  "Generación  Eólica  en  Chile:  Análisis  del  Entorno  y Perspectivas de Desarrollo", Andescon, Ecuador, Noviembre 2006. http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/morenomocarquerrudnick.pdf  Mocarquer, S., Rudnick, H., "Recursos Renovables como Generación Distribuida en  los Sistemas Eléctricos", Taller de Energias Renovables "Situación Mundial y Usos Potenciales en el País", U. de Concepción, 11‐13 enero 2005 http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/MocarquerRudnick.pdf  Tesis:  Mohr,  Ricardo,  Inserción  de  generadores  de  energía  renovable  en  redes  de  distribución, Pontificia Universidad Católica, 2007. http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/mohr.pdf  Pavez, Mario, Wind energy generation feasibility on the Northern Interconnected System (SING), Pontificia Universidad Católica ,2008. http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/Pavez.pdf  Pereda,  Isidro,  Celdas  fotovoltaicas  en  generación  distribuida,  Pontificia  Universidad  Católica, 2005. http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/pereda.pdf  Herrera  Vergara,  Benjamín,  Pago  Por  Potencia  Firme  A  Centrales  De  Generación  Eólica, Universidad de Chile, 2006. http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/HerreraB.pdf  Forcano,  Ricardo,  Removal  of  barriers  to  the  use  of  renewable  energy  sources  for  rural electrification in Chile  MIT, 2002. http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/forcano.pdf     

47  

Páginas Web:   CNE: Pagina de la Comisión Nacional de Energía en la que podemos encontrar información sobre la tramitación  ambiental en Chile de proyectos de  generación de  energía eléctrica    con ERNC,  las leyes que  rigen el sistema eléctrico chileno  (en especial  la  ley 19.657 que es  la que  fomenta  las ERNC) e información acerca de los distintos proyectos actuales de ERNC (ordenados por grado de avance). www.cne.cl/fuentes_energeticas/f_renovables.html www.eclac.org/drni/noticias/noticias/1/28921/Christian_Santana.pdf  CDEC SIC:  www.cdec‐sic.cl/index_en.php  CEP: Centro de estudios públicos www.cepchile.cl/dms/lang_1/autor_966.html  Dept. of Business & Economic Development of Hawaii: Feasibility of Developing Wave Power as a Renewable Energy Resource for Hawaii hawaii.gov/dbedt/main/about/annual/2002‐wave.pdf 

California Energy Commission: Comparative cost of California central station electricity generation  www.caiso.com/1c75/1c75c8ff34640.pdf  P4 ASESORES: Página de P4 ASESORES en  la que se pueden descargar  las presentaciones de  los seminarios de energías renovables 2006 y 2007 www.p4.cl    CORFO: Página de la Corporación de Fomento, lugar en el que podemos encontrar la información relacionada con  el apoyo que presta CORFO para la prospección y materialización de proyectos de Energías Renovables No Convencionales. www.corfo.cl  www3.corfo.cl/renovables/OpenNet/asp/default.asp?boton=Hom  Baywind energy cooperative: Página de la cooperativa Baywind, la que es todo un ejemplo en el caso de participación ciudadana en proyectos de ERNC. www.baywind.co.uk  Wikipedia: Renewable energy in the European Union http://en.wikipedia.org/wiki/Renewable_energy_in_the_European_Union#Germany  Center for Alternative Technology: http://www.cat.org.uk/index.tmpl?refer=index&init=1  Regionalstorm (Electricitat Regional):  www.bund‐regionalstrom.de 

48  

49  

Generación Mareomotriz www2.ing.puc.cl/power/alumno07/generacion%20mareomotriz/home.html  Universidad de Cantabria: Energía mareomotriz personales.ya.com/universal/TermoWeb/EnergiasAlternativas/mar/PDFs/1MAREAS.pdf usinfo.state.gov/journals/ites/0706/ijes/eckhart.htm  ENAP: Desarrollo de la energía geotérmica en Chile www.eclac.cl/dmaah/noticias/discursos/1/14821/Seminario.pdf  EMOL: ¿Qué tan viable es el desarrollo de las energías alternativas en Chile? www.chilenoticias.cl/Comunicaciones_INFOR/Archivo_Noticias/2007/Enero2007/Noticias/08_01_quetan.htm  Plataforma Urbana: www.plataformaurbana.cl/archive/2007/12/13/energia‐eolica‐el‐futuro‐de‐chile/ www.plataformaurbana.cl/archive/2008/02/28/crisis‐energetica‐oferta‐y‐demanda‐del‐consumo‐electrico‐nacional/  www.geotermia.cl/ www.wavegen.co.uk/links.htm www.todaysengineer.org/2006/Dec/energy.asp www.teachers.ash.org.au/jmresources/energy/renewable.html www.zerocarbonbritain.com