UNIVERSIDAD DE CHILEFACULTAD DE CIENCIAS FISICAS Y MATEMATICASDEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICAALTERNATIVAS DE COMERCIALIZACI ON PARA PEQUENOS MEDIOS DEGENERACI ON EN SISTEMAS INTERCONECTADOSMEMORIA PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTAGERARDO ANDRES VIEYRA REYESPROFESOR GUIA:LUIS VARGAS DIAZMIEMBROS DE LA COMISION:ARIEL VALDENEGRO ESPINOZARODRIGO PALMA BEHNKESANTIAGO DE CHILEENERO 2008RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR AL TITULO DEINGENIERO CIVIL ELECTRICISTAPOR: GERARDO VIEYRA REYESFECHA: 23/12/2007PROF. GUIA: Sr. LUIS VARGAS DIAZALERNATIVAS DE COMERCIALIZACION PARA PEQUENOS MEDIOS DEGENERACION EN SISTEMAS INTERCONECTADOSEl objetivoprincipal deestetrabajoesidenticarlamejoralternativadecomercializaci onparaunpeque no medio de generaci on en sistemas interconectados, tomando en cuenta distintos factores tales co-mo los cambios legislativos, distintos tipos de tecnologas y la ubicaci on geogr aca del peque no medio degeneraci on.Es conocido por todos que la actividad del ser humano ha ido continuamente mermando la situaci onmedio ambiental, siendo nuestro pas no es ajeno a esta realidad mundial. Se suma a lo anterior la gran depen-dencia energ etica que nuestro pas posee, ha motivado el aprovechamiento de otro tipo de fuentes energ eticasque no se utilizan en la actualidad, en particular, las energas renovables no convencionales, provenientes derecursos que son capaz de regenerarse de forma natural y que no se agotan a escala humana, en la forma depeque nos medios de generaci on que corresponden a centrales de menos de 20 MW sincronizadas al sistema.Para efectos de este trabajo, se consideran centrales cuyos excedentes de potencia son de 9 MW.Debido a la naturaleza reciente de estos hechos hay aspectos, como la comercializaci on tanto de potenciacomo de energa, que no se encuentran claros en la actualidad, por lo que este trabajo pretende dar respuesta aesta inquietud. Para ello se estudian las siguientes tecnologas renovables no convencionales: energa e olica,energa solar comprimida t ermica, energa solar comprimida stirling y energa hidr aulica en peque na escala.Se identican cuatro alternativas de comercializaci on, las cuales son venta a precio estabilizado, mercadospot, venta a distribuidora mediante licitaci on de contrato y contrato bilateral con un cliente libre. Luego,estas alternativas son comparadas entre si para distintas zonas del Sistema Interconectado Central, tomandoen cuenta la ubicaci on geogr aca de la central.Se concluye que, en la mayor parte del Sistema Interconectado Central, la alternativa mas conveniente esmediante precio estabilizado aunque, realizando un an alisis de sensibilidad, la alternativa en algunos casosvara. De forma adicional se concluye que los cambios legislativos, en particular, la exenci on de pago depeaje troncal por parte de los PMG no dejan claro el incentivo para el desarrollo de este tipo de centrales, yaque la metodologa de c alculo de peajes todava se encuentra en desarrolo en la actualidad. Por lo tanto, sonnecesario m as incentivos para lograr promover este tipo de centrales, las que tienen un gran futuro, tomandoen cuenta la disponibilidad de recursos que hay en nuestro pas.A mi madre y a la memoria de mi padre.IIAgradecimientosQuisiera partir agradeciendo a mi familia, en especial a mi madre, Cecilia y mis abuelos Carlos y Ar-mandina, ya que sin ellos llegar hasta este punto no habra sido posible. Gracias por los momentos de apoyo,la conanza que han depositado en mi y la ayuda que me han brindado sobre todo en este ultimo tiempo.Dentro del ambiente acad emico, quiera agradecer a mi profesor gua, Luis Vargas, por haberme dadolaoportunidaddehabertrabajadocon el. Tambi enquisieraagradeceralprofesorRodrigoPalma, quienmediante un proceso de condicionamiento, logr o que yo optara por la especialidad de potencia. Sin el quiz asdonde estara ahora. Quisiera agradecer al profesor Ariel Valdenegro por la paciencia que ha tenido duranteeste trabajo de memoria y por el apoyo que me ha brindado.Tambi en quisiera agradecer a mis amigos de la universidad, entre ellos a Castilleja, Pato, JP, Alfredo,Fabi an, Amaru, Tollero, Pato Soto con quienes desde los primeros a nos de nuestra vida universitaria hemoscompartido gratos momentos. Tambien agradecer a los amigos que han llegado en este ultimo tiempo, comoTaboada, Stari, Diego, Cristina, Miguel, Horacio, Marcos, David, Beta entre los el ectricos, Campito, Duarteentre otros matem aticos y por supuesto a todo el staff de Seishin, quienes han sido una gran amistad en los ultimos a nos en la universidad.Quisiera agradecer tambi en a mis amigos de la infancia, quienes a pesar de ya no estar todos los dasjuntos, sabemos que estamos disponibles en caso de que cualquiera de nosotros lo necesite. Gracias Dani-lo,Felipe,Pedro,Alonso,Cifu,Nachi,Naty,Daisy,CarlosyporsobretodoaDiego,conquienhemoscompartido por tanto tiempo tanto en la epoca de colegio como ahora en la universidad, tiempo que al nest a dando sus frutos. Gracias a Uds. por ser ese cable a tierra que me recordaba que hay otras cosas apartede la universidad y graciar por estar conmigo cuando lo he necesitado.Gracias a todos los que por motivos de espacio y mala memoria no he podido mencionar en este lugar,pero que se que han estado a mi lado y que me han apoyado durante todo este tiempo.Finalmente espero que mi padre, donde quiera que est e, se sienta orgulloso de este logro.IIIIndice GeneralIndice de Figuras VIIIndice de Tablas X1. Introducci on 21.1. Motivaci on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.2. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.3. Estructura del Trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32. Antecedentes 52.1. Tecnologas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.1.1. Energa E olica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.1.2. Energa Solar Concentrada Stirling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.1.3. Energa Solar Concentrada T ermica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.1.4. Energa Mini-Hidr aulica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.2. Aspectos relevantes de la Legislaci on Chilena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.2.1. Ley General de Servicios El ectricos DFL N 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.2.2. Reglamento para Peque nos Medios de Generaci on . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123. Costos e Ingresos de un Proyecto ERNC 16IV3.1. Inversi on y Costos de Operaci on y Mantenci on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.2. Peajes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173.3. Ingresos por Energa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183.3.1. Energa e olica [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183.3.2. Energa solar concentrada Stirling [10] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.3.3. Energa solar concentrada t ermica [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.3.4. Energa mini-hidr aulica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.4. Ingresos por Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.4.1. Energa e olica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.4.2. Energa solar concentrada Stirling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.4.3. Energa solar concentrada t ermica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.4.4. Energa Mini-Hidr aulica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.5. Ingresos por Servicios Complementarios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.6. Alternativas de Venta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363.7. Modelaci on de las alternativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383.7.1. Venta al CDEC a precio estabilizado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383.7.2. Venta al CDEC en mercado spot . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393.7.3. Venta a distribuidora mediante licitaci on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393.7.4. Venta a cliente libre con contrato bilateral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404. Evaluaci on de un Proyecto ERNC en funci on de la Localizaci on 424.1. Evaluaci on Econ omica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 424.2. Resultados de la Evaluaci on del Caso Base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 454.3. An alisis de Sensibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50V4.3.1. Precio Nudo en alza 1 % anual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504.3.2. Precio Nudo en baja 1 % anual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 524.3.3. Par ametro en alza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544.3.4. Par ametro baja . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.3.5. Variaci on tasa de descuento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.3.6. Variaci on potencia instalada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 605. Conclusiones 63Bibliografa 67Ap endices 69A. Resultados An alisis de Sensibilidad 69B. Valor de Indices utilizados en el C alculo de Precios 77C. Valor de los Costos Marginales por Barra 79VIIndice de Figuras2.1. Esquema Turbinas E olicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.2. Esquema Generador Solar Stirling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.3. Esquema Generador Solar T ermico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.4. Diagrama de bloques de Generador Solar T ermico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.5. Generador Hidr aulico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.1. Par ametros de distribuci on de Weibull invierno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193.2. Par ametros de distribuci on de Weibull primavera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203.3. Ejemplo de distribuci on de Weibull . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213.4. Curva de potencia m aquina de una e olica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223.5. La posici on del sol vara seg un la hora, el da y la latitud del momento. A la izquierda el solen invierno y a la derecha en verano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.6. Energa generada en enero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.7. Energia generada mes a mes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.8. Energa generada acumulada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283.9. Energa generada mes a mes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.10. Energa generada acumulada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304.1. Latitudes donde se realiza la evaluaci on para cada tipo de tecnologa. Para el caso e olico seconsidera ademas una divisi on costa, centro y cordillera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44VII4.2. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 454.3. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474.4. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 484.5. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 494.6. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud Precio Nudo en alza . . . . . . . . . . 504.7. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud Precio Nudo en alza . . . . . . . . . . . . . . 504.8. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud Precio Nudo en alza . . . . . . . . . . 514.9. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud Precio Nudo en alza . . . . . . . . . . . . 514.10. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud Precio Nudo en baja . . . . . . . . . . 524.11. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud Precio Nudo en baja . . . . . . . . . . . . . . 524.12. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud Precio Nudo en baja . . . . . . . . . . 534.13. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud Precio Nudo en baja . . . . . . . . . . . . 534.14. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud Parametro en alza. . . . . . . . . . . . 544.15. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud Parametro en alza . . . . . . . . . . . . . . . 554.16. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud Parametro en alza . . . . . . . . . . . 554.17. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud Parametro en alza . . . . . . . . . . . . . 554.18. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud Parametro en baja . . . . . . . . . . . . 564.19. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud Parametro en baja . . . . . . . . . . . . . . . 574.20. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud Parametro en baja . . . . . . . . . . . 574.21. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud Parametro en baja . . . . . . . . . . . . . 574.22. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud Tasa 6 % . . . . . . . . . . . . . . . . 584.23. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud Tasa 6 %. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.24. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud Tasa 6 %. . . . . . . . . . . . . . . . 59VIII4.25. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud Tasa 6 % . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594.26. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud Potencia 14 MW. . . . . . . . . . . . 604.27. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud Potencia 14 MW. . . . . . . . . . . . . . . . 604.28. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud Potencia 14 MW. . . . . . . . . . . . 614.29. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud Potencia 14 MW. . . . . . . . . . . . . . 614.30. VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la Potencia 20 MW. . . . . . . . . . . . . . . . 614.31. VAN Proyecto E olico en funci on de la latitud Potencia 20 MW. . . . . . . . . . . . . . . . 624.32. VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitud Potencia 20 MW. . . . . . . . . . . . 624.33. VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitud Potencia 20 MW. . . . . . . . . . . . . . 62IXIndice de Tablas2.1. Resumen de Generaci on en Chile [6]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63.1. Valores de Inversi on y Costos de Operaci on y Mantenci on para una central de 9 MW. . . . 173.2. Resumen de generaci on energ etica para recurso e olico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.3. Constantes de ecuaciones de Perrin de Brichambaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.4. Dias promedio de cada mes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.5. Resumen de generaci on energ etica para el caso ESC Stirling . . . . . . . . . . . . . . . . . 283.6. Resumen de generaci on energ etica para el caso ESC T ermica. . . . . . . . . . . . . . . . . 313.7. Precipitaciones y Factor Geogr aco en funci on de la Precipitaci on . . . . . . . . . . . . . . 323.8. Resumen de generaci on energ etica para el caso de la central minihidro. . . . . . . . . . . . 333.9. Factores de Penalizaci on y Precio Nudo Abril 2007 [4]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373.10. Valor del precio base considerado para la alternativa venta a distribuidora seg un latitud . . . 414.1. Latitudes a considerar en la evaluaci on. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 434.2. Mejor alternativa caso ESC Stirling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 464.3. Mejor alternativa caso E olico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 464.4. Mejor alternativa caso ESC T ermica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474.5. Mejor alternativa caso Minihidro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 485.1. Alternativa de Comercializaci on seg un tipo de Tecnologa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64XA.1. Resultados An alisis de Sensibilidad Precio Nudo en alza E olico . . . . . . . . . . . . . . . 69A.2. Resultados An alisis de Sensibilidad Precio Nudo en alza Minihidro, ESC Stirling y T ermico 70A.3. Resultados An alisis de Sensibilidad Precio Nudo en baja E olico . . . . . . . . . . . . . . . 70A.4. Resultados An alisis de Sensibilidad Precio Nudo en baja Minihidro, ESC Stirling y T ermico 71A.5. Resultados An alisis de Sensibilidad Par ametro en alza E olico. . . . . . . . . . . . . . . . . 71A.6. Resultados An alisis de Sensibilidad Par ametro en alza Minihidro, ESC Stirling y T ermico . 72A.7. Resultados An alisis de Sensibilidad Par ametro en baja E olico . . . . . . . . . . . . . . . . . 72A.8. Resultados An alisis de Sensibilidad Par ametro en baja Minihidro, ESC Stirling y T ermico . 73A.9. Resultados An alisis de Sensibilidad Tasa de Descuento 6 % en alza E olico. . . . . . . . . . 73A.10. Resultados An alisis de Sensibilidad Tasa de Descuento 6 % Minihidro, ESC Stirling y T ermico 74A.11. Resultados An alisis de Sensibilidad Potencia 14 MW E olico . . . . . . . . . . . . . . . . . 74A.12. Resultados An alisis de Sensibilidad Potencia 14 MW Minihidro, ESC Stirling y T ermico . . 75A.13. Resultados An alisis de Sensibilidad Potencia 20 MW E olico . . . . . . . . . . . . . . . . . 75A.14. Resultados An alisis de Sensibilidad Potencia 20 MW Minihidro, ESC Stirling y T ermico . . 76B.1. Valores de los Indices Utilizados en el c alculo de Precios a no 2007 - 2024 . . . . . . . . . . 77B.2. Valores de los Indices Utilizados en el c alculo de Precios a no 2025 - 2039 . . . . . . . . . . 78C.1. Valor de los Costos Marginales por Barra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80C.2. Valor de los Costos Marginales por Barra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81XIGlosarioERNC : Energa Renovable No Convencional.GD : Generaci on Distribuida.CDC : Centro de Despacho y ControlPMG : Peque no Medio de Generaci onPMGD : Peque no Medio de Generaci on DistribuidoCDEC-SIC : Centro de Despacho Econ omico de Carga del Sistema Interconectado CentralMGNC : Medio de Generaci on no Convencional1Captulo 1Introducci on1.1. Motivaci onEs conocido por todos que la actividad del ser humano ha ido continuamente mermando la situaci onmedio ambiental, y s olo durante el ultimo tiempo se ha empezado a tomar conciencia del da no y de lasformas de revertirlo. Nuestro pas no es ajeno a esta realidad mundial y debe empezar a realizar acciones conel objetivo de remediar esta situaci on.Por otro lado, nuestro pas depende de otros pases para satisfacer la demanda energ etica debido prin-cipalmente por la importaci on de hidrocarburos, por lo que, si se quiere tener una mayor independenciaenerg etica, es necesario expadir la matriz en ergetica existente, tomando en cuenta que, como nuestro pasest a en pleno desarrollo, la demanda de energa es creciente en el tiempo.En nuestro pas existe una enorme cantidad de recursos naturales aut octonos que no son aprovechados,tales como el recurso del viento, el recurso solar o el recurso hidr aulico para el caso de peque nas caidas deagua. La forma de aprovechar estos recursos es mediante los peque nos medios de generaci on, que corre-sponden a centrales de generaci on menores a 20 MW, sincronizadas al sistema, ya sea dentro de los sistemasde distribuci on (generaci on distribuida) o directamente a los sistemas de transmisi on. La experiencia inter-nacional muestra que la generacion distribuida y en particular, las que utilizan medios de generacion noconvencionales, es una alternativa real para solucionar los cuestionamientos medioambientales y la falta desuministro energ etico.Motivado por esto, las modicaciones realizadas en 2004 y 2005 a la Ley El ectrica en Chile abren nuevasposibilidades para la comercializaci on de la energa por parte de generadores con una capacidad igual omenor a 20 MW. En esos cuerpos legales se establece al menos tres modalidades de comercializaci on, vamercado spot a costo marginal, va precio estabilizado y va contratos bilaterales. Sin embargo, el detalledelaoperaci ondeestosesquemas,ascomolasventajasydesventajasquecadaunadeestasopcionesofrecen dependiendo del tipo de tecnologa, ubicaci on geogr aca, y acceso a clientes preferenciales se deja2a normas que a un no est an aprobadas. Asimismo, detalles en cuanto a la modalidad de los pagos, tantode energa como de potencia, tampoco est a lo sucientemente delimitada. Por ello, esta memoria pretendeentregar propuestas optativas en estos temas y en sntesis, entregar una respuesta a la pregunta de d onde esconveniente instalar un determinado tipo de tecnologa dentro de nuestro pas y de forma secundaria sobrequ e monto de potencia y energa es atractivo realizarlo y, de esta forma, servir de contribuci on al desarrollode la generaci on distribuida y de paso a la de las energas renovables en el pas.1.2. ObjetivosEl objetivo general del trabajo de memoria consiste en entregar respuestas respecto de las ventajas ydesventajas de las distintas alternativas de comercializaci on para los peque nos medios de generaci on, deforma que, al momento de tomar la decisi on se pueda hacer con bases y con mayor certeza. Para ello, sepersiguen los siguientes objetivos especcos:Identicar los distintos esquemas de comercializaci on para los peque nos medios de generaci on enChile.Caracterizar la rentabilidad de los proyectos de generaci on distribuida (GD) en base a los recursos deenerga primarios (viento, biomasa, radicaci on solar, minihidro, etc.).Determinar el efecto que tiene la geografa en la viabilidad de los proyectos GD, esto es, el efecto dela disponibilidad de recursos en conjunci on con la conectividad y proximidad a los mercados.Caracterizar la comercializaci on, tanto por tipo de tecnologa como por la ubicaci on geogr aca delmedio de generaci on.Hacer un an alisis crtico de los cambios legales en cuanto a las reales potencialidades que ellos ofrecenpara los proyectos de peque nos medios de generaci on.La metodologa utilizada para lograr los objetivos antes mencionados es primero, modelar la energa quecada t ecnologa puede producir en funci on de su ubicaci on geograa. Luego se consideran los costos quetiene cada una en funci on de su localizaci on. A continuaci on se modelan las alternativas de comercializaci onconsideradas en este trabajo para luego ser comparadas mediante una evaluaci on se proyectos para cada unode los casos en cada lugar del SIC considerado. Es necesario mencionar que para realizar los an alisis deforma de lograr los objetivos antes descritos, se realiza el an alisis de cada central por separado de forma depoder suponer que la instalaci on de dicha central no modica el sistema.1.3. Estructura del TrabajoEl trabajo se encuentra dividido en 5 captulos m as los ap endices.3En el primero, se hace una introducci on al tema, donde se propone que la modulaci on geogr aca esrelevante para la evaluaci on y posterior comercializaci on de los peque nos medios de generaci on distribuida,para luego, plantear los objetivos y la estructura del trabajo.En el segundo captulo, se explica brevemente las tecnologas que se desarrollan en el presente trabajo,ya que estas no necesatiamente son de conocimiento del lector en general. Luego, en base a la Ley Generalde Servicios El ectricos y al Reglamento para Peque nos Medios de Generaci on, se identica las posibilidadesque estas ofrecen en general a todos los medios de generaci on y luego, se observa las particularidades queexisten en el caso de los medios de generaci on no convencionales.En el tercero, considerando los tipos m as comunes de medios de generaci on no convencional, en estecaso, viento, radicaci on solar y minihidro, identicar los costos e ingresos particulares de cada una, y mod-elarlos de una forma adecuada, tomando en consideraci on la modulaci on geogr aca. Esto, se realiza con-siderando los trabajos ya existentes o que se encuentran en desarrollo respecto a cada uno de los tipos demedio de generaci on antes mencionados.En el cuarto captulo, considerando los puntos anteriores, se desarrolla y plantea un modelo que per-mita an alizar la alternativa de negocio m as conveniente para el generador, cuidando que dicho an alisis ysus respectivas conclusiones queden lo m as claro posible para consultas por parte de futuros proyectos degeneraci on distribuida.En el quinto captulo, ya con el an alisis concluido y con una imagen completa de la normativa, se planteanlas conclusiones de este trabajo, incluyendo un an alisis critico a la normativa actual, de forma de mejorar lasposibilidades de creaci on de medios de generaci on no convencional.Finalmente, se anexan los ap endices, donde se incluye informaci on pertinente, complementaria a loscaptulos principales.4Captulo 2AntecedentesResumen del CaptuloEl presente trabajo se centra en los medios de generacion que utilizan energas renovables no conven-cionales (ERNC) por lo que es necesario referirse a estos brevemente.Las energas renovables se caracterizan por ser fuentes energ eticas cuya disponibilidad no se agota aescalahumana.Entre estasest anlaenergae olica,solar,geot ermica,hidr aulicayladelosoc eanos.LasERNC corresponden a todas las antes mencionadas a excepci on de la hidr aulica a grandes escalas, ya queesta est a muy difundida en nuestro pas.Las tecnologas que se tratan en este trabajo son:Energa E olica.Energa Solar Comprimida Stirling.Energa Solar Comprimida T ermica.Energia hidr aulica (minihidro).En la Tabla 2.1 se muestra un resumen con la distribucion de la generac on tanto en el SING como en elSIC.2.1. TecnologasA continuaci on, se presenta una breve descripci on de las tecnologas que se tratan en el presente trabajo.Esta explicaci on es meramente descriptiva, ya que el desarrollo de los modelos matem aticos se hace m asadelante.5Capacidad Intalada (MW) Sistema El ectricoNorte Grande Central Ays en Magallanes TotalConvencional Hidr aulica 0 4612,9 0 0 4612,9T ermica 3583 3422,1 13,9 64,7 7083,7Total 3583 8035 13,9 64,7 11696,6No Convencional Mini Hidro 12,8 82,4 17,6 0 112,8Biomasa 0 170,9 0 0 170,9E olica 0 0 2 0 2Total 12,8 253,3 19,6 0 285,7Total 3595,8 8288,3 33,5 64,7 11982,3Tabla 2.1: Resumen de Generaci on en Chile [6]2.1.1. Energa E olicaEsta tecnologa transforma la energa cin etica que posee el viento en energa el ectrica a trav es de unaturbina especialmente dise nada para este prop osito. En estas turbinas, el di ametro de las aspas puede variarentre los 40 a 100 m dependiendo de la potencia. Se ubican en parques en conguraciones similares a la quese muestra en la gura 2.1, los que se pueden ubicar tanto en tierra como hacia el interior del mar, dondeexiste una gran disponibilidad del recurso e olico.Figura 2.1: Esquema Turbinas E olicas62.1.2. Energa Solar Concentrada StirlingUndisco reectanteconforma parab olicaes usadoparaconcentrar losrayossolares enun receptorubicado en el punto focal del disco (gura 2.2). Este receptor absorbe la radiaci on concentrada, calentandoun uido o gas a aproximadamente 750C. Este uido o gas a alta temperatura es utilizado para accionarun motor stirling, el que se encuentra acoplado a un peque no generador el ectrico. Adem as, el disco poseeunsistemadeseguimientodelaposici ondelsol,deformadeaprovecharalm aximolaradiaci onsolarproveniente de este. Cada una de estas unidades puede producir una potencia de entre 10 a 20 kW, por lo quesi se quiere generar una cantidad apreciable de energa, es necesario un gran n umero de ellas, utilizando unagran extensi on de terreno.Figura 2.2: Esquema Generador Solar Stirling2.1.3. Energa Solar Concentrada T ermicaUna serie de espejos con forma parab olica son usados para reejar y concentrar los rayos solares haciaun tubo receptor ubicado en la lnea focal del concentrador (gura (2.3)). Un uido, por ejemplo aceite,circula a trav es de estos tubos, los cuales se calientan a una temperatura de alrededor de 400C, debido alos rayos solares, para luego ser bombeados a una serie de intercambiadores de calor y producir vapor. Estevapor es utilizado para producir electricidad mediante una turbina convencional, la cual puede ser parte deuna turbina aut onoma, o de una de ciclo combinado (gura 2.4 ). Al igual que en el caso Stirling, los espejostienen un sistema de seguimiento de la posicion del sol en el cielo. Esta tecnologa se conoce como SolarTrough y no es el unico tipo de energa solar concentrada t ermica (ESCT), pero solamente esta se tratar a en7el presente trabajo. Otro tipo es la torre solar, que mediante espejos ubicadas en un area extensa, concentranlos rayos solares en una torre ubicada al centro de los espejos, donde un uido es calentado para accionar unciclo termico est andar.Figura 2.3: Esquema Generador Solar T ermico2.1.4. Energa Mini-Hidr aulicaComo se puede apreciar en la tabla 2.1, la energa hidr aulica es parte fundamental de la matriz energ eticade nuestro pas, sin embargo la mayor parte de estas centrales no entran en este trabajo debido a la granpotencia que poseen. Las centrales minihidr aulicas no est an fuertemente desarrolladas en nuestro pas encomparaci on con el resto de las tecnologas, a pesar de los grandes recursos hdricos disponibles del.El funcionamiento de este tipo de centrales es similar a las centrales hidroel ectricas de gran escala, esnecesario una cierta cada de agua con un cierto caudal. Esta agua circula por una turbina especialmentedise nada para el caudal y la cada disponible, la cual, transforma la energa potencial del agua en energamec anica, para luego, a trav es de un generador, obtener energa el ectrica. En la gura 2.5 se observa unaconguraci on tpica de una central minihidro de pasada.8Figura 2.4: Diagrama de bloques de Generador Solar T ermicoFigura 2.5: Generador Hidr aulico92.2. Aspectos relevantes de la Legislaci on Chilena2.2.1. Ley General de Servicios El ectricos DFL N 4Se presenta a continuaci on un resumen con los principales aspectos del DFL N4 que tienen relaci on conlos objetivos de este trabajo.Un aspecto relevante que introdujo la Ley Corta 1 al DFL N4, es la denici on de las distintas divisionesde los sistemas de transmisi on, tanto en troncales, subtransmisi on y adicionales, las cuales son:Sistema de transmisi on troncal:(art. 74) Cada sistema de transmisi on troncal estar a constituido porlas lneas y subestaciones el ectricas que sean econ omicamente ecientes y necesarias para posibilitarel abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema el ectrico respectivo, bajo los diferentes es-cenarios de disponibilidad de las instalaciones de generaci on, incluyendo situaciones de contingenciay falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la presente ley,los reglamentos y las normas t ecnicas.Sistema de subtransmisi on:(art. 75) Cada sistema de subtransmisi on estar a constituido por las lneasy subestaciones el ectricas que, encontr andose interconectadas al sistema el ectrico respectivo, est andispuestasparaelabastecimientoexclusivodegruposdeconsumidoresnaleslibresoregulados,territorialmente identicables, que se encuentren en zonas de concesi on de empresas distribuidoras.Sistema de transmisi on adicional:(art. 76) Los sistemas de transmisi on adicional estar an constituidospor las instalaciones de transmisi on que, encontr andose interconectadas al sistema el ectrico respectivo,est an destinadas esencial y principalmente al suministro de energa el ectrica a usuarios no sometidosa regulaci on de precios, y por aquellas cuyo objeto principal es permitir a los generadores inyectarsu producci on al sistema el ectrico, sin que formen parte del sistema de transmisi on troncal ni de lossistemas de subtransmisi on.Tambien dentro de las modicaciones se establece que los sistemas de transmisi on ser an de r egimenabierto, por lo que pueden ser utilizados por terceros bajo condiciones que no sean discriminatorias, pagandolos correspondientes costos. En el caso de los medios de generaci on no convencionales, estos est an exentosde pagar una parte de estos costos o peajes (del sistema troncal). Esto ser a explicado durante el an alisis delreglamento para peque nos medios de generaci on.Las centrales que inyecten, pagar an un peaje correspondiente al sistema troncal consistente en la sumade los peajes por el tramo dentro del area de inuencia com un y en el tramo que no est a incluida en esta (art.102).El area de inuencia com un corresponde al conjunto mnimo de instalaciones troncales, entre 2 nudos de10dicho sistema, donde ocurren simult aneamente las siguientes condiciones:1. Que al menos se ubique el 75 % del total de inyecciones del sistema.2. Que al menos se encuentre el 75 % del total de la demanda del sistema.3. Que la densidad de utilizaci on, dada por el cuociente entre el porcentaje de inyecciones dentro delarea de inuencia com un respecto de las inyecciones totales del sistema y el porcentaje del valor deinversi on de las instalaciones del area de inuencia com un respecto del total del sistema, sea m axima.Dentro del area de inuencia com un, los generadores nanciar an el 80 % del del peaje a prorrata del usoesperado que sus inyecciones hagan de cada tramo, mientras que el 20 % restante lo nanciar an los clientesque hagan retiros, tambi en a prorrata.Fuera del area de inuencia com un es necesario realizar simulaciones (por parte del CDEC respectivo)de los ujos de forma de determinar el sentido de estos. Si el sentido es hacia el area de inuencia com un, elpeaje total del tramo ser a asignado a los generadores aguas arriba del tramo, a prorrata de sus inyecciones.Es necesario indicar que esta metodologa est a pensada para sistemas radiales por lo que en lugares dondeesto no se cumple, su aplicaci on se complica, lo que hace pensar que dicha metodologa ser a modicada enel futuro.Para el caso de los sistemas de subtransmisi on, el peaje corresponde al valor por unidad de potencia yenerga en cada barra de retiro que, adicionado a los respectivos precios nudos en las barras de inyecci on,corresponder a al valor nudo en la barra de retiro.Dependiendo del sentido del ujo para cada condici on de operaci on, ser a a quien se asigne el pago delpeaje. En caso de que el ujo en el tramo correspondiente sea hacia el sistema troncal, al pago le correspon-der a a los generadores aguas arriba que se encuentren conectados directamente en el sistema de subtrans-misi on. En caso contrario, el pago le corresponde a los que realicen retiros en el tramo correspondiente.En el caso de los sistemas adicionales, se regir a por lo previsto en los contratos de transporte entre losusuarios y los propietarios de las instalaciones. El peaje se deber a calcular en base a un valor de transmisi onanual, equivalente al valor presente de las inversiones menos el valor residual, m as los costos proyectadosde operaci on y mantenimiento, m as los costos de administraci on, conforme se disponga en el reglamento.En todo caso, todos los antecedentes y valores para calcular el peaje deber an ser t ecnica y econ omicamenterespaldados y de p ublico acceso.En aquellos casos en que existan usuarios sometidos a regulaci on de precios abastecidos directamentedesde sistemas de transmisi on adicional, los precios a nivel de generaci on-transporte aplicables a dichossuministros deber an reejar los costos que estos importan a los propietarios de los sistemas se nalados.11Respecto al acceso a las redes de distribuci on, se establece que los concesionarios de servicio p ublicode distribuci on de electricidad estar an obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso asus instalaciones de distribuci on, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulaci on deprecios ubicados dentro de su zona de concesi on.Quienes transporten electricidad y hagan uso de estas instalaciones estar an obligados a pagar al conce-sionario un peaje igual al valor agregado de distribuci on vigente en la zona en que se encuentra el usuario,dentrodelarespectiva areatpica, ajustadodemodotalquesilosclientesnoreguladosadquirieransupotencia y energa a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes sometidos aregulaci on de precios de la distribuidora correspondiente, el precio nal resultar a igual al que pagaran si seles aplicara las tarifas jadas a la referida concesionaria en dicha zona.El Ministerio de Economa, Fomento y Reconstrucci on, previo informe de la Comisi on, jar a estos peajesen conjunto y con ocasi on de la jaci on de tarifas de distribuci on correspondiente.2.2.2. Reglamento para Peque nos Medios de Generaci onA continuaci on se muestra un resumen de los principales aspectos contenidos en el Reglamento paraMedios de Generaci on no Convencionales y Peque nos Medios de Generaci on [13] establecidos en la LeyGeneral de Servicios El ectricos y que tienen relaci on con los objetivos de esta memoria.En el artculo 1 se dene los medios de generaci on, sincronizados al sistema, a los cuales se les aplicalas disposiciones del reglamento, sin perjuicio de la restante normativa. Se denen:Medios de generaci on cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectadosa instalaciones de una empresa concesionaria de distribuci on, o a instalacioncs de una empresa queposealneasdedistribuci ondeenergael ectricaqueutilicenbienesnacionalesdeusop ublico,enadelante pequenos medios de generaci on distribuidos o PMGD.Medios de generaci on cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o igualesa 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisi on o adi-cional, en adelante peque nos medios de generaci on o PMG.Medios de generaci on cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada alsistema sean inferiores a 20.000 kW, en adelante medios de generaci on no convencionales o MGNC.La categora de MGNC, no es excluyente con las categoras indicadas en los literales precedentes.Se establece en el reglamento que todos los medios de generaci on antes mencionados, sincronizados aun sistema el ectrico en instalaciones ya sea de empresas distribuidoras, transmisi on troncal, subtransmisi on12o adicionales, tendr an derecho a vender su energia al sistema a costo marginal instant aneo y sus excendetesde potencia al precio nudo correspondiente. (art. 2)Se establece adem as que todas la obras necesarias para permitir la inyecci on de potencia de los PMGDdeber an ser realizadas por la empresa distribuidora correspondiente y los costos ser a por parte de el PMGD.(art8) Estos costos de conexi on se determinar an mediante un balance entre los costos adicionales en las zonasadyacentes al PMGD y los ahorros por la operaci on del PMGD respectivo.(art 29). La empresa distribuido-ra, mediante un informe, podr a acreditar que los costos adicionales son mayores que los ahorros. En casocontrario, los costos quedan nulos (art 30).El informe de costos debe incluir lo siguiente(art 32):Costo jo por concepto de gastos de administraci on, facturaci on y atenci on del usuario, independientesde su consumo.P erdidas medias de distribuci on en potencia y energa.Costos est andares de inversi on, mantenci on y operaci on asociados a la distribuci on.Artculo34:Laempresadistribuidorapodr asolicitaralpropietariodelPMGDrespectivoaportes-nancieros reembolsables para cubrir los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD que no seancubiertos por los costos de conexi on se nalados en el Articulo 29 del presente reglamento. Dichos aportespodr an efectuarse de acuerdo a las disposiciones previstas en los artculos 75, 76, 77 y 78 de la Ley paralos aportes nancieros reembolsables, destinados al nanciamiento de las ampliaciones de capacidad querequieran las empresas distribuidoras para dar suministro a los usuarios que soliciten servicio.Como se mencion o antes, el PMGD podr a vender su energa al sistema al costo marginal instant aneo oa un r egimen de precio estabilizado. Esta opci on deber a ser comunicada al CDEC correspondiente al menos6 meses antes de la entrada en operaci on del PMGD y deber a permanecer en dicho r egimen por lo menospor 4 a nos, en caso de cambio, la decisi on deber a ser informada al CDEC respectivo por lo menos 12 mesesantes.(art 39). Esto tambi en es v alido para los PMG (art 52)En el caso de vender la energa al costo marginal instant aneo, dicho valor corresponder a al costo marginalhorario calculado por el CDEC en la barra de m as alta tensi on de la subestaci on de distribuci on primaria quecorresponda en el caso de los PMGD (art 40) y al costo marginal horario calculado por el CDEC en el puntode conexi on al sistema en el caso de los PMG (art 53).Articulo 41: En cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deber a considerar que losprecios estabilizados con los cuales se deber a valorizar las inyecciones de energa de cada PMGD que hayaoptado por dichos precios, corresponder an al precio de nudo de la energa aplicable a las inyecciones de los13PMGD que sean jados mediante la dictaci on del decreto tarifario a que se reere el Articulo 103de laLey. La Comisi on publicar a en su sitio de dominio electr onico los precios que resulten de la aplicaci on deldecreto se nalado dentro de los cinco das siguientes a su publicaci on en el Diario Ocial.Independiente del r egimen de precio de la energa al cual haya optado el propietario del PMGD, en cadabalance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deber a considerar que los precios con los cuales sedeber a valorizar las inyecciones de potencia, corresponder an al precio de nudo de la potencia aplicable a lasinyecciones de los PMGD que sean jados mediante el decreto se nalado en el inciso precedente.Del mismo modo, los retiros o compromisos que est en asociados al PMGD deber an informarse al CDECpara ser incluidos en el balance de inyecciones y retiros, y ser an valorizados con el mismo r egimen de preciosutilizado para valorizar las inyecciones de energa y potencia.Se establece que los PMGD y PMG deben pagar los costos de transmisi on que el medio de generaci onhacedelossistemasdetransmisi ontroncal, subtransmisi onydetransmi onadicionales. Encasodeseradem as MGNC, estar an exentos del pago total o de una parte del peaje por las inyecciones en el sistematroncal, como se indicar a m as adelante (art 43 y 56). El uso que la inyecci on de los excedentes de potenciasuministrables al sistema por un PMGD hace de las instalaciones de las empresa de distribuci on no da lugaral pago de peajes (art 65).En caso de que un PMGD haga uso de las instalaciones de un concesionario de servicio p ublico dedistribuci on para dar suministro a usuarios no sometidos a regulaci on de precios ubicados dentro de la zona deconcesi on del concesionario, deber a pagar un peaje de distribuci on determinado de acuerdo a lo establecidoen el Artculo 71-43 de la Ley.En el artculo 68 se indica la forma de calcular los peajes en el sistema troncal, la cual es la siguiente:1. Se determinar a el peaje del MGNCi (PNC1i), expresado en unidades monetarias, conforme a lo sigu-iente (2.1):PNC1i =Pbase FPi(2.1)Donde:Pbaseies el peaje que le corresponder a pagar al MGNCi, conforme a las normas generales depeajes, expresado en unidades monetarias.FPi es el factor proporcional asociado al MGNCipara el c alculo de la exenci on, expresado enunidades adimensionales y calculado de la siguiente manera:Si EPNCi es inferior a 9.000 kW, entonces FPi = 0, y14SI EPNCi es mayor o igual a 9.000 kW, entonces (2.2)FPi =EPNCi 900011000(2.2)Donde EPNCi es el excedente de potencia suministrada al sistema por el MGNCi expresadoen kW.2. Se determinar a el pago adicional de peaje del MGNC (PNC2i), expresado en unidades monetarias,conforme a lo siguiente:Si CEP es inferior o igual a 0, 05 CI T, entonces (2.3):PNC2i =O (2.3)Si CEP es mayor a 0, 05 CI T, entonces (2.4):PNC2i = (Pbasei PMNC1i) CEP 0,05 CI TCEP=Pbasei(1FPi)CEP 0,05 CI TCEP(2.4)donde:CEP es la capacidad conjunta exenta de peajes, expresada en kW.CIT es la capacidad instalada total del sistema el ectrico, expresada en kW.El par ametro CEP se obtiene de la relaci on (2.5):CEP =EPNCi (1FPi) (2.5)3. Finalmente, el pago total de peaje de transmisi on troncal del MGNCi(PNCtoti) corresponder a a lasuma de las componentes determinadas en los literales a) y b) del presente artculo, esto es (2.6):PNCtoti =PNC1i +PNC2i(2.6)15Captulo 3Costos e Ingresos de un Proyecto ERNCResumen del CaptuloEn este captulo se tratan los costos e ingresos que percibe un proyecto el ectrico enfocado en ERNC. Loscostos considerados son los correspondientes a la inversi on inicial, costos de operaci on y mantenimiento dela central y peajes de transmisi on.Dentro de los ingresos, en general, un generador los obtiene mediante tres formas: Venta de Energa,Potencia y Servicios Complementarios.3.1. Inversi on y Costos de Operaci on y Mantenci onEn general, los costos de un proyecto el ectrico se pueden clasicar en:Costos de Inversi on.Estudios e Ingenieria (estudios de factibilidad, ingeniera b asica, etc).Equipos e instalaci on.Terreno, ya sea mediante la opci on de compra o mediante servidumbre.Costos de Operaci onOperaci on y mantenimiento.Peajes.Durante la realizaci on de la evaluaci on del proyecto, ser an varios los supuestos que se toman en cuenta.Primero, noesobjetivodeestetrabajoeldemostrarqueundeterminadoproyectoconERNCesviable16econ omicamente o no, sino ver qu e alternativa de comercializaci on es la m as conveniente. Luego, no setratar a en profundidad la evaluaci on desde el principio sino, suponiendo que el proyecto est a realizado, sever a la alternativa mas conveniente. Sin embargo, para realizar una buena evaluaci on, es necesario tomaren cuenta la inversi on inicial adem as de los costos de operaci on y mantenimiento. En la tabla 3.1 se puedeapreciar los valores de los costos antes mencionados para el caso de una central de 9 MW.Tecnologa Inversi on Costos O&MUS$E olico 14.400.000 9,4 US$/MWhStirling 42.000.000 18 US$/MWhT ermico 24.300.000 17,8 US$/MWhMinihidro 20.000.000 30.000 US$/a noTabla 3.1: Valores de Inversi on y Costos de Operaci on y Mantenci on para una central de 9 MWLos valores de la tabla anterior se obtuvieron de las referencias [8] [7] [1] y de informaci on entregadapor empresas del sector el ectrico en Chile.3.2. PeajesToda central debe pagar un peaje por el uso de las lneas de transmisi on correspondientes, tal y como semenciona en 2.2.1, las cuales se clasican en :Sistema de transmisi on troncal.Sistema de subtransmisi on.Sistema de transmisi on adicional.Como se menciona en la secci on 2.2.2, de los tipos de sistemas de transmisi on antes mencionados, lascentrales en base a ERNCs olo est an exentos de una parte o de la totalidad del pago del sistema de transmisi ontroncal. El resto de de los peajes deben ser cancelados en su totalidad, incluidos los peajes correspondientesa las lneas de las concesionarias de distribuci on.En general, el determinar el pago de una central por este concepto es de alta complejidad, ya que dependedel punto de conexi on de esta, y de la potencia que se inyecta en el punto. Para poder estimar el pago depeajes, se utiliz o la informaci on entregada en el Informe de C alculo de Peajes B asicos y Adicionales [3],donde se considera que, la central pagara un peaje similar a una central ya instalada en las cercanas de supunto de conexi on. Para cada zona en la que se divide el SIC, se elige una central de una potencia del orden17de los 20 MW y se separa el pago de peaje del sistema troncal y del sistema de subtransmisi on, de forma deconsiderar la exenci on del pago cuando corresponda.Luego, el pago de la central corresponde a lo que paga la central seleccionada en la zona del SIC, propor-cional a la potencia de esta, tanto para el pago por el sistema troncal como para el sistema de subtransmisi on,para luego aplicar la exenci on del pago seg un lo explicado en la secci on 2.2.2.El hecho de considerar el Informe de C alculo de Peajes Basicos y Adicionales, supone de forma implicitala metodologia utilizada actualmente para el c alculo de los peajes, el cual est a pensado para sistemas radiales,donde se puede ver claramente el sentido de los ujos para cada tramo y as, poder discriminar si bien sonlos que realizan inyecciones o retiros los que deben cancelar dicho peaje.Dentro de las consideraciones tomadas, est a que la capacidad conjunta exenta del pago es inferior al5 % de forma que el pago adicional de peaje, PNC2ide la formula 2.6 es cero. Sin embargo es necesariomencionar, que existe un proyecto de ley en el Senado1que propone que las empresas generadoras conuna potencia instalada superior a 200 MW deban generar el 5 % de su energa total suministrada mediantefuentes renovables no convencionales, por lo que en el futuro la capacidad exenta ser a del 5 % o superior, porlo que el valor del peaje correspondiente a PNC2i ser a distinto de cero. Debido a que este hecho todava nose concreta, no es considerado en el presente trabajo. Finalmente, dado que no se considera la conexi on delas centrales en las redes de distribuci on, no existe pago de peajes por concepto del uso de este tipo de redes.3.3. Ingresos por EnergaEl ingreso por energa de cada central depender a de la disponibilidad del energ etico primario de esta. Porlo tanto, es necesario modelar adecuadamente la potencia disponible y por lo tanto la energa que la centralgenerar a para cada tipo de recurso.3.3.1. Energa e olica [5]Es sabido que una de las caractersticas del recurso e olico es su intermitencia en el tiempo. Por lo tanto,es necesario dar un tratamiento estadstico a la modelaci on de la potencia disponible de una central e olica.La disponibilidad del recurso e olico en un lugar determinado se caracteriza mediante una distribucionde probabilidad de viento para una determinada altura. La distribucion que generalmente se utiliza es ladistribuci on de Weibull de dos par ametros (factor de escala) y (factor de forma), la cual tiene la siguiente1Disponible en http://sil.senado.cl/pags/index.html, boletin N 4977-0818forma (3.1):p(V) =

V

1e(V )(3.1)Donde p(V) corresponde a la funci on de distribuci on de probabilidad de Weibull donde la variable aleato-ria es la cantidad de viento V.Para obtener los valores de los par ametros y de la distribuci on, se utiliz o el estudio Mejora delconocimiento del recurso e olico en el norte y centro del pas, preparado para la Comisi on Nacional deEnerga por la Fundaci on para la Transferencia Tecnol ogica [5]. En las guras 3.1 y 3.2 se pueden observarlos resultados entregados en dicho estudio, correspondientes a los par ametros de la distribuci on de Weibullpara 10 m sobre el suelo.Figura 3.1: Par ametros de distribuci on de Weibull inviernoPorejemplo, paraunfactordeformade2yunfactordeescalade11,9ladistribuci ondeWeibull19Figura 3.2: Par ametros de distribuci on de Weibull primavera20correspondiente se puede apreciar en la gura 3.3.Figura 3.3: Ejemplo de distribuci on de WeibullLuego, con el recurso ya caracterizado, falta obtener la relaci on para la energa el ectrica generada. Elconjunto turbina-generador e olico posee una curva de potencia que, si bien varan de fabricante en fabricante,en general se pueden caracterizar de la siguiente forma:El conjunto posee una cierta velocidad mnima para poder generar.Sobre esta velocidad mnima, la relaci on viento-potencia es lineal.La generaci on se satura a una cierta velocidad, generando la potencia nominal.Para una cierta velocidad alta, el generador deja de producir electricidad como medida de protecci on.Este conjunto de caracteristicas permite modelar en forma f acil la curva de un generador e olico, sin lanecesidad de tener la curva especca de un modelo de generador. Por ejemplo, para una potencia nominalde 1,5 MW, un viento mnimo de 3 m/s, un viento nominal de 10 m/s y un viento m aximo de 25 m/s, la curvade generaci on se puede aprear en la gura 3.4.Para obtener la potencia generable, es necesario llevar las distribuciones teoricas de 10 m sobre el sueloa la altura H (en metros) del eje del generador. Para ello, los parametros de la distribuci on de Weibull seactualizan de la forma (3.2):H = fH, H = (3.2)21Figura 3.4: Curva de potencia m aquina de una e olica.Donde (3.3):fH =l n(H/Z0)l n(10/Z0)(3.3)en que Z0 es la rugosidad supercial (considerado como 0,01 m). Finalmente la potencia teorica genera-ble se indica en (3.4):Pteor i co =

0P(V)p(V)dV (3.4)En dondeP(V) corresponde a la curva de potencia del generador yp(V) es la curva de probabilidadde potencia. En realidad, la expresi on anterior fue discretizada, de forma de poder calcularla en una planillade c alculo, en cuyo caso, el lmite superior se reemplaz o con una velocidad de 25 m/s, en donde la proba-bilidad acumulada ya era muy cercana a 1. Para los ejemplos antes mostrados, la potencia te orica generablecorresponde aproximadament a 1,08 MW .Un error frecuente es calcular la potencia promedio como fun-ci on c ubica de la velocidad promedio del lugar. Esto puede causar errores de dimensionamiento y una malaevaluaci on.Para obtener la energa generada durante el a no, basta con multiplicar el n umero de horas anuales por lapotencia te orica generada. Para el caso del ejemplo la energa generada durante un a no corresponde a 9512MWh. Adem as, en la tabla 3.2 se puede observar la energa generada para cada latitud considerada en estetrabajo.22Caso Ciudad Latitud Energa Anualcosta centro cordilleraNMWh MWh MWh1 Cha naral 26o20 29669,3 53201,4 45952,02 Copiap o 27o18 29687,8 53201,4 45806,83 Vallenar 28o35 29875,4 53201,4 49944,64 Coquimbo 29o57 29670,4 41343,9 52054,85 Valparaso 33o1 29568,4 27285,8 27103,96 Santiago 33o27 29661,8 29768,2 40388,57 Rancagua 3410 29874,7 30179,4 46697,88 Curic o 34o58 29863,8 30080,5 50427,89 Linares 35o51 29817,3 29981,5 47921,810 Concepci on 36o47 29835,8 29882,4 49046,211 Temuco 38o46 29854,3 29783,0 50125,812 Valdivia 39o38 29872,7 29683,6 51161,413 Osorno 40o36 29891,1 25746,8 52153,514 Puerto Montt 41o28 29909,6 126,9 53102,9Tabla 3.2: Resumen de generaci on energ etica para recurso e olico3.3.2. Energa solar concentrada Stirling [10]El recurso solar es uno de los mas determinsticos de las energas renovables.La disponibilidad del re-curso solar se ha modelado a partir de ecuaciones que describen la radiaci on solar que llega a la supercieterrestre. Esto porque los sistemas solares-stirling transforman de forma casi directa la radiaci on incidenteen energa el ectrica.A la distancia de 1 unidad astron omica, o sea la distancia promedio de la Tierra al Sol, la cantidad deradiaci on incidente en un plano perpendicular a los rayos del sol es de I0 =1366W/m2. Esto se conoce comoconstante solar y dicho valor uct ua aproximadamente un 6,9 % a lo largo del a no debido a la excentricidadde la orbita terrestre.La radiaci on solar que llega hasta alguna supercie inclinada a un cierto angulo, depende principalmentede la posici on del sol en el cielo y dicha posici on depende tanto del da y de la hora adem as de la latitud enque se encuentre.Hay variados modelos que permiten describir tanto la radiaci on solar directa como la indirecta. El modelo23Figura 3.5: La posici on del sol vara seg un la hora, el da y la latitud del momento. A la izquierda el sol en invierno y a la derechaen veranoutilizado es el propuesto por Perrin de Brichambaut [10]. La radiaci on directa se modela como (3.5):I =Ae1Bsin(h+C)(3.5)Donde I es la radiaci on solar directa incidente en W/m2, h corresponde a la altura del sol en grados y A,B, C son coecientes empricos, los que se indican en la tabla 3.3 a continuaci on:Cielo Claro Cielo Normal Cielo Contam.A 1210 1230 1260B 6 3,8 2,3C 1 1,6 3K 0,75 1 1,33Tabla 3.3: Constantes de ecuaciones de Perrin de BrichambautLa radiaci on difusa, que es la que se genera a partir de los rayos distintos de los de directa incidencia queal nal llegan a la supercie del colector, se puede modelar como (3.6):D = 125 K(sinh)0,4(3.6)24Donde D es la radiaci on solar difusa incidente enW/m2, h es la altura del sol en grados y K es elcoeciente emprico que se encuentra en la tabla 3.3.N otese que, como los concentradores solares poseen un sistema de seguimiento del sol, la radiaci on totalG que incide sobre el concentrador es la suma de la radiaci on directa y la difusa (3.7):G =I +D (3.7)Si se escribe una relaci on para h en funci on del da del a no y de la hora y la latitud, se puede obtener unarelaci on que entregue la radiaci on total en cualquier parte del SIC en cualquier momento del a no. A partir dela siguiente relaci on (3.8) es posible realizarlo:sin(h) = sin()sin() +cos()cos()cos(AH) (3.8)Donde es la latitud, AH denota la posicion del sol (en grados) a una hora determinada respecto almeridiano y (declinaci on) se puede calcular a partir de la relaci on aproximada (3.9): = 23,45 sin

360284+n365

(3.9)Donde n es el da del a no con 1: 1 de Enero; y 365: 31 de diciembre.Con esto se obtiene una expresi on para la radiaci on en un instante determinado del da en alguna latituddelplaneta. Luegoesnecesariomodelarlapotenciadelgeneradorstirlingapartirdelaradiaci onsolarincidente. El modelo utilizado es el siguiente (3.10) [2]:P = g A G (3.10)Donde ges la eciencia total del grupo concentrador-stirling-generador que se considera de un 20 %,A es el area efectiva del concentrador solar considerada como 100 m2para una potencia de 20 kW y G es laradiacion incidente, con la restricci on de que esta sea superior a 300W/m2. Esta restricci on hace que s olose pueda generar una cierta cantidad de horas del da, lo cual vara seg un la latitud y la epoca del a no.Luego la energa generada correspondera a la integral temporal de la curva de potencia generada, la cual,25siendo discretizada en intervalos de 30 minutos, en un da ser a (3.11):Edi a =20:304:00Pit (3.11)Para encontrar la energa generada al a no, se consider o tomar un da que se comporte como el promediodurante un mes, y encontrar la energa generada durante ese da y luego multiplicarla por el n umero de dasdel respectivo mes y nalmente sumarlos para todo el a no. Los das que se comportan m as como el promediose encuentran en la tabla 3.4.Mes Da N (a no) Da N (mes)enero 17 17febrero 46 16marzo 75 17abril 105 16mayo 135 16junio 162 12julio 198 18agosto 228 17septiembre 259 17octubre 289 17noviembre 319 16diciembre 354 21Tabla 3.4: Dias promedio de cada mesComoejemplo delos resultados,parauna latitudde 33,5surcorrespondiente aSantiago, sepuedeobservar la energa generada para una unidad de 20 kW en un da de enero (gura 3.6), la energa generadames a mes (gura 3.7) y la energa generada acumulada durante el a no (gura 3.8) .Como se aprecia en la gura 3.6, el modelo nos entrega una curva de potencia generada durante el daque tiene una m aximo en las horas de la tarde, para luego ir decayendo a medida que avanzan las horas. En lagura 3.7 se observa la energa generada mes a mes, donde existe un claro mnimo en los meses de invierno,debido a la menor radiaci on solar disponible.Para las latitudes consideradas en este trabajo, la energa generada durante el a no se observa en la tabla3.5.26Figura 3.6: Energa generada en eneroFigura 3.7: Energia generada mes a mes27Figura 3.8: Energa generada acumuladaCaso Ciudad Latitud Energa AnualNMWh1 Cha naral 26o20 27651,52 Copiap o 27o18 27547,23 Vallenar 28o35 27357,44 Coquimbo 29o57 27228,15 Valparaso 33o1 26743,76 Santiago 33o27 26694,57 Rancagua 3410 26610,18 Curic o 34o58 26511,49 Linares 35o51 26396,710 Concepci on 36o47 26353,811 Temuco 38o46 26085,512 Valdivia 39o38 25957,613 Osorno 40o36 25812,914 Puerto Montt 41o28 25678,4Tabla 3.5: Resumen de generaci on energ etica para el caso ESC Stirling283.3.3. Energa solar concentrada t ermica [1]Este tipo de tecnologa tambien utiliza la energa solar para la generaci on de electricidad. La diferenciacon la tecnologa Stirling, es que primero se tranforma la energa solar en t ermica, y luego se utiliza un cicloRankine, como el de una central est andar de ciclo combinado por ejemplo, para la transformaci on de energat ermicaael ectrica.Elhechodequeexistaunaetapat ermicaintermedia,permiteelalmacenamientodeenerga, lo que adem as hace que las uctuaciones de generaci on sean menores, adem as de permitir generarpor un mayor n umero de horas.Los colectores de la central pueden ser dimensionados de forma de captar una mayor cantidad de energasolarquelanecesariaparagenerarlanominal,ylaenergarestantepuedeseralmacenadaparagenerarposteriormente y para paliar las uctuaciones de la radiaci on incidente.Para modelar la generaci on de la planta, se supondr a una cierta cantidad de horas de almacenamiento,en donde se generar a a plena carga. Para las dem as horas, se supondr a que la planta generar a a plena cargacuando la potencia de la radiaci on incidente supere los 800 W/m2. Para determinar dicha cantidad de horasseutilizar aelprocedimientoutilizadoparalatecnologastirlingparacalcularlaradiaci onsolar.Luego,integrando el numero total de horas que la central genera a plena carga, se obtendr a la cantidad de energaque produce. Esto se realizar a para cada mes de forma similar a como se hizo con la tecnoloca stirling, osea, se calcular a mes a mes para un da promedio, y se multiplicar a por la cantidad de das que tenga esemes, para luego sumar por todo el a no.Por ejemplo, para una latitud de 33,5 sur, correspondiente a Santiago, para una planta de 9 MW, con unacapacidad de almacenamiento de 3 horas la energa generada mes a mes y la energa generada acumulada sepueden observar en las guras 3.9 y 3.10 respectivamente.Para las latitudes consideradas en este trabajo, la energa generada durante el a no se observa en la tabla3.6.3.3.4. Energa mini-hidr aulicaEste tipo de recurso es uno de los m as difciles de modelar, ya que no existe un estudio sobre su disponi-bilidad en todo el pas. Existen estudios relacionados con las mayores cuencas del pas, pero no para loscauces de menor magnitud, por lo que el tratamiento dado a este recurso ser a distinto que los anteriores.Si bien no se sabe con certeza la disponibilidad de este recurso en cada una de las zonas en que se hadividido el SIC, lo que es conocido es que esta disponibilidad tiene una gran correlaci on con la cantidadde precipitaciones que hay en alguna zona determinada, por lo tanto, la modulaci on geogr aca se har a enfunci on de las precipitaciones. Para ello, la potencia nominal de la central es ponderada por un factor funci on29Figura 3.9: Energa generada mes a mesFigura 3.10: Energa generada acumulada.30Caso Ciudad Latitud Energa AnualNMWh1 Cha naral 26o20 24517,12 Copiap o 27o18 24252,13 Vallenar 28o35 24252,14 Coquimbo 29o57 24252,15 Valparaso 33o1 23722,06 Santiago 33o27 23456,97 Rancagua 3410 23456,98 Curic o 34o58 23456,99 Linares 35o51 23456,910 Concepci on 36o47 23456,911 Temuco 38o46 22661,812 Valdivia 39o38 22396,713 Osorno 40o36 22131,714 Puerto Montt 41o28 22131,7Tabla 3.6: Resumen de generaci on energ etica para el caso ESC T ermicade la precipitaci on.La ecuaci on que modela la potencia generada por una central hidroel ectrica es (3.12) [11]:P =g k Q Hn(3.12)Donde :P: Potencia generada (kW).g: aceleraci on de gravedad (m/s2).k: Constante que denota la disponibilidad geogr aca.: Densidad del agua (T/m3).: Rendimiento del conjunto turbina-generador (p.u).Q: Caudal de agua (m3/s).Hn: Altura neta de la caida de agua (m).31Region Ciudad Latitud Precipitaci on Factor() mm al a no3 Cha naral 26,3 0 03 Copiap o 27,3 0 03 Vallenar 28,6 0 04 Coquimbo 30,0 64,3 0,075 Valparaso 33,0 372,5 0,4113 Santiago 33,5 312,5 0,346 Rancagua 34,2 507,2 0,567 Curic o 35,0 701,9 0,777 Linares 35,9 906 18 Concepci on 36,8 1110,1 19 Temuco 38,8 1157,4 110 Valdivia 39,6 1871 110 Osorno 40,6 1331,8 110 Puerto Montt 41,5 1802,5 1Tabla 3.7: Precipitaciones y Factor Geogr aco en funci on de la Precipitaci onPara efectos de este trabajo, se supondr a que los valores anteriores ser an tales que la potencia de la centralsea de alg un valor determinado (9 MW para el caso base), sin embargo, en caso de conocerse los valores dedichos par ametros, estos podr an modicarse en el modelo.La constante k que denota la disponibilidad geogr aca se obtiene variandola de forma lineal, desde 0correspondiente a 0 mm de agua cada al a no, hasta 1 correspondiente a 900 mm de agua cada al a no. Paraprecipitaciones superiores se supone que esta constante es 1, o sea, la central genera a su capacidad nominal.El valor de la constante k, junto con el valor de la cantidad de agua cada normal al a no en funci on de lalatitud, se observa en la tabla 3.7.Para obtener la energa generada durante un a no se multiplicar a la potencia de la central por la cantidad dehoras en el a no y por una disponibilidad tpica para este tipo de plantas (0,9). Este dato se obtuvo observandolas estadsticas de este tipo de centrales en nuestro pas.Para las latitudes consideradas en este trabajo, la energa generada durante el a no se observa en la tabla3.8.32Caso Ciudad Latitud Energa AnualNMWh1 Cha naral 26o20 0,02 Copiap o 27o18 0,03 Vallenar 28o35 0,04 Coquimbo 29o57 5483,55 Valparaso 33o1 31766,66 Santiago 33o27 26649,87 Rancagua 3410 43253,78 Curic o 34o58 59857,79 Linares 35o51 77263,210 Concepci on 36o47 77263,211 Temuco 38o46 77263,212 Valdivia 39o38 77263,213 Osorno 40o36 77263,214 Puerto Montt 41o28 77263,2Tabla 3.8: Resumen de generaci on energ etica para el caso de la central minihidro3.4. Ingresos por PotenciaLa caracterstica intermitente del energ etico principal que en general caracteriza a las ERNC puede hacerpensar que estas no deben obtener pago por potencia rme. En el Reglamento de la Ley General de ServiciosEl ectricos, en el artculo 259 se establece respecto a la potencia rme:Se entender a por potencia rme de un generador, la potencia m axima que sera capaz de inyectar ytransitar en los sistemas de transmisi on en las horas de punta del sistema, considerando su indisponibili-dad probable. Aquella corresponder a a la suma de las potencias rmes de sus propias unidades y de lascontratadas con terceros que operen en sincronismo con el sistema.Como se ve en esta denici on, la potencia rme en Chile se dene tomando en cuenta la indisponibilidadde la central, lo cual lleva a pensar que las ERNC no deberan percibir remuneraiones por ese concepto. Sinembargo, como se puede apreciar en las conclusiones de la memoria Pago por Potencia Firme a Centralesde Generaci on E olica [9], por m as indisponible que sea la central, siempre la existiencia de esta aporta a lasuciencia del sistema, lo cual merece ser recompensado.Si bien en el reglamento no se especica el m etodo de c alculo de la potencia rme, se deja claro loscriterios para su determinaci on, estos son:33Se debe considerar la indisponibilidad mec anica, variabilidad del energ etico, nivel de embalses, etc.La potencia rme preliminar de una unidad generadora se obtendr a considerando la potencia esperadaque la unidad aportara para un nivel de seguridad del sistema igual a la probabilidad de excedencia dela potencia rme.La probabilidad de p erdida de carga en horas de punta es la probabilidad de que la demanda m aximadel sistema sea mayor o igual a la oferta de potencia de las unidades generadoras disponibles en elperodo denido como de punta.Por horas de punta se entender an aquellas horas del a no en las cuales existe una mayor probabilidadde p erdida de carga del sistema, es decir, probabilidad de que la demanda del sistema sea mayor oigual a la oferta de potencia de las unidades generadoras disponibles en dichas horas. En la actualidadcorresponde al perodo entre las 18:00 y las 22:00 hrs.Para el c alculo de todas las variables aleatorias se puede hacer uso de estadsticas propias , nacionalese internacionales adem as de las caractersticas propias de la unidad generadora.Para el c alculo de la potencia rme es necesario un conocimiento global del sistema en el cual se calcula,adem as de que en la legislaci on chilena no se especifca un m etodo de calculo en particular, es deber del CDCel determinar la metodologa en acuerdo con las empresas miembros. Precisamente este hecho caus o unadiscrepancia respecto al c alculo de la potencia rme en el CDEC-SIC. El manual de procedimientos precisaque el valor de la potencia rme preliminar de una central posee 3 componentes: Suciencia, Toma de Cargay Tiempo de partida, cada uno ponderado por 0,8 0,1 y 01 respectivamente, y la forma de obtener cada unode estos valores no fue del agrado de todos los miembros del CDEC-SICEn el dictamen hecho por el Panel de Expertos [16], se explica que, debido a que este tipo de centralesfunciona con auto despacho, o sea, en su funcionamiento no interviene el CDEC-SIC, no es posible consider-ar las componentes de toma de carga y tiempo de partida ya que, estos factores implican de forma implcita,una coordinaci on entre las diferentes centrales mediante un despacho directo o un plan de recuperaci on deservicio. De esta forma, este tipo de centrales no puede aportar a la seguridad del sistema ante fallas de cortaduraci on o a la recuperaci on del servicio ante una falla total o parcial del sistema.Tomando en cuenta lo anterior, para efectos de este trabajo, se considera s olo la componente de la poten-cia rme correspondiente al aporte de suciencia que realiza el medio de generaci on, para lo cual, se realizansimplicaciones, o bien, se consideran trabajos antes realizados debido a la alta complejidad que hay en ladeterminaci on de dicho valor.Para el caso de las tecnologas includas en este trabajo, las consideraciones tomadas para la potenciarme se explican a continuaci on.343.4.1. Energa e olicaComo se especica en el trabajo Pago por Potencia Firme a Centrales de Geraci on E olica [9], parabajos niveles de penetraci on en el sistema, se puede aproximar la potencia rme por el factor de carga dela central e olica. La unica experiencia Chile donde se cuentan con datos estadsticos, es la central e olica deAlto Bahuales, la cual posee un factor de planta de un 40 %, luego, para este trabajo, se considera que lapotencia rme corresponde a 1/3 de la potencia nominal, un valor m as conservador.3.4.2. Energa solar concentrada StirlingA partir de los resultados del modelo realizado en 3.3.2, se puede observar que este tipo de centralesno logra generar en horas punta debido a la falta de la radiaci on solar necesaria para su funcionamiento, sinimportar la latitud a la que se encuentre, por lo que su disponibilidad en dicho perodo es nula y luego, suaporte a la sufuciencia del sistema es cero. Por lo tanto, este tipo de centrales no genera pagos por capacidad.3.4.3. Energa solar concentrada t ermicaEnestecaso, seconsideraelvalorpromedioparaelcasodecentralestermicas, considerandodatosestadsticos de operacion de este tipo de centrales, correspondiente a 0,6 veces la potencia nominal de lacentral, debido a la similitud de este tipo de medios de generaci on. Esto, considerando que la central solart ermica posee un sistema de almacenamiento de energa, de forma de poder generar durante las horas punta.Durante el an alisis de sensibilidad se considera la posibilidad de que este tipo de central no posea un sistemade almacenamiento de energa, por lo que su potencia rme, en ese caso, es cero.3.4.4. Energa Mini-Hidr aulicaSe considera un valor promedio 0,6 veces la potencia nominal de forma preliminar, debido a que seconsidera el promedio de la potencia rme de las centrales de pasada del SIC. Ese valor adem as es ponder-ado por el mismo factor de precipitaciones que se considera en la secci on 3.3.4, de forma de incorporar ladisponibilidad del recurso. El valor de la potencia rme preliminar (0,6 veces el nominal de la central)sedebe principalmente a la incertidumbre existente en la hidrologa a no a a no.3.5. Ingresos por Servicios ComplementariosConsiderando la naturaleza de las ERNC, en general, estas no pueden brindar servicios complementarios,los que se detallan a continuaci on:Regulaci on de frecuencia: Para el caso de la regulaci on primaria, es posible que existan tecnologas35que permitan este tipo de regulaci on de frecuencia, sin embargo, para este trabajo, no se considera yaque este hecho no es generalizado. Para el caso de regulaci on secundaria, esto implica tener una reservaen giro, lo cual no es aplicable al caso de las ERNC ya que por su naturaleza, estas son despachadascompletamente, adem as de que se desperdiciara el recurso.Regulaci on de tensi on: Adem as de no existir un mercado, la regulaci on de tensi on es parte de losrequerimientos de calidad de servicio, por lo que es necesario elementos adicionales para cumplir conestas condiciones.Recuperaci on de Servicio: Dependiendo de la tecnologa, algunas necesitan de la red para poder gener-ar, como el caso de la tecnologa e olica y Stirling.Por lo tanto, durante este trabajo no se consideran ingresos por este tipo de servicios.3.6. Alternativas de VentaLa legislaci on chilena permite varios modelos de comercializaci on tanto de energa como de potencia,los cuales se presentan a continuaci on:Venta al CDEC en mercado spot: En esta alternativa, el generador participa en los intercambios deenerga entre generadores en el mercado spot. El precio de la energa corresponde al costo marginalinstant aneo del sistema mientras que la potencia se valora al precio nudo correspondiente.Venta al CDEC a precio estabilizado: En esta alternativa, el generador vende su energa al CDEC a unvalor estabilizado que corresponder a al precio de nudo de la energa aplicable a las inyecciones de losPMGD que sean jados mediante la dictaci on del decreto tarifario a que se reere el Articulo 103 dela Ley (Decreto de Precio de Nudo [4]). La potencia se valora al precio nudo correspondiente.Venta a una empresa distribuidora va licitaci on de contratos, o sea, mediante la adjudicaci on de uncontrato que una empresa distribuidora realice mediante una licitaci on abierta, en cuyo caso, la energase transar a al precio que estipule el contrato y la potencia al valor de nudo que corresponda al momentode la licitaci on.Venta de la energa y potencia a un cliente libre en un contrato de largo plazo a precio libre a convenirentre las partes tanto para la energa como la potencia. Este caso depende adem as de la ubicaci on delcliente libre, donde, claramente la mejor alternativa es que este se encuentre en las proximidades delgenerador.36NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDOkV Potencia Energa Potencia Energa[p.u.] [p.u.] [$/kW/mes] [$/kWh]D. DE ALMAGRO 220 1,1545 1,2903 4857,11 38,639CARRERA PINTO 220 1,1572 1,2951 4868,47 38,783CARDONES 220 1,1518 1,2695 4845,75 38,016MAITENCILLO 220 1,0988 1,1838 4622,77 35,450PAN DE AZUCAR 220 1,0979 1,1746 4618,99 35,175LOS VILOS 220 1,0269 1,0920 4320,28 32,701QUILLOTA 220 0,9347 1,0000 3932,39 29,946POLPAICO 220 1,0000 1,0412 4207,11 31,180CERRO NAVIA 220 1,0237 1,0737 4306,82 32,153ALTO JAHUEL 220 1,0049 1,0558 4227,72 31,617RANCAGUA 154 1,0454 1,0941 4398,11 32,764SAN FERNANDO 154 1,0174 1,0648 4280,31 31,887ITAHUE 154 0,9604 1,0120 4040,51 30,305PARRAL 154 0,9631 1,0330 4051,87 30,934ANCOA 220 0,9455 1,0010 3977,82 29,976CHARRUA 220 0,9357 0,9910 3936,59 29,676CONCEPCION 220 0,9702 1,0365 4081,74 31,039SAN VICENTE 154 0,9897 1,0436 4163,78 31,252TEMUCO 220 0,9971 1,0481 4254,09 31,386VALDIVIA 220 0,9889 1,0457 4219,10 31,315BARRO BLANCO 220 0,9885 1,0507 4217,40 31,464PUERTO MONTT 220 1,0000 1,0611 4266,46 31,776PUGUENUN 110 1,2717 1,3494 5425,66 40,409Tabla 3.9: Factores de Penalizaci on y Precio Nudo Abril 2007 [4].373.7. Modelaci on de las alternativas3.7.1. Venta al CDEC a precio estabilizadoEsta alternativa consiste en la venta de energa y potencia a un valor estabilizado que corresponde alprecio de nudo de la energa en el nudo donde se realice la inyecci on de energa de la central. La potencia esvalorada al precio de nudo correspondiente.Para modelar esta alternativa, es necesario obtener un valor del precio de nudo tanto de potencia comode energa para todo el perodo de evaluaci on. Para ello se utilizaron las siguientes f ormulas de indexaci onencontradas en el decreto de Precio de Nudo de abril 2007 [4]:Potencia:Subsistema SIC Centro-Norte (desde la subestaci on Diego de Almagro 220 kV a la subestaci onCharrua 220 kV) (3.13):Pr eci oi =Pr eci obase

DOLiDOL0 1+di1+d0

0, 733CHEiCHE0+0, 024CPIiCPI0

++0, 006I PMiI PM0+0, 036I PCiI PC0+0, 201I SSiI SS0

(3.13)Subsistema SIC Sur (entre las subestaciones Temuco 220 kV y Puerto Montt 220 kV) (3.14):Pr eci oi =Pr eci obase

0, 79DOLiDOL0 1+di1+d0+0, 1I SSiI SS0+0, 11I PMiI PM0

(3.14)Donde:Pr eci obase corresponde al precio de nudo correspondiente entregado en el Informe de Precio de Nudode abril 2007, valor que se puede apreciar en la tabla 3.9DOL corresponde al valor del tipo de cambio del dolar EEUU en el periodo correspondiente.d corresponde a los derechos arancelarios aplicables a la importaci on de bienes de capital, en /1. Parael caso de este trabajo se considera constante durante todo el perodo de evaluaci on.CHE es el Chemical Equipment Plant Cost Index. Como no se cuenta con antedecentes de este ndice,se considera constante.CPI corresponde al Consumer Price Index, el equivalente estadounidense del IPC chileno.38IPM es el Indice de Precios al por Mayor.IPC es el Indice General de Precios al Consumidor.ISS es el Indice General de Remuneraciones.El subndice i denota el perodo y el subndice 0 ndica el primer perodo de la evaluaci on.Energa (3.15)Pr eci oi =Pr eci obase

PMMiPMM0

(3.15)Donde PMM corresponde al Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los con-tratos informados por las empresas generadoras a la Comisi on, correspondientes a la ventana de cuatro meses,que naliza el tercer mes anterior a la fecha de publicaci on del precio de nudo.Para obtener el valor de los ndices correspondientes a los perodos futuros, se realiz o una regresi on lineala partir de los datos existentes de los ultimos a nos. El valor de estos indices se encuentran en las tablas B.1y B.2 disponible en los ap endices.3.7.2. Venta al CDEC en mercado spotEn esta alternativa, el generador participa en los intercambios de energa entre generadores en el mercadospot. El precio de la energa corresponde al costo marginal instant aneo mientras que la potencia se valora alprecio nudo correspondiente.Los valores que se utilizan para los costos marginales fueron proporcionados por empresas del sectorel ectrico, los cuales fueron calculados mediante un programa que toma en cuenta variables como el preciodel petr oleo, el CPI y la entrada en servicio de unidades generadoras entre otros. Estos valores se encuentrandisponibles en las tablas C.1 y C.1 en los ap endices.El valor del precio nudo se calcula como se menciona en 3.7.1.3.7.3. Venta a distribuidora mediante licitaci onCorresponde a venta a distribuidora va licitaci on de contratos, o sea, mediante la adjudicaci on de uncontrato que una empresa distribuidora realice mediante una licitaci on abierta, en cuyo caso, la energa setransar a al precio que estipule el contrato y la potencia al valor del nudo que corresponda al momento de lalicitaci on.39La forma en que el valor de la energa se indexa queda especicado en las bases de licitaci on, las cualesal ser reservadas, es difcil tener acceso a ella, sin embargo, en general el m etodo de indexaci on que se utilizaes de la siguiente forma (3.16) :Pr eci oi =Pr eci obase

a1i ndi ce1ii ndi ce10+a2i ndi ce2ii ndi ce20+ +ani ndi cenii ndi cen0

(3.16)Donde:Par ametro a corresponde a un valor que indica la ponderaci on del ndice. La suma de todos estospar ametros debe dar 1.El valor de los par ametros anteriores se especica en las bases de licitaci on, por lo cual, estos puedenvariar de distribuidora en distribuidora. Para efectos de este trabajo, se considera que s olo se encuentranindexados al CPI estadounidense, por lo que la f ormula sera (3.17):Pr eci oi =Pr eci obase

CPIiCPI0

(3.17)El valor del precio nudo se calcula como se menciona en 3.7.1.Para cada zona del pas, se utiliza el valor de la energa especicado en las adjudicaciones de contrato dealg un concesionario de distribuci on disponibles en la p agina web de la CNE, valores que se pueden apreciaren la tabla 3.10.3.7.4. Venta a cliente libre con contrato bilateralVenta de la energa y potencia a un cliente libre en un contrato de largo plazo a precio libre a convenirentre las partes tanto para la energa como la potencia. Debido a la gran incertidumbre que esta alternativaposee, no es posible determinar si esta alternativa es la m as conveniente. Sin embargo es posible entregar elvalor de la energa tal que, realizando un contrato a este precio, sea m as conveniente que las otras alternativas.40Caso Ciudad Latitud ENERGIA BASEN[USD/kWh]1 Cha naral 26o20 51,02 Copiap o 27o18 51,03 Vallenar 28o35 51,04 Coquimbo 29o57 51,05 Valparaso 33o1 51,06 Santiago 33o27 51,07 Rancagua 3410 57,08 Curic o 34o58 57,09 Linares 35o51 57,010 Concepci on 36o47 57,011 Temuco 38o46 54,012 Valdivia 39o38 54,013 Osorno 40o36 54,014 Puerto Montt 41o28 54,0Tabla 3.10: Valor del precio base considerado para la alternativa venta a distribuidora seg un latitud41Captulo 4Evaluaci on de un Proyecto ERNC en funci on de la Localizaci onResumen del CaptuloEn los captulos anteriores, se ha realizado la caracterizaci on y modelaci on de los costos, adem as delos ingresos para cada tipo de medio de generaci on que se considera en este trabajo, tomando en cuenta lalocalizaci on de la central. En este captulo se integra todos esos modelos para desarrollar la metodologa quenos permita encontrar la mejor alternativa de comercializaci on.4.1. Evaluaci on Econ omicaLa metodologa elegida para evaluar el proyecto es la determinaci on del Valor Actual Neto (VAN), paralo cual se ha hecho los siguientes supuestos:La potencia instalada de cada central es de 9 MW, o sea, que independiente del emplazamiento, sesupone que es posible extraer dicha potencia de la central. Esto, claramente no puede ser factible entodas las zonas de evaluaci on, lo cual nos dar a indicios de en qu e zonas es factible instalar qu e tipo decentrales.El perodo de evaluaci on es de 30 a nos, a una tasa de descuento de un 10 %, una tasa baja comparadacon la que generalmente se aplica a los proyectos el ectricos, debido a la baja rentabilidad de algunosproyectos. Adem as se considera un perodo de 2 a nos de estudios iniciales y construcci on, por lo queel horizonte total de evaluaci on ser a de 32 a nos.Se aplica un impuesto de un 17 % sobre la base de las utilidades percibidas o devengadas.Se supone que los equipos no tienen un valor residual al t ermino de la evaluaci on ademas de que noexisten costos por motivo de desguace de la central.Para realizar la evaluaci on se toman las latitudes indicadas en la tabla 4.1 para dividir el SIC.42Regi on Ciudad Latitud( ) ()3 Cha naral 26o20 26,343 Copiap o 27o18 27,303 Vallenar 28o35 28,584 Coquimbo 29o57 29,955 Valparaso 33o1 33,0213 Santiago 33o27 33,456 Rancagua 3410? 34,177 Curic o 34o58 34,977 Linares 35o51 35,858 Concepci on 36o47 36,789 Temuco 38o46 38,7710 Valdivia 39o38 39,6310 Osorno 40o36 40,6010 Puerto Montt 41o28 41,47Tabla 4.1: Latitudes a considerar en la evaluaci onPara los casos minihidro y energa solar comprimida Stirling y t ermica, la evaluacion se hace una vez encada divisi on especicada en la tabla 4.1, mientras que para el caso e olico, adem as, para cada divisi on, seeval ua para el sector costero, centro y cordillera. De forma de dejar esto m as claro, en la gura 4.1 se muestralas latitudes donde fue realizada cada evaluaci on, junto con la ciudad correspondiente.Los valores de los par ametros pertenecientes a los medios de generaci on utilizados en la evaluaci on delcaso base se mencionan a continuaci on:Eciencia Generador Stirling: 25 %Horas Almacenamiento de energa en central solar t ermica: 4Altura eje generador e olico: 60 m.Velocidad mnima viento del generador e olico: 4 m/s.Velocidad del viento donde el generador e olico alcanza potencia nominal: 10 m/s.Velocidad m axima viento del generador e olico: 25 m/s.Para todos los resultados, la alternativa mas conveniente se enumera de la siguiente manera:43Figura 4.1: Latitudes donde se realiza la evaluaci on para cada tipo de tecnologa. Para el caso e olico se considera ademas unadivisi on costa, centro y cordillera441. Venta al CDEC a precio estabilizado (secci on 3.7.1).2. Venta al CDEC en mercado spot (secci on 3.7.2).3. Venta a una empresa distribuidora va licitaci on de contratos (secci on 3.7.3).4. Venta de la energa y potencia a un cliente libre en un contrato de largo plazo (secci on 3.7.4).4.2. Resultados de la Evaluaci on del Caso BaseEl caso base considera los supuestos especicados anteriormente, adem as de lo siguiente:Los precios de nudo se encuentran indexados como se especica en 3.7.1, los cuales no sufren ningunaotra modicaci on.Los valores de los costos marginales se encuentran indexados como en 3.7.2, y al igual que los preciosde nudo, no sufren otra modicaci on.Los valores de venta en el caso de venta con contrato con distribuidora se encuentran indexados comoen 3.7.3, y tampoco sufren otro tipo de modicaci on.Los resultados se pueden apreciar en las tablas 4.2 a 4.5 y en los gr acos mostrados en las guras 4.2 a4.5.Figura 4.2: VAN Proyecto Solar Stirling en funci on de la latitud45Caso Ciudad Latitud ESC StirlingNVAN US$ Opci on1 Cha naral 27,3 -26.098.646 12 Copiap o 28,6 -26.534.654 13 Vallenar 29,0 -27.553.495 14 Coquimbo 30,0 -33.322.283 15 Valparaso 33,0 -31.078.679 16 Santiago 33,5 -30.856.236 17 Rancagua 34,2 -31.159.770 18 Curic o 35,0 -30.772.435 39 Linares 35,9 -35.568.539 310 Concepci on 36,8 -30.527.072 111 Temuco 38,8 -30.518.915 112 Valdivia 39,6 -30.614.082 113 Osorno 40,6 -40.504.749 114 Puerto Montt 41,5 -31.076.151 1Tabla 4.2: Mejor alternativa caso ESC StirlingCaso Ciudad Latitud E olico Costa E olico Centro E olico CordilleraNVAN US$ Opci on VAN US$ Opci on VAN US$ Opci on1 Cha naral 27,3 7.967.404 1 19.571.614 1 16.796.334 12 Copiap o 28,6 7.698.310 1 19.088.897 1 16.273.350 13 Vallenar 29,0 6.874.913 1 17.347.562 1 16.429.315 14 Coquimbo 30,0 1.738.577 1 7.465.683 1 12.282.189 15 Valparaso 33,0 3.528.027 1 3.048.895 1 3.268.010 16 Santiago 33,5 3.952.404 1 4.444.678 1 8.969.171 17 Rancagua 34,2 3.911.343 1 4.514.370 1 11.515.964 18 Curic o 35,0 4.091.923 3 4.599.304 3 12.419.948 39 Linares 35,9 -135.199 3 346.860 3 7.460.182 310 Concepci on 36,8 4.407.049 1 4.839.553 1 12.357.233 111 Temuco 38,8 4.587.726 1 4.978.786 1 13.007.969 112 Valdivia 39,6 4.552.287 1 4.895.319 1 13.303.436 113 Osorno 40,6 -4.197.753 1 -7.701.307 1 5.290.960 114 Puerto Montt 41,5 991.564 1 -14.311.127 1 10.648.595 1Tabla 4.3: Mejor alternativa caso E olico46Figura 4.3: VAN Proyecto E olico en funci on de la latitudCaso Ciudad Latitud ESC TermicaNVAN US$ Opci on1 Cha naral 27,3 1.173.678 12 Copiap o 28,6 761.923 13 Vallenar 29,0 -349.659 14 Coquimbo 30,0 -5.564.759 15 Valparaso 33,0 -4.288.594 16 Santiago 33,5 -3.833.300 17 Rancagua 34,2 -3.870.873 18 Curic o 35,0 -3.876.068 39 Linares 35,9 -8.277.977 310 Concepci on 36,8 -3.517.635 111 Temuco 38,8 -3.587.340 112 Valdivia 39,6 -3.750.783 113 Osorno 40,6 -12.995.193 114 Puerto Montt 41,5 -7.559.724 1Tabla 4.4: Mejor alternativa caso ESC T ermica47Figura 4.4: VAN Proyecto Solar T ermica en funci on de la latitudCaso Ciudad Latitud MinihidroNVAN US$ Opci on1 Cha naral 27,3 -20.446.627 12 Copiap o 28,6 -20.446.627 13 Vallenar 29,0 -19.860.046 14 Coquimbo 30,0 -21.667.728 15 Valparaso 33,0 -1.889.259 16 Santiago 33,5 -4.432.764 17 Rancagua 34,2 4.817.248 18 Curic o 35,0 13.293.102 39 Linares 35,9 18.159.985 310 Concepci on 36,8 22.844.698 111 Temuco 38,8 23.286.879 112 Valdivia 39,6 23.175.858 113 Osorno 40,6 14.874.185 114 Puerto Montt 41,5 20.001.653 1Tabla 4.5: Mejor alternativa caso Minihidro48Figura 4.5: VAN Proyecto Minihidro en funci on de la latitudLo primero que hay que mencionar, es que la mejor alternativa para el caso base en el mayor de los casoscorresponde a la venta a precio estabilizado, o sea, venta de energa y potencia a precio nudo. Hay algunaszonas donde la mejor alternativa es mediante la venta de enrga y potencia a distribuidoras, lo cual se explicaa que el valor del precio nudo en esas zonas en m as bajo que en el resto del SIC.Sin embargo, para el caso Stirling y ESC T ermica, estos resultados no son aplicables, ya que la rentabil-idad de estos proyectos es negativa en la mayoria del SIC. Esto se debe principalmente a los altos nivelesde inversi on de estos proyectos y en el caso Stirling adem as, a que no se perciben ingresos por concepto deventa de potencia.Respecto a la rentabilidad de cada proyecto en funci on de la latitud, se observan comportamientos deacuerdo a lo esperado. En el caso minihidro, a medida que se avanza hacia el sur, la rentabilidad va enaumento, de acuerdo a la mayor disponibilidad del recurso hdrico. De forma contraria, para los casos queutilizan la energa