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PROFESOR PATROCINANTE:
MAG. ALEJANDRO DAIL SOTOMAYOR BRULÉ
ESCUELA DE INGENIERÍA CIVIL INDUSTRIAL
UTILIZACIÓN DE SISTEMA DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES HÍBRIDO SOLAR-EÓLICO, APLICADO AL
SISTEMA DE ILUMINACIÓN DEL BORDE COSTERO DE LA CIUDAD DE PUERTO MONTT
Trabajo de Titulación
para optar
al título de Ingeniero Civil Industrial
FABIAN ALONSO NUÑEZ REHBEIN
PUERTO MONTT – CHILE
2012
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"!
DEDICATORIA
This Project Thesis is dedicated to the person who inspired, teached and gave me all the opportunities in
my life, what without her unconditional support and sacrifice this entire process to become a Civil
Industrial Engineer it would not been the same. To my Mom Lorna Rehbein.
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""!AGRADECIMIENTOS
A mi profesor patrocinante Mg. Alejandro Sotomayor Brulé, por la buena disposición, voluntad y
preocupación a lo largo de todo el proceso, quien se involucró en el inicio, desarrollo y revisiones de éste
Proyecto de Titulación con el objetivo que fuera un trabajo de calidad y que los resultados contribuyesen
a generar una propuesta al nivel de Ingeniería; a los profesores evaluadores Mg. Oscar Romero e Ing.
Alexia Quiróz; al profesor Mg. Alex Cisterna por su colaboración y entrega de conocimientos a lo largo de
todo el período académico.
A la Sra. Helga Grünewald, Arquitecto, perteneciente a SECPLAN de la Ilustre Municipalidad de Puerto
Montt, quien tuvo una gran disposición respecto de las diferentes temáticas abordadas en el presente
Proyecto de Título, y muy significativo en términos de su opinión especializada acerca de la viabilidad de
los resultados a obtener.
A Luxmeter Energy Ltda, especialmente al Sr. Patricio Hernández, Ingeniero y Jefe de Proyectos, quien
tuvo gran disposición y entrega de conocimientos en materia energética, y por su colaboración
desinteresada respecto a todas las consultas realizadas referente al Proyecto de Título.
Un agradecimiento especial a mi Madre y Hermano por su constante apoyo y preocupación en todo lo
referente al proceso de titulación, y vida universitaria.
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"""!SUMARIO El presente informe describe los resultados del proyecto de título denominado “Utilización de un Sistema
de Energías Renovables No Convencionales Híbrido Solar-Eólico, Aplicado al Sistema De Iluminación del
Borde Costero de la Ciudad De Puerto Montt”.
El planteamiento del problema nace ante la necesidad actual de utilizar fuentes de generación de energía
eléctrica que permitan un desarrollo sustentable en materia de suministro energético mediante la creación
de una política de estado no sólo a nivel local/regional, sino que también a nivel nacional con miras a una
internacionalización. En este contexto, el proyecto se enmarcó en el estudio del potencial de las Energías
Renovables No Convencionales (ERNC), específicamente para la utilización de energía solar y energía
eólica, siendo su objetivo la realización de una evaluación de proyectos que contemplara los factores
técnicos, legales, políticos, ambientales y económicos.
Por consiguiente, en el presente trabajo se realizó una introducción al concepto de la energía solar y
energía eólica, describiendo sus usos y haciendo hincapié en la utilización indirecta para la generación de
energía eléctrica. Posteriormente se explican las metodologías de evaluación y la selección de tecnología
asociada al campo de exploración energética, para lo cual fue necesario la utilización de un marco
exploratorio que permitió obtener una fidedigna fuente de referencia sobre información técnico, ambiental
y económica necesaria para la aplicación de proyectos de estas características.
Para realizar el levantamiento de información se consideró datos proporcionados por estudios previos de
diferentes entidades nacionales, tal es el caso de Dirección Meteorológica de Chile, Sistema Evaluación
de Impacto Ambiental (SEIA), Servicio Nacional de Inversiones (SIN), entre otros; necesarios para
conocer el potencial solar y eólico de Puerto Montt, junto con los requerimientos necesarios para
determinar el comportamiento operacional y económico en la implementación de un sistema de
alumbrado público en suelo nacional.
El diseño metodológico se basó en premisas de la evaluación de proyectos clásica, considerando
estudios de factibilidad técnica, ambiental, legal, política, en gestión y económica, necesarios para
realizar un estudio financiero previo a la etapa de exploración.
Los resultados generados a partir de la evaluación técnica-ambiental establecieron los parámetros que el
inversionista o la entidad financiera debería tener en cuenta previo a la aprobación del proyecto. Por su
parte, la evaluación política y legal estableció las disposiciones legales críticas y los instrumentos de
fomento que se aplican sobre estas iniciativas. A su vez, la evaluación en gestión determinó la estructura
organizacional y las competencias profesionales requeridas para ejecutar el proyecto.
A su vez, los resultados de la evaluación económica de la metodología antes descrita, aplicada para la
Ciudad de Puerto Montt, permitieron reconocer que la principal barrera de entrada para los proyectos de
!
!
"#!ERNC es el alto valor de sus inversiones, los que sin duda generan un riesgo significativo para la entidad
que otorgará el financiamiento.
Por consiguiente, del análisis de sensibilidad se logró concluir que de primera necesidad se debe
implementar el proyecto de reemplazo de luminaria tradicional por LED, y como segunda necesidad la
implementación del sistema de generación ERNC solar – eólico con luminaria LED. Lo anterior es
independiente del aumento o disminución en el precio de la energía eléctrica, y analizado desde la
perspectiva económica mediante indicadores de rentabilidad cómo VAN y TIR, e indicador de emisión de
CO2.
Es así que la realización de la presente memoria de título, permitió identificar y generar propuestas de
soluciones a través del estudio de ingeniería con la finalidad de establecer una matríz alternativas que
permitan facilitar la toma de decisiones para la ejecución al momento de ser presentada a las respectivas
autoridades políticas.
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ÍNDICE DE CONTENIDOS
Página
DEDICATORIA i
AGRADECIMIENTOS ii
SUMARIO iii
1. ANTECEDENTES GENERALES 1
1.1. Introducción. 1
1.2. Planteamiento del Problema. 1
1.3. Objetivos. 2
1.3.1. Objetivo General. 2
1.3.2. Objetivo Especifico. 2
2. MARCO TEÓRICO 3
2.1. Energías Renovables. 3
2.1.1. Energías Renovables No Convencionales (ERNC). 3
2.2. La Energía Eólica. 3
2.2.1. Energía Eólica en el Mundo. 3
2.2.2. Energía Eólica en Latinoamérica. 4
2.2.3. Localización Global de Recursos Eólicos. 5
2.2.4. Energía eólica en Chile. 5
2.2.5. Entorno de aplicación de la energía eólica. 6
2.2.6. Medición de parámetro de la energía eólica. 7
2.2.7. Tecnología Eólica. 8
2.2.8. Aerogeneradores. 8
a. Horizontal. 8
b. Aerogenerador vertical. 8
b1. Solarwind TM. 8
b2. Helical. 8
b3. Noguchi. 9
b4. Maglev. 9
b.5 Cochrane. 11
2.3. La energía solar. 11
2.3.1. Energía solar en el mundo. 12
2.3.2. Localización Global del Recurso Solar. 14
2.3.3. Energía Solar en Chile. 14
2.3.4. Entorno de aplicación de la energía solar. 15
2.3.5. Medición de parámetro de la energía solar. 15
2.3.6. Tecnología Solar. 15
2.3.7. El origen de la electricidad solar. 15
2.3.8. La celda solar. 16
2.3.9. Tipos de celdas solares. 16
a. Silicio cristalino. 16
b. Silicio mono-cristalino. 16
c. Silicio amorfo. 16
2.3.10. Energía solar fotovoltaica. 17
2.4. Ejemplo caso de aplicación. 17
2.4.1. Iluminación de Alumbrado Público mediante Sistema Híbrido Eólico-Solar Led, Guiyang,
China 17
2.5. Evaluación de Proyectos. 17
2.5.1. Evaluación de factibilidad técnica. 19
a. Inversiones 19
b. La determinación del tamaño. 20
c. Decisiones de localización. 20
2.5.2. Estudio de factibilidad ambiental. 20
2.5.3. Estudio de factibilidad en gestión. 21
2.5.4. Estudio de factibilidad política. 21
2.5.5. Estudio de factibilidad legal. 22
a. Net Metering en Chile, Ley 20.571 22
b. Ley 20/20 23
2.5.6. Evaluación financiera de proyectos. 25
a.2. La tasa interna de rendimiento. 26
a.2.1. Horizonte de planeación. 27
a.2.2. Costos. 27
a.2.3. Inversiones. 27
a.2.4. Determinar el costo de la deuda. 27
a.2.5. Determinar el costo del capital propio. 28
a.2.6. Análisis de sensibilidad. 28
a.3. Valoración del ahorro en emisiones. 28
a.3.1. Ahorro en contaminación lumínica. 29
2.6. Beneficios totale 31
a.6. Análisis de rentabilida 32
a.6.1. Indicadores de rentabilida 33
a.6.2. Horizonte de evaluació 35
2.6.3. Precios sociale 35
3. DISEÑO METODOLÓGICO 36
3.1. Estudio de Factibilidad Técnica. 37
3.1.1. Tecnología. 37
3.1.2. Magnitud de Aplicabilidad. 37
3.1.3. Levantamiento de Información. 37
a. Alumbrado público del borde costero. 37
b. Velocidad de viento y radiación solar. 37
3.1.4. Análisis del consumo de energía eléctrica tradicional. 38
3.1.5. Instrumentos necesarios para la medición, implementación y mantención. 38
a. Medición. 38
b. Implementación. 38
c. Mantención. 38
3.1.5. Análisis de la capacidad de generación eléctrica no convencional. 38
3.1.6. Valoración Económica. 39
3.2. Pre-estudio de Factibilidad Ambiental. 40
3.2.1. Metodología para elaborar el pre-estudio de impacto ambiental. 40
3.2.2. Pre-establecer posibles impactos. 42
3.3. Estudio de Factibilidad Política y Legal. 42
3.4. Pre-estudio de Factibilidad Gestión. 42
3.4.1. Estructura organizacional del proyecto. 43
3.4.2. Elaboración de un diagrama organizacional que se adecue al proyecto. 43
3.4.3. Perfil de competencias requeridas en el personal. 43
3.5. Estudio de Factibilidad Económica. 43
3.5.1. Evaluación Costo – Beneficio. 43
a. Identificación de beneficios. 43
a.1. Beneficios por disminución de costos de operación y mantenimiento. 43
a.2. Cuantificación y valoración de beneficios. 44
b. Ahorro en costos de operación y mantenimiento. 44
b.1. Cuantificación de la energía/potencia consumida. 44
a. Horizonte de planeación. 46
b. Ingresos. 46
c. Costos e inversiones necesarias para llevar a cabo el proyecto. 46
a. VAN, TIR y PRC. 47
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 48
4.1. Estudio de factibilidad técnica. 48
4.1.1. Levantamiento de información. 48
a. Alumbrado público. 48
4.1.2. Características Técnicas de las Luminarias. 49
4.1.3. Evaluación de recursos energéticos y mediciones. 52
a. Energía Eólica. 52
a.1. Potencial eólico disponible. 53
b. Energía Solar. 54
b.1. Potencial solar disponible. 54
4.1.4. Análisis del consumo de energía eléctrica tradicional. 57
4.1.5. Costo de energía eléctrica tradicional. 60
4.2. Definición de tecnología. 60
4.2.1. Sistema híbrido de generación energética solar-eólica. 60
a. Componentes del sistema de generación energética solar-eólica. 60
a.1. Panel solar. 62
a.2. Controlador de carga. 62
a.3. Inversor de corriente. 64
a.4. Aerogenerador. 65
a.5. Estructura acero para paneles, sujeción de turbina, cables y otros. 65
4.3. Estudio de Factibilidad Ambiental. 66
4.3.1. Contextualización del proyecto solar – eólico. 68
4.3.2. Justificación de la aplicación del pre-estudio de impacto ambiental. 69
4.3.3. Pre-evaluación de impactos . 69
4.4. Pre-estudio de factibilidad en gestión. 70
4.4.1. Definición de estructura organizacional del proyecto. 70
a. Organización funcional. 70
4.4.2. Elaboración del diagrama organizacional. 71
4.4.3. Perfil de competencias requeridas en el personal. 72
4.5. Estudio de factibilidad económica. 74
4.5.1. Revisión de pre-factibilidad del sistema híbrido solar-eólico. 74
4.5.2. Conclusión de la revisión de pre-factibilidad sistema híbrido solar-eólico. 74
4.5.3. Revisión de pre-factibilidad sistema híbrido solar-eólico a escala reducida. 74
4.5.4. Evaluación económica. 75
a. Flujo neto del Sistema Actual de Alumbrado Público con luminaria tradicional, con tasa de
aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica. 75
b. Flujo neto de proyecto de ERNC solar – eólico con luminaria tradicional, con tasa de
aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica. 76
c. Flujo neto de proyecto de ERNC solar – eólico con luminaria LED, con tasa de aumento de
6,0 % anual en el precio de energía eléctrica. 77
d. Flujo neto de Proyecto LED, con tasa de aumento de 6,0 % anual en el precio de energía
eléctrica. 77
4.5.5. Valoración del ahorro en emisiones. 79
4.5.6. Análisis de Sensibilidad y Escenarios. 80
a.1. Análisis de sensibilidad para los distintos escenarios, con una tasa anual de 6,0 % de
aumento del precio de la energía eléctrica. 80
a.2. Comparación de los ahorros acumulados durante la duración del proyecto solar – eólico para
distintas tasas anuales (%) de incremento en el precio de la energía eléctrica. 82
5. CONCLUSIONES 83
6. RECOMENDACIONES 85
7. BIBLIOGRAFÍA 87
8. LINKOGRAFÍA 89
9. ANEXOS 91
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Nº 2.1: Mapa de Velocidad Promedio en el Planeta 2011. 1
Figura Nº 2.2: Parque Eólico Canela I 2
Figura N º2.3: Esquema aerogenerador horizontal. 5
Figura Nº 2.4: Principales Proyectos Energéticos 2008 – 2013. 6
Figura Nº 2.5: Tipos de aerogeneradores vertical. 7
Figura Nº 2.6: Mapa de Radiación Solar en el Planeta 2011. 10
Figura Nº 2.7: Sistema alumbrado público híbrido solar-eólico en Guiyang, China. 14
Figura Nº 4.1: Borde Costero de Puerto Montt entre Sector Puerto y calle Copiapó. 45
Figura Nº 4.2: Plano de ubicación geo-referencial de luminarias alumbrado público. 46
Figura Nº 4.3: Panel solar fotovoltaíco de silicio mono-cristalino, 2 unidades a utilizar. 58
Figura Nº 4.4: Controlador de carga MPS Marca Phocos AG de 80ª. 60
Figura Nº 4.5: Inversor de corriente contínua en alterna de 1000w 24v marca COTEK. 61
Figura Nº 4.6: Aerogenerador Airmax Dolphin 300w. 61
Figura Nº 4.8: Diagrama organizacional funcional de empresa solar-eólica 68
Figura Nº 4.9: Flujo neto de Sistema Actual con luminaria tradicional, y tasa de aumento de 6,0 %
anual en el precio de energía eléctrica 72
Figura Nº 4.10: Flujo neto de proyecto ERNC solar – eólico con luminaria tradicional, y tasa de
aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica 72
Figura Nº 4.11: Flujo neto de proyecto ERNC solar – eólico con luminaria tradicional, y tasa de
aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica. 73
Figura Nº 4.12: Flujo neto utilizando sólo luminaria LED, e incremento de 6,0 % anual en el precio de
energía eléctrica 74
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico Nº 4.1: Velocidad de viento promedio en Puerto Montt, período 2000-2010 (m/s) 58
Gráfico Nº 4.2: Radiación solar global diaria Puerto Montt, período 2000-2011 (Wh/m2) 59
Gráfico Nº 4.3: Consumo de energía tradicional desde la red eléctrica para el alumbrado público
borde costero de Puerto Montt 67
Gráfico Nº 4.4: Comparación de VAN para los distintos escenarios evaluados. 80
Gráfico Nº 4.5: Comparación de ahorros acumulados para Escenarios Propuestos con una tasa anual
de 4,3% de incremento en el precio de la energía eléctrica (kWh) 82
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO A: Curvas de potencial de generación del Aerogenerador evaluado. 91
ANEXO B: Resumen de Parámetros Climáológicos para la Ciudad de Puerto Montt, período 2000-
2010 92
ANEXO C: Evolución del parámetro Velocidad de Viento (m/s) para el período 2000-2010, Puerto
Montt. 92
ANEXO D: Comparación de Consumo Eléctrico (MWh) para Alumbrado Público del Borde Costero de
Puerto Montt. 93
ANEXO E: Cotización Sistema de Generación Híbrida Solar + Eólica. 93
ANEXO F: Tarifa Energía Eléctrica BT2 Empresa, Mayo 2012. 94
ANEXO G: Coeficientes K de corrección de radiación solar en plano inclinado. 95
ANEXO H: Evolución precio de electricidad (kWh) período 2007-2012, SAESA BT2 Empresa. 95
ANEXO I: Catastro de Luminaria Actual en el Alumbrado Público de la Ciudad de Puerto Montt,
2012. 96
ANEXO J: Evolución de precios para derechos de emisión (de Luminaria Actual en el Alumbrado
Público de la Ciudad de Puerto Montt, 2012. 98
ANEXO K: Catastro de Luminaria Actual en el Alumbrado Público de la Ciudad de Puerto Montt,
2012. 99
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1. ANTECEDENTES GENERALES
1.1. Introducción. !
En las últimas décadas, los estudios de factibilidad para el desarrollo de soluciones energéticas
renovables no convencionales (ERNC), han impulsado una serie de proyectos que han tenido como
finalidad, su aplicación en diversas áreas del desarrollo doméstico e industrial alrrededor del planeta.
Dichas soluciones, se enmarcan en la utilización de energías renovables no convencionales (ERNC),
recursos abundantes y limpios, ejemplo de ello es la energía eólica y energía solar. Una de sus ventajas
radica en la disminución de las emisiones de gases invernaderos, las que actualmente son generados por
los sistemas eléctricos tradicionales.
Ambas energías, se obtienen a partir de fuentes constantes y abundantes, la energía eólica se obtiene
producto de los cambios de presiones en el ambiente y la energía solar a través de la captación de los
rayos solares presentes en el planeta.
Ante ello, surgió la motivación de evaluar una solución híbrida sustentable que cumpla con los
requerimientos de demanda energética que tiene actualmente la Ilustre Municipalidad de Puerto Montt,
específicamente en el alumbrado público del borde costero.
La rentabilidad del proyecto estará sujeta a la realización de un estudio de las condiciones eólicas y
solares de la bahía de la ciudad de Puerto Montt, por lo que el período respectivo para obtener los
resultados del comportamiento de las condiciones de viento y radiación solar comprende un período de
diez años. Dado el período de realización de presente estudio, se evaluará y obtendrán datos oficiales
para generar los respectivs cálculos que sustenten lo previamente expuesto.
1.2. Planteamiento del Problema. El objeto de realizar el presente estudio surge ante la necesidad actual de utilizar fuentes de energías
eléctricas que permitan brindar un desarrollo sustentable en términos de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC), integrado de carácter generalizada tanto a la sociedad local como global.
Lo anterior, se enmarca dentro del avance en utilización de distintos tipos de soluciones ERNC de uso
doméstico como industrial, generando un amplio espectro de diversificación de la matríz energética.
A pesar del evidente y alto grado de interés por la diversidad de aplicación, las ERNC aún no se han
convertido en soluciones globalmente utilizadas o masificadas a gran escala. Lo anterior se debe a que
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existen distintos resguardos y desafíos que conlleva su estudio, ya sea por su impacto en el ámbito
económico, legal, ambiental o social.
Ante ello, es fundamental incurrir en soluciones de ingeniería para la sustentabilidad (social, ambiental,
económico) que sean aplicables en el ámbito local. Ejemplo de ello y motivo por el cual se decidió incurrir
en el estudio y evaluación sobre la utilización de un “Sistema híbrido de ERNC, solar-eólico aplicado al
sistema de alumbrado público de iluminación del borde costero de la ciudad de Puerto Montt”, se debe
principalmente a la ubicación geográfica, la cual proporciona gran parte del año condiciones
climatológicas favorables para la generación de energía eléctrica.
Para la realización de la presente memoria de título, se ahondará en la premisa de incorporar al servicio
de alumbrado público, un sistema de generación eléctrica sustentable asociado a una evaluación
económica enmarcado en los planes de optimización del actual recurso energético.
1.3. Objetivos.
1.3.1. Objetivo General.
Evaluar la conveniencia técnica y financiera de utilizar alternativas mixtas de generación energética
sustentable, a partir de la utilización de recursos renovables no convencionales, y su aplicación al
sistema de iluminación del borde costero de la ciudad de Puerto Montt.
1.3.2. Objetivo Especifico.
! Estudiar el consumo de eléctrica tradicional para el alumbrado público del borde costero de la
Ciudad de Puerto Montt, en el contexto actual.
! Análisis de factibilidad y rendimiento de recursos asociada a la implementación del estudio.
! Evaluar los distintos tipos de tecnologías asociadas a la generación de ERNC a partir de la
implementación de un sistema mixto solar-eólico.
! Evaluación económica de la implementación total del proyecto.
! $!
2. MARCO TEÓRICO
2.1. Energías Renovables.
La cantidad de energía que una sociedad consume y la eficiencia con la que la transforma y utiliza
constituyen hoy en día criterios que permiten diagnosticar su grado de desarrollo. Se puede afirmar que
el incremento en el nivel de desarrollo de una nación se encuentra asociado, en general, a un mayor
consumo energético y a una mayor capacidad para llevar a cabo un uso y transformación eficientes de la
energía. (GONZALEZ, 2009).
2.1.1. Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento
en energía útil no se consumen ni agotan, generando a la vez un mínimo impacto en el medio ambiente.
Esta condición hace que, frente a la mayor preocupación en el mundo por los temas ambientales, su
utilización comienza a ser día a día más extendida.
Dentro de las energías renovables se utiliza el término no convencional para clasificar a las tecnologías
energéticas renovables que no han contribuido significativamente hasta ahora al balance de energías
primarias utilizadas. Esto se refiere a aquellas energías que están disponibles sin necesidad de
transformación previa a su uso y quiere decir que no son significativas en la producción de grandes
bloques energéticos. Lo anterior conlleva que la penetración en el mercado es baja para estas
tecnologías, entre las que se encuentran la energía solar, eólica, biomasa, micro y/o minicentrales
hidráulicas, geotérmica y oceánica. (CNE, 2012).
Por otro lado, ERNC han tenido un amplio espacio de desarrollo dentro del Programa Nacional de
Electrificación Rural, de tal forma que hoy existen en nuestro país numerosas instalaciones que proveen
de electricidad a comunidades rurales aisladas mediante el uso de energías renovables. (CNE, 2012).
2.2. La Energía Eólica. La energía eólica es la energía captada a través del movimiento de la masa(energía cinética) de aire,
comúnmente denominado viento, la cual se genera principalmente por las diferencias de presión (alta a
baja) existente en la atmósfera terrestre. Las condiciones de relieve terrestre tales como acantilados,
cerros, montes, entre otros, incidirán directamente en las variables de velocidad y dirección del viento.
El proceso para generar energía eléctrica mediante el viento se realiza a través de la incorporación de un
rotor o aerogenerador, el cual capta por medio las aspas, la energía cinética del viento. Dichas aspas
están conectadas a un eje que gira constantemente y transmite la energía mecánica obtenida a un
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generador, quien cumple la función de transformarla en energía eléctrica mediante una espira de cobre
adosada para que el eje pueda girar.
Para que lo anterior se cumpla, se requiere de la conexión entre la espira y un cable eléctrico para
generar el contacto entre las partes, y posterior transporte de la energía eléctrica no convencional
generada. Es así como finaliza el proceso para obtener energía eléctrica.
2.2.1. Energía Eólica en el Mundo. En el año 2010, la capacidad instalada de energía eólica en todo el mundo llegó a los 196.630
Megavatios, luego de 159.050 MW en 2009, 120.903 MW en 2008, y 93.930 MW en 2007.
La inversión en nuevas instalaciones tuvo un descenso en muchas partes del mundo. Por primera vez en
más de dos décadas, el mercado para nuevas turbinas fue más pequeño que el año anterior, llegando a
37.642 MW, luego de 38.312 MW en 2009. China representó más de la mitad del mercado eólico en
2010. (World Wind Energy Association, 2011).
Sin tomar en cuenta a China, el mercado mundial se redujo un tercio con un decrecimiento desde 24.512
MW hasta 18.714 MW. Sin embargo, y a pesar de la actual desaceleración e incertidumbre económica
europea, la tendencia sigue siendo doblar la capacidad instalada cada tres años. (World Wind Energy
Association, 2011).
En el año 2010, 83 países, uno más que en 2009, utilizaron la energía eólica para la generación eléctrica.
52 países incrementaron su capacidad instalada, luego de que 49 lo hicieron el año anterior. (World Wind
Energy Association, 2011).
El volumen de negocios en el sector eólico alcanzó los 40 billones de euros (55 billones USD) en 2010,
luego de que alcanzara los 50 billones de euros (70 billones USD) en el año 2009. El decrecimiento se
debe a la baja de los precios de los aerogeneradores.
2.2.2. Energía Eólica en Latinoamérica.
En 2010, Latinoamérica permaneció por debajo del crecimiento de 2009 y agregó sólo 467 MW,
alcanzando una capacidad total de 1.983 MW. Su tasa de crecimiento (30,8 %) fue superior a la media en
todo el mundo, sin embargo, muy por debajo del 113 % del año anterior. (World Wind Energy Association,
2011).
Latinoamérica aun representa sólo el 1,2 porciento de los aerogeneradores instalados a nivel mundial. Se
espera en 2011 la iniciación de operaciones de grandes parques eólicos especialmente en México (800
MW), así como en Brasil y en otros países como República Dominicana. (World Wind Energy Association,
2011).
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2.2.3. Localización Global de Recursos Eólicos.
Los vientos son parte de la cotidianidad climatológica debido a que es un efecto natural provocado por los
cambios de presiones existentes en un lugar específico. Dado lo anterior, los vientos están presentes
alrededor de todo el mundo, aunque varían en magnitud dependiendo de la ubicación geográfica y ciclo
estacionario.
!
Figura Nº2.1: Mapa de Velocidad Promedio en el Planeta 2011.
Fuente: 3TIER.(2011)
2.2.4. Energía eólica en Chile.
El proyecto Canela I fue el primer parque eólico emplazado en Chile en Febrero de 2007. Construido por
Endesa ECO en la IV Región, e inaugurado en Diciembre de 2007, esta central tiene una capacidad
instalada de 18,15 MW con 11 aerogeneradores y una inversión de US$ 17 millones. (ENDESA, 2008).
A Canela I le siguieron importantes iniciativas como Canela II (Noviembre 2009), que incorporó 60 MW y
40 aerogeneradores; Totoral (2010) con una capacidad de 46 MW en 23 aerogeneradores, y Monte
Redondo, con 48 MW de capacidad instalada. (ENDESA 2010; Servicio de Evaluación Ambiental de
Chile, 2011).
Las buenas condiciones de viento en la zona norte del país y la cada vez mayor demanda por proyectos
verdes impulsaron una serie de iniciativas eólicas que hoy se encuentran en carpeta. Así aparecieron
! '!
iniciativas como La Georgina (76 MW), Punta Palmeras (103,5 MW) y la Cachina (66 MW). (Servicio de
Evaluación Ambiental de Chile, 2011).
A continuación, mediante el gráfico Nº 2.1 se expresa la evolución de energía eólica producida en Chile
desde el año 2002 hasta el 2011, indicando un incremento sustancial en los últimos tres años (2009-
2011), producto de la tasa de crecimiento significativa en el año 2009 (840%)
!
Figura Nº2.2: Parque Eólico Canela I
Fuente: Servicio de Evaluación Ambiental de Chile, 2011.
2.2.5. Entorno de aplicación de la energía eólica.
La energía eólica se puede clasificar según su campo de aplicabilidad, el que puede ser del tipo
centralizado (háblese de campos eólicos de generación significativos vertidas de forma directa al sistema
interconectado central (SIC), o autónomas, donde su uso es básicamente domiciliario-residencial.
Para el campo de generación eólica centralizada, se requiere de una constante fuente de energía
incorporada a la red eléctrica, dentro de las cuales se destacan dos tipos:
• Aerogeneradores: Actualmente los equipos eólicos de baja potencia tienen capacidad de generar
desde 0,5 kW hasta rangos de 4000 kW. Por otro lado, los equipos eólicos de alta potencia tienen
capacidad para generar a un máximo de 7MW (CER, 2011).
• Parques Eólicos: Representan un conjunto de aerogeneradores a los que se les suele denominar
centrales eólicas, las que tienen una capacidad media individual de generar 100 KW de potencia, y en
su capacidad total se encuentra en órdenes de Megavatios (MW).
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• Por otro lado, las aplicaciones autónomas de pequeña potencia, están sujetas a una rentabilidad por
medio de las condiciones climáticas del lugar geográfico en conjunto con las características de las
alternativas a estudiar, y generar energía térmica, mecánica o eléctrica.
Gráfico Nº2.1: Evolución Potencia Eólica Producida en Chile.
Fuente: Elaboración Propia, con información del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile 2012.
2.2.6. Medición de parámetro de la energía eólica.
La medición de la condición climática “viento”, la realiza Dirección Meteorológica de Chile a través de sus
diferentes estaciones de monitoreo distribuidas a lo largo y ancho del país, a través del instrumento
denominado “Anemómetro”. Dicha información es oficial y de acceso público, lo que genera un
importante respaldo en calidad de información para los respectivos cálculos de la presente investigación.
Una vez realizadas las respectivas mediciones in-situ, la base de datos es recopilada a través del
anemómetro análogo de forma manual e ingresada a una planilla de cálculos en la herramienta de
productividad MS Excel, o bien se conecta el anemómetro digital a un computador con el que se procede
a descargar y almacenar la base de datos recopilada
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2.2.7. Tecnología Eólica. El aerogenerador, es un instrumento de generación eléctrica a través de la energía renovable no
convencional, utilizado para la energía eólica, el cual permite obtener energía eléctrica a través de una
turbina accionada por el movimiento cinético por viento. Lo anterior hace girar al rotor de un generador de
estado trifásico incorporado en el aerogenerador que transforma dicha energía cinética en energía
eléctrica.
2.2.8. Aerogeneradores.
a. Horizontal.
EL diseño tradicional de 3 aspas, ha sido impuesto por las principales empresas manufactureras
definiéndolo como el modelo correcto a seguir para la construcción de turbinas generadoras de multi-
megawatts. Lo anterior se debe a que poseen un bajo costo de construcción en términos por cada metro
cuadrado, recibiendo la mayor parte de la atención y recursos. (STANKOVIC, CAMPBELL Y HARRIES,
2009).
b. Aerogenerador vertical. El diseño de un aerogenerador no tiene un prototipo estándar de modelo a seguir por las manufactureras
como es el caso de un aerogenerador vertical. Ante ello, su diseño puede variar significativamente en
términos de requerimientos sobre la cantidad de aspas.
Para escalas reducidas, la historia favorece a este tipo de aerogenerador, en términos de mantenimiento
posee menos partes ensambladas, por lo que tiene una baja velocidad de rotación y no existe un
mecanismo que haga girar las aspas. A su vez, las turbulencias de viento se presentan en todas
direcciones lo que son manejadas en una manera más efectiva, permitiendo que sea un factor importante
en términos de integración con el medio ambiente. (STANKOVIC, CAMPBELL Y HARRIES, 2009).
b1. Solarwind TM. Desarrollado por la compañía alemana Bluenergy AG, es un diseño innovador el cual tiene como
característica ser la primer turbina vertical solar eólica integrada. Es por ello que cuando no existe el
viento necesario pero el sol aún esta presente la turbina continúa generando electricidad.
b2. Helical. Es un evolucionado desarrollo del diseño creado por Darrieus. La turbina eólica hélice contempla tres
aspas aerodinámicas que tienen un giro helicoidal de 60 grados. Lo anterior hace que pueda convertir
los vientos relativamente bajos que están presentes en un entorno urbano.
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b3. Noguchi. Tnuseo Noguchi, profesor en la Universidad de Tokyo innovó utilizando una aleación de aluminio muy
ligero para las hojas, lo cual su diseño tiene la forma de atrapar el viento.
b4. Maglev. Es un innovativo concepto de turbina vertical. Su construcción comenzó en una larga planta de
producción en noviembre de 2007 en china. Su funcionamiento consta de levitación magnética, dónde las
hojas de la turbina se cuenta suspendida mediante un amortiguamiento en el aire, y la Energía es
extraída por generadores lineales con mínima pérdida de fricción. La mayor ventaja radica en que reduce
los costos de mantención e incrementa la duración de vida del generador. (European Wind Energy
Association, 2009).
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Figura Nº2.3: Esquema aerogenerador horizontal.
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Figura Nº2.4: Principales Proyectos Energéticos 2008 – 2013.
Fuente: GALLYAS, 2012.
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Fuente: Acera, 2010
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Figura Nº2.5: Tipos de aerogeneradores vertical.
Fuente: TONG, 2010.
b.5 Cochrane. Fue creado por el inglés Richard Cochrane en el año 2004, y consiste en un eje vertical de turbina
eólica que comprende un eje giratorio alrededor de un eje longitudinal y una pluralidad de cuchillas
sustancialmente rígidos acoplados mecánicamente al eje, cada una de la pluralidad de cuchillas que
comprende un cuerpo alargado que tiene una parte superior y un extremo inferior, en dónde el extremo
superior y el extremo inferior de cada hoja son rotacionalmente fuera establecer el uno del otro alrededor
del eje longitudinales de tal manera que cada hoja tiene una hélice como forma, la sección del cuerpo
alargado de cada pala, tomada perpendicularmente al eje longitudinal, siendo en forma de un perfil
aerodinámico que tiene un borde de ataque y una borde de salida y una línea de curvatura definida entre
el borde delantero y el borde de salida, caracterizadas en que la sección aerodinámica se forma
arqueada de tal manera que la línea de curvatura se encuentra a lo largo de una línea de curvatura
constante que tiene un radio de curvatura finito. (US PATENT ADMINISRATION 20110280708, 2007).
2.3. La energía solar. Recibe el nombre de energía solar aquella que proviene del aprovechamiento directo de la radiación del
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sol, y de la cual se obtiene calor y electricidad. El calor se obtiene mediante colectores térmicos, y la
electricidad a través de paneles fotovoltaicos. (CNE, 2012).
En los sistemas de aprovechamiento térmico, el calor recogido en los colectores solares puede
destinarse a satisfacer numerosas necesidades, como por ejemplo: obtención de agua caliente para
consumo doméstico o industrial, o bien para fines de calefacción, aplicaciones agrícolas, entre otras.
Los paneles fotovoltaicos, que constan de un conjunto de celdas solares, se utilizan para la producción
de electricidad, y constituyen una adecuada solución para el abastecimiento eléctrico en las áreas rurales
que cuentan con un recurso solar abundante. La electricidad obtenida mediante los sistemas fotovoltaicos
puede utilizarse en forma directa, o bien ser almacenada en baterías para utilizarla durante la noche.
Cabe destacar que, aparte de las aplicaciones más usuales: la energía solar térmica y la fotovoltaica,
existen otras tres formas para aprovechar esta fuente. Se trata de la energía solar termoeléctrica que
produce electricidad con un ciclo termodinámico convencional, a partir de un fluido calentado por el sol. A
este se suma la denominada energía solar híbrida, de gran utilidad dada la oscilación de la irradiación
según la época del año, ya que combina la energía solar con la combustión de biomasa o combustibles
fósiles. Por último, está la energía eólico-solar, en la cual se calienta el aire por el sol y luego sube por
una chimenea que contiene generadores de electricidad. (CORFO/CNE, 2012).
La mayor ventaja de la energía solar es la disponibilidad del recurso que se prolonga a través del tiempo,
y que no libera partículas o gases de efecto invernadero. La forma más común de generación de
electricidad solar consiste en la aplicación de muchas instalaciones fotovoltaicas pequeñas, por lo que se
trata más bien de una energía descentralizada, sumando la ventaja de reducir los costos y la pérdida de
rendimiento de la energía en los sistemas de distribución. La energía solar contribuye a disminuir la
dependencia de la energía importada o producida en grandes plantas de generación
centralizada. (CORFO/CNE, 2012).
Sin embargo, como desventaja se debe considerar la oscilación de la radiación solar según época del
año, clima y hora. Para lograr una disposición más pareja de la generación de energía solar, es
indispensable crear capacidades de almacenamiento. Tomando en consideración un balance ecológico
completo, las celdas fotovoltaicas no son totalmente libre de emisiones, debido a que la producción de los
paneles requiere de altos niveles de energía, agua fresca y químicos. Para amortiguar este impacto,
según un estudio de la Unión Europea, los paneles tienen que estar en uso entre un año y medio y seis
años. (CORFO/CNE, 2012).
2.3.1. Energía solar en el mundo. En la última década, la tecnología fotovoltaica ha demostrado que tiene gran potencial de poder
generativo, con un robusto y contínuo crecimiento incluso durante períodos de crisis económica y
financiera. Se espera que el crecimiento se mantenga constante en los años venideros concientizando a
todo el mundo sobre las ventajas del aumento fotovoltaico.
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A finales de 2009, la capacidad mundial fotovoltaica instalada se aproximaba a los 23 GW. Un año
después la capacidad aumentó a 40 GW. En 2011, la cifra mundial llegó a 69 GW y puede producir 85
TWh de electricidad cada año. El volumen energético es suficiente para cubrir los requerimientos anuales
de abastecimiento para alrededor de 20 millones de hogares. (European Photovoltaic Industry
Association, 2012).
La energía solar, después de la energía hidroeléctrica y energía eólica, es la tercera energía renovable
en orden de mayor importancia en términos de capacidad global instalada. La tasa de crecimiento
fotovoltaica durante 2011 llego casi al 70%, lo que representa un gran nivel de desempeño comparando a
todas las tecnologías renovables.
En términos de capacidad globalmente instalada, Europa continúa liderando el camino con más de 51
GW instalados en 2011. Lo anterior representa cerca del 75% de la capacidad total fotovoltaica. Seguido
en el ranking está Japón (5 GW), Estados Unidos (4.4 GW), China (3.1 GW) quien alcanzó por primera
vez cifras de GW en 2011. (European Photovoltaic Industry Association, 2012).
Otros mercados en particular además de China, Estados Unidos, Japón, se encuentran Australia (1.3
GW) e India (0.46 GW) quienes han abordado solo una pequeña parte de su enorme potencial; varios
países de las regiones soleadas del continente africano, El medio y sudeste asiático junto con
Latinoamérica se encuentran en vías de iniciar su desarrollo. (European Photovoltaic Industry
Association, 2012).
Incluso, la capacidad acumulada instalada en el mundo creció un 100% entre 2010 y 2011, en
comparación con Europa, demostrando el reequilibrio en curso entre Europa y el Resto del mundo y
asimilando más cercanía los patrones de consumo electricidad. (European Photovoltaic Industry
Association, 2012).
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2.3.2. Localización Global del Recurso Solar.
!Figura Nº2.6: Mapa de Radiación Solar en el Planeta 2011.
Fuente: 3TIER.(2011)
2.3.3. Energía Solar en Chile. Muy similar a lo que respecta del potencial eólico, la energía solar en Chile tiene las condiciones
geográficas y climatológicas para un óptimo desarrollo, pero a diferencia del anterior no se ha potenciado
lo suficiente.
Un ejemplo de condiciones geográficas y climatológicas ideales es el Desierto de Atacama, ubicado en la
Tercera Región del país, el cual recibe anualmente 0.6 mm de precipitaciones, convirtiéndola en el
desierto más árido del planeta. Incluso en ciertos lugares del desierto no se tiene registro alguno de
precipitación. (Vesilind, 2011).
Una de las radiaciones más altas en el mundo es recibida por el Desierto de Atacama, donde la planicie
puede captar sobre 9.28 kwh/m2 por día. La nubosidad en el sector es mínima y la radiación presenta
condiciones supremas para captar energía solar. (Nielsen, 2011).
Mediante la concentración del poder energético, la energía solar calienta la temperatura del agua, el cual
se almacena mediante una turbina a vapor para generar electricidad. El calentador de energía solar eleva
la temperatura del agua para proveer el uso doméstico, comercial, o en el caso industrial de la
agricultura. (CER, Centro de Estudio Renovable Gobierno de Chile 2011).
Map developed by 3TIER | www.3tier.com | © 2011 3TIER Inc.
Global Mean Solar Irradiance
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2.3.4. Entorno de aplicación de la energía solar.
Dado que la ciudad de Puerto Montt se ubica en la Región de Los Lagos, no posee el más alto potencial
de radiación solar constante del país, pero si es uno de los que llega a presentar una elevada radiación,
aún cuando no existen condiciones climáticas favorables (despejado sin nubosidad) se presentan altos
índices de UV períodos estacionarios del año, donde el uso de energía solar se ve muy favorecido tanto
para la generación eléctrica mediante celdas fotovoltaicas como para aplicaciones térmicas.
2.3.5. Medición de parámetro de la energía solar. Diariamente se recibe una cantidad inmensa de energía proveniente del sol. Dicha energía calienta e
irradia la superficie terrestre, de modo que se puede aprovechar para las distintas formas de expresión.
Existen dos principales formas de utilización de la energía solar, la primera hace referencia a utilizarla
como fuente de calor para sistemas solares térmicos, la segunda como fuente de electricidad
para sistemas solares fotovoltaicos.
! Colectores Solares: Reciben la energía calórica proveniente del sol y lo transfieren a un fluido
que se encuentra almacenado en un recipiente preparado para tener máxima exposición bajo
todas las condiciones climáticas.
! Paneles Solares: Son agrupaciones de células o también llamadas celdas solares, quienes son
las responsables de transformar la energía luminosa (fotones) en energía eléctrica (electrones).
2.3.6. Tecnología Solar.
2.3.7. El origen de la electricidad solar.
El efecto fotovoltaico, fue descubierto por el físico francés Alexandre-Edmond Becquerel, quien a
comienzos del Siglo XIX (año 1839) observó que dos placas de bronce sumergidas en un líquido
producían corriente contínua cuando estaban expuestos a la luz del sol.
Luego en el año 1870, Willoughby Smith, W.G. Adams y R.E. Days descubrieron el efecto fotovoltaíco en
el Silicio. Algunos años después, el científico Charles Fritts construyó la primera celda solar, cuando
colocó una hoja de selenio amorfo sobre un soporte de metal y cubrió el selenio con una lámina de oro de
la hoja transparente. De lo anterior reportó que esa variedad de silicio produjo una corriente “que es
contínua, constante y de fuerza considerable, con exposición hacia la luz solar. Para la época, la
eficiencia de dicha celda era inferior a un uno porciento. (FRASS Y PARTAIN, 2010).
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2.3.8. La celda solar. Las celdas fotovoltaicas, comúnmente llamadas celdas solares, convierten la energía solar directamente
en energía eléctrica. La luz del sol, que cae directamente sobre una lámina de silicio más delgada que un
papel, suelta un flujo de electrones cuando incide en los átomos de silicio, creando un flujo de corriente
eléctrica. (SOLORIO, 2011).
Las células son confiables y silenciosas, no tienen partes movibles y pueden durar de veinte a treinta
años si están recubiertas de vidrio o plástico. Se instalan con facilidad y rapidez, y se pueden retirar o
añadir, según sea necesario. Su mantenimiento es barato y consiste en limpiarlas de vez en cuando para
que no se bloquee la entrada de la luz solar. (SOLORIO, 2011).
Las celdas solares utilizan materiales como silicio, arseniuro de galio, telurio de cadmio, cobre indio
diselenudo (THE GERMAN ENERGY SOCIETY, 2008).
2.3.9. Tipos de celdas solares. Existen diferentes especificaciones con los que están fabricados las celdas, por lo que a continuación se
describirán los tres tipos más estandarizados en su uso:
a. Silicio cristalino. El material más importante en las celdas solares cristalinas es el silicio. Después del oxígeno, este es el
segundo elemento más abundante en la tierra, por lo tanto se encuentra disponible en una cantidad casi
ilimitada. Está presente no en una forma pura, pero si en compuestos químicos, con oxígeno en forma de
cuarzo o arena. (THE GERMAN ENERGY SOCIETY, 2008).
b. Silicio mono-cristalino.
El proceso Czochralski (esquema del proceso crisol) se ha establecido en la producción de un cristal para
aplicaciones terrestres. A partir del proceso final, el cual consiste en la difusión del fósforo en estado
gaseoso a temperatura, se obtiene la unión n-p de la celda solar. La superficie de contacto tiene que ser
horneada junto con el lado frontal, a través de un coagulante anti-reflectivo. Una vez finalizado lo anterior,
las celdas solares son unidas en los costados. (THE GERMAN ENERGY SOCIETY, 2008).
c. Silicio amorfo.
Es un material compuesto por silicio e hidrógeno y tiene la característica de absorber directamente la luz,
producto que las células de silicio amorfo poseen una estructura no cristalina. Su costo de fabricación es
relativamente bajo, pues no requiere un proceso de cristalización previo, sino que basta extraer el
oxígeno del óxido de silicio para obtenerlo. Aun que su problemática radica en tener baja eficiencia en
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comparación con tipo cristalino y mono-cristalino. (MORO, 2010), (GOETZBERGER, KNOBLOCH Y
VOSS, 1998).
2.3.10. Energía solar fotovoltaica. Para la aplicación del presente estudio se utilizarán células fotovoltaicas, las cuales están formadas por
diodos semiconductores especialmente dispuestos para recibir los rayos solares. Estos semiconductores,
son materiales que no son buenos conductores ni aislantes, sin embargo al ser contaminados con otros
materiales, adquieren propiedades especiales. Estas propiedades permiten usar los semiconductores
(entre otras importantes aplicaciones como son los diodos o transistores) para atrapar los fotones de la
luz liberando de ellos electrones, creando una carga eléctrica.
Al unir una gran cantidad de esas células y desplegando una suma en serie sus cargas, se obtienen
cantidades significativas de electricidad que luego pueden acumularse y convertirse en corriente alterna.
2.4. Ejemplo caso de aplicación.
2.4.1. Iluminación de Alumbrado Público mediante Sistema Híbrido Eólico-Solar Led, Guiyang,
China.
El proyecto se localiza específicamente en la avenida Nanming Sur, en la Ciudad de Guiyang, China. En
el lugar se instalaron 15 postes de alumbrado público que funcionan en base a la utilización de un
sistema híbrido eólico-solar de iluminación led, el cual provee energía eléctrica proveniente desde ambas
fuentes generando autonomía suficiente para satisfacer la demanda eléctrica tradicional en dicho sector.
El proyecto no sólo provee un impacto favorable hacia la sustentabilidad energética mediante la
utilización de energías verdes para sus habitantes, también genera un significativo cambio en la
percepción hacia la Ciudad de Guiyang.
El proyecto fue desarrollado e implementado en su integridad por la empresa Spark Optoelectronics S&T
Co., Ltd, fundada en el año 2000 en la Ciudad de Shenzhen, China; la cual se especializa en la
producción y comercialización de tecnología sustentable, presente en 150 países alrededor del planeta
producto de su red de distribuidores.
2.5. Evaluación de Proyectos.
Una evaluación de proyectos tiene por finalidad medir objetivamente ciertas magnitudes cuantitativas
resultantes del respectivo estudio, las que utilizan herramientas y operaciones
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!Figura Nº2.7: Sistema alumbrado público híbrido solar-eólico en Guiyang, China.
Fuente: Spark Optoelectronics S&T Co., Ltd. (2012)
matemáticas que permiten obtener diferentes coeficientes y/o parámetros de evaluación. Ello no
necesariamente pretende desconocer la posibilidad de a medida de su realización puedan existir distintos
criterios de evaluación para un mismo proyecto. Lo primordial, es plantear conjeturas y premisas
certificadas que hayan sido validadas a través de diversos mecanismos y técnicas de comprobación.
Dichas premisas deben nacer de la realidad en la que el está inserto proyecto y que deberá rendir sus
beneficios.
La correcta valoración de estos beneficios permitirá definir en forma satisfactoria el criterio de evaluación
que más se adecúe.
Por consiguiente, una clara definición del objetivo que se persigue por medio de la evaluación constituye
un elemento fundamental a tener en cuenta, para la correcta selección del criterio evaluativo.
El marco de la realidad económica e institucional vigente en un país será lo que defina en mayor o menor
grado el criterio imperante, para la evaluación de un proyecto. Sin embargo, cualquiera que sea el marco
en que el proyecto esté inserto, siempre será posible medir los costos de las distintas alternativas de
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asignación de recursos a través de un criterio económico que permita conocer las ventajas y desventajas
cualitativas y cuantitativas que implica la asignación de recursos escasos a un determinado proyecto de
inversión. (SAPAG, 2007).
Un proyecto es una propuesta de gestión de recursos tanto tangibles (dinero, infraestructura,
equipamiento y otros) como intangibles (conocimientos, relaciones, talentos), para alcanzar un cambio
previamente definido en un contexto específico. (MIRANDA Y MEDINA, 2008).
Según (MIRANDA Y MEDINA, 2008), los proyectos de forma general, deben responder a distintas
interrogantes para su desarrollo, como es el caso a continuación: ¿Qué se va a hacer?, ¿Por qué?,
¿Para qué?, ¿Cuánto?, ¿Dónde?, ¿Cómo?, ¿Cuándo?, ¿Con qué y con quiénes?, ¿Bajo qué
condiciones?.
Existen diversos enfoques metodológicos para la formulación de proyectos, pero en general, los
proyectos tienen elementos básicos comunes, donde su formato varía en función de las exigencias de las
entidades promotoras o financieras.
2.5.1. Evaluación de factibilidad técnica. Esta etapa, el proyecto tiene por finalidad proporcionar información para cuantificar el valor total de las
inversiones y costos de operación pertinentes a esta área.
Deberán determinarse los requerimientos de equipos del fabricante para la operación del sistema de
alumbrado público, junto con el valor total de la inversión.
La definición del tamaño del proyecto, en función de la capacidad instalada del sistema, será fundamental
para la determinación de las inversiones y costos que se deriven del estudio técnico. (SAPAG, 2007).
El análisis de estos distintos antecedentes hará posible cuantificar las necesidades de mano de obra y
deducir los costos por concepto de mantenimiento y/o reparaciones.
Las diferencias que cada proyecto presenta respecto a su ingeniería hacen muy complejo el tratar de
generalizar un procedimiento de análisis que sea útil a todos ellos. Sin embargo es posible desarrollar un
sistema de ordenación, clasificación y presentación de la información económica derivada del estudio
técnico. (SAPAG, 2007).
a. Inversiones Por inversión en equipamiento se entenderán todas las inversiones que permitan la operación normal
creada por el proyecto. Por ejemplo, maquinarias, herramientas, vehículos, mobiliario y equipos en
general. Aquí interesa la información de carácter económico que deberá necesariamente respaldarse
técnicamente en el texto mismo del informe.
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La importancia de cada uno de estos balances se manifiesta en que de cada uno se extraerá la
información pertinente para la elaboración del flujo de efectivo del proyecto sobre inversiones,
reinversiones durante la operación e inclusive, ingresos por venta de equipos de reemplazo. (SAPAG,
2007).
b. La determinación del tamaño.
La importancia de definir el tamaño que tendrá el proyecto se manifiesta principalmente en su incidencia
sobre el nivel de las inversiones y costos que se calculen y, por tanto, sobre la estimación de la
rentabilidad que podría generar su implementación. De igual forma, la decisión que se tome respecto del
tamaño determinará el nivel de operación que posteriormente explicará la estimación de los ingresos por
venta. (SAPAG, 2007).
c. Decisiones de localización. La localización adecuada de la empresa que se crearía con la aprobación del proyecto puede determinar
el éxito o fracaso de un negocio. Por ello, la decisión acerca de dónde ubicar el proyecto no obedecerá
sólo a criterios económicos, sino también a criterios estratégicos, institucionales, e incluso, de
preferencias emocionales. Con todos ellos, sin embargo, se busca determinar aquella localización que
maximice la rentabilidad del proyecto.
La decisión de localización del proyecto es una decisión de largo plazo con repercusiones económicas
importantes que deben considerarse con la mayor exactitud posible. Esto exige que su análisis se realice
de forma integrada con las restantes variables del proyecto: demanda, transporte, competencia, etc. La
importancia de una selección apropiada para la localización del proyecto se manifiesta en diversas
variables, cuya recuperación económica podría hacer variar el resultado de la evaluación,
comprometiendo en el largo plazo una inversión probable de grandes cantidades de capital, en un marco
de carácter permanente de difícil y costosa alteración. (SAPAG, 1998).
2.5.2. Estudio de factibilidad ambiental. La evaluación de factibilidad ambiental, hace referencia a los resultados del estudio de impacto ambiental
que se debe realizar para cuantificar y cualificar la injerencia que el proyecto causará al insertarlo en un
medio biótico y abiótico; y puede ser que el impacto sea positivo o negativo.
En el caso que sea negativo también debe plantear el cómo encaminar el proyecto dentro de los
parámetros de la legislación ambiental vigente y cuál es su plan de sostenibilidad del medio ambiente
afectado.
Las políticas y/o proyectos dependiendo del sector en que se ubiquen, pueden generar una gran variedad
de impactos ambientales, donde la importancia y la ponderación de tales efectos dependen en gran parte
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de la magnitud y del grado de irreversibilidad del daño ambiental causado por estos. (RAMÍREZ, VIDAL Y
DOMÍNGUEZ, 2009).
Numerosos tipos de métodos han sido desarrollados y usados en el proceso de evaluación de impacto
ambiental (EIA) de proyectos. Sin embargo ningún tipo de método por sí sólo, puede ser usado para
satisfacer la variedad y tipo de actividades que intervienen en un estudio de impacto, por lo tanto, el tema
clave está en seleccionar adecuadamente los métodos más apropiados para las necesidades específicas
de cada estudio de impacto. (GARCÍA, 2004).
Los métodos más usados, tienden a ser los más sencillos, incluyendo analogías, listas de verificación,
opiniones de expertos, cálculos de balance de masa y matrices, etc. Aún más los métodos de EIA
pueden no tener aplicabilidad uniforme en todos los países debido a diferencias en sus legislación.
(GARCÍA, 2004).
2.5.3. Estudio de factibilidad en gestión. Esta etapa del estudio busca determinar si existen las capacidades gerenciales internas en la empresa
para lograr la correcta implementación y eficiente administración del negocio. En caso de no ser así, se
debe evaluar la posibilidad de conseguir el personal con las habilidades y capacidades requeridas en el
mercado laboral; por ejemplo, al internalizar un proceso que involucre tareas muy distintas de las
desarrolladas hasta ahora por la empresa. (SAPAG, 2007).
2.5.4. Estudio de factibilidad política. Este estudio representa la intencionalidad, de quienes deben decidir, de querer o no implementar un
proyecto, independientemente de su rentabilidad.
Dado que los agentes que participan en la decisión de una inversión, como los directivos superiores de la
empresa, socios y directores del negocio, financista bancario o personal, evaluador del proyecto, etc.,
tienen grados distintos de aversión al riesgo, poseen información diferente y tienen expectativas, recursos
y opciones de negocios también diversas, la forma de considerar la información que provee un mismo
estudio de proyectos para tomar una posición al respecto puede diferir significativamente entre ellos.
(SAPAG, 2007).
La viabilidad política no refiere solo a la voluntad del decisor respecto de la iniciativa propuesta. En rigor,
la construcción de una decisión de intervención atraviesa siempre los espacios político institucional y
técnico, no existe una decisión absolutamente independizada de uno u otro componente. Si, en cambio,
existe una gran diversidad de situaciones de relación técnica – político/institucional derivadas del modo
en que se selecciona una intervención o de los criterios de priorización de una cartera de proyectos.
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La viabilidad desde el punto de vista político-institucional alude en cambio a los impactos esperados,
analizados desde la estrategia del responsable (político) del área en cuestión, del programa, o de la
política pública en que la misma se inserta. En este caso debe considerarse que las características de la
intervención propuesta generan impactos de diversa naturaleza y son fuente de beneficios y costos, en
la ecuación del poder acumulado por el decisor, en diversos planos.
Si se trata de decisiones simples, rutinarias, existe una experiencia acumulada suficiente que permite
preverlos con mayor grado de certeza. Si la intervención no es de naturaleza rutinaria, o el ambiente en
el que se propone implementar muestra singularidades, en definitiva, si se trata de una situación con
mayor grado de complejidad e incertidumbre, su tratamiento debe ponderar más detalladamente los
impactos esperados en los diversos planos. (SOBRERO, 2009).
2.5.5. Estudio de factibilidad legal. Cada nación dispone de un determinado ordenamiento jurídico fijado por su constitución política, leyes,
reglamentos, decretos, entre otros. Este ordenamiento se expresa en normas permisivas, prohibitivas e
imperativas que de alguna u otra manera pueden afectar al proyecto que se está evaluando y, por lo
tanto, condicionar los flujos y desembolsos que se generarán en su ulterior ejecución.
En esta parte del estudio, se presentarán los distintos criterios analíticos que deberán tenerse en cuenta
y que permitirán enfrentar de una manera adecuada los aspectos legales que el ordenamiento jurídico
establecido instituye y la forma y medida en que ellos afectan al proyecto. Esto, eventualmente podría
restringir la localización y obligar a mayores costos de transporte, o bien pudiese otorgar franquicias para
incentivar el desarrollo de determinadas zonas geográficas donde el beneficio que obtendría el proyecto
superaría los mayores costos de transporte. (SAPAG, 2007).
El efecto más directo de los factores legales y reglamentarios se refiere a los aspectos tributarios.
Normalmente existen disposiciones que afectan en forma diferentes a los proyectos, dependiendo del
bien o servicio que produzcan. Para el caso de este tipo de proyectos, esto se manifiesta en el
otorgamiento de permisos, patentes y concesiones, que se encuentren bajo la legislación vigente sobre el
país que se ejecute el proyecto.
a. Net Metering en Chile, Ley 20.571 Con fecha 20 de marzo de 2012, fue publicada en el Diario Oficial La Ley 20.571 que Regula el Pago de
las Tarifas Eléctricas de las Generadoras Residenciales. Lo anterior establece un sistema de incentivo a
los pequeños medios de generación distribuidos en base a energías renovables no convencionales
(ERNC), conocido a nivel internacional como Net Metering (NM), el cual fue presentado por el Senador
de La República Antonio Horvath Kiss, RN. (Senado Chile, Marzo 2012).
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La Ley 20.571 incorpora cuatro nuevos artículos en la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) que
buscan establecer el derecho de los clientes regulados que tengan medios de generación de Energías
Renovables No Convencionales (ERNC) o de cogeneración eficiente a inyectar los excedentes de
energía a la red de distribución. Este derecho se encuentra establecido en primera instancia para los
clientes regulados que cuenten con medios de generación que no superen los 100 kilowatts, sujeto a que
no afecte a la seguridad operacional de las redes de distribución, lo que será especificado en el
respectivo reglamento. Las inyecciones de energía que se realicen a partir de dicha generación serán
valorizadas al precio que las empresas de distribución traspasan a sus clientes la energía conforme a los
precios regulados fijados por decreto, lo que debe incluir las menores pérdidas de energía. (Senado
Chile, Marzo 2012).
La remuneración por las respectivas inyecciones de energía será descontada de la facturación del mes
correspondiente y en caso de existir un remanente, se trasladará a los meses siguientes, ajustados
según el IPC. En caso que no sea posible descontarlo de futuras facturas, dicho monto deberá ser
pagado al cliente a todo evento. (Senado Chile, Marzo 2012).
A su vez, el artículo 149 bis considera las menciones mínimas de los contratos que deberán celebrar las
empresas distribuidoras con los clientes-generadores, que incluyen el equipamiento, la capacidad
instalada, la opción tarifaria, la propiedad del medidor, mecanismo de pago, entre otros. (Senado Chile,
Marzo 2012).
Un elemento relevante de la inyección de estos medios de generación menciona relación con que podrán
ser reconocidos para efectos de la acreditación de la obligación de inyección de electricidad con medios
ERNC que recae sobre los generadores, establecida en el artículo 150 bis de la LGSE. Para estos
efectos, la empresa distribuidora deberá emitir un certificado de las inyecciones realizadas por el cliente-
generador, el cual deberá ser remitido a la Dirección de Peajes del respectivo Centros de Despacho
Económico de Carga (CDEC).
A su vez, la Ley 20.571 menciona relación respecto si los ingresos obtenidos por los clientes finales en
virtud de esta normativa no constituyen renta, no estarán afectas a impuesto Valor Agregado(IVA). A este
beneficio no se podrán acoger los contribuyentes de Primera Categoría.
b. Ley 20/20 El proyecto Ley 20/20 fue originado en conjunto por los Senadores Antonio Horvath, Jaime Orpis, Isabel
Allende, Ximena Rincón, Carlos Cantero y José Antonio Gómez; el cual establece que Chile deberá
contar al año 2020 con un 20% de energías renovables no convencionales (ERNC) en su matriz eléctrica.
Lo anterior, corresponde a la necesidad de actualizar la Ley 20.257 que establece un porcentaje
obligatorio del 10% al año 2024 de ERNC.
! #%!
La Proyecto de Ley 20/20 plantea las siguientes indicaciones:
Artículo 1:
1) En el artículo 150 bis:
• Cuota de ERNC aumenta en 20% para el año 2020.
• Los retiros acreditados deberán corresponder a lo menos un 50% a inyecciones realizadas en el
sistema eléctrico respectivo.
• La obligación no se entenderá extinguida por el pago del cargo y deberá cumplirse en el próximo año
calendario en conjunto con la obligación respectiva de dicho período.
2) Incorpórese el siguiente articulo 150 ter, nuevo:
! Se efectuaran licitaciones publicas bianuales para la inyección de bloques de energía ERNC.
! El periodo de vigencia de las inyecciones de los bloques de energía licitadas regirá por doce anos
consecutivos, contados desde la fecha de inicio de la inyección de energía.
! Cada proceso de licitación tendrá un plazo no superior a doscientos días contados desde la fecha de
publicación de las bases respectivas para la recepción de las ofertas.
! La adjudicación se efectuará tomando en consideración los volúmenes de energía ofertada y el menor
precio de energía .
! La licitación se adjudicará, hasta completar el bloque correspondiente, sucesivamente a el o a los
oferentes que ofrezcan el menor precio de energía.
! El precio de energía que percibirán aquellos participantes adjudicados en los procesos de licitación,
corresponderá al que cada participante haya indicado en su propuesta, el que regirá durante el periodo
de doce años consecutivos.
Artículo 2:
Modifícase el artículo 1° transitorio de la Ley:
! Con todo, los contratos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza suscritos
antes de la fecha señalada, quedarán afectos al cumplimiento de la totalidad de la obligación a partir del
1 de enero del año 2020.”
! Con todo la obligación será de 5% para los años 2010 a 2013, aumentándose en 2% anual a partir del
año 2014 hasta el año 2019; y aumentándose en un 3% en el año 2020, hasta alcanzar el año 2020 el
! #&!
20%.
! Dentro del plazo de noventa días, contado desde la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, se
dictará un reglamento que establezca las condiciones de estas licitaciones. (Acera, Enero 2012).
2.5.6. Evaluación financiera de proyectos.
La última etapa del análisis de la factibilidad económica de un proyecto es el estudio financiero. Los
objetivos de esta etapa son ordenar y sistematizar la información de carácter monetario que
proporcionaron las etapas anteriores, elaborar los cuadros analíticos y antecedentes adicionales para la
evaluación del proyecto y evaluar los antecedentes anteriores para determinar su rentabilidad.
La sistematización de la información financiera consiste en identificar y ordenar todos los ítems de
inversiones, costos o ingresos que puedan deducirse de los estudios previos.
Los costos de operación se obtendrán en base a la información de prácticamente todos los estudios
anteriores.
a. Enfoque de descuento de flujos de caja.
El enfoque de descuento de flujos de caja incluye diversas técnicas para ayudar a la toma de decisiones
asociadas a la evaluación de proyectos de inversión. Estas técnicas no son teorías matemáticas, pero si
utilizan cálculos matemáticos para determinar los flujos de caja de los diferentes períodos. El hilo común
entre estas técnicas es que los flujos de caja son descontados para reflejar el valor del dinero en el
tiempo.
a.1. El valor actual neto.
La primera técnica de descuento de flujos de caja es el método del valor actual neto (VAN). En este se
calculan todos los flujos de caja asociados a un proyecto, tanto los positivos como los negativos son
descontados al tipo de descuento seleccionado y luego se suman. La tasa de descuento seleccionada
responde al tipo de rendimiento ideal que las compañías buscan para sus inversiones. Si el valor actual
neto de un proyecto es positivo, la inversión generará flujos de caja adecuados ya que su tasa de
rentabilidad es mayor que el tipo ideal. Si por el contrario este es negativo, el proyecto no se debería
llevar a cabo. La determinación del VAN simplemente indica si la rentabilidad de un proyecto es mayor o
menor que la tasa objetivo pero no indica cuanto difiere del objetivo. (POZO, 2001).
La fórmula para determinar el VAN es:
!"#! ! !"!!!!! !
(2.1)
! #'!
Dónde:
• VAN: Es el valor actual neto del proyecto o inversión.
• CFi: Es el flujo de caja de período i.
• r : Es el tipo de descuento. Se supone constante.
En el proyecto las inversiones se introducen con signo negativo y los ingresos con signo positivo.
Después de calcular el VAN para un conjunto de oportunidades de inversión, se elegirán aquellos
proyectos que presenten un VAN positivo.
a.2. La tasa interna de rendimiento. Una segunda técnica de descuento de flujos de caja es la del cálculo de la tasa interna de rendimiento
(TIR). Se trata de calcular el tipo de descuento al cual el valor actual del proyecto es cero. Por tanto, más
que seleccionar un tipo de interés y calcular el valor actual, se iguala el valor actual a cero y se calcula el
tipo de interés. Los proyectos disponibles pueden entonces ser ordenados por la tasa interna de retorno,
seleccionando primero aquellos con tasas más altas.
Para el cálculo de la tasa interna de retorno se introducen los gastos de las inversiones con signo
negativo y los ingresos con signo positivo y se omiten los beneficios y pérdidas. Por ejemplo se ignora la
depreciación de una inversión en la determinación de la tasa interna de retorno, pero los impuestos sobre
los beneficios derivados de esa depreciación son incluidos si afectan a los flujos de caja reales. El cálculo
es el siguiente:
!"!!!!! ! ! !! (2.2)
Un problema con la solución de esta ecuación es que r puede tener más de un valor si los signos de los
flujos de caja cambian más de una vez. En una inversión típica, el flujo de caja es negativo el primer año
y positivo los siguientes. Esto implica un solo cambio de signo y al resolver la ecuación sólo se obtendrá
un valor para r. Sin embargo, si los flujos de caja varían de signo en períodos posteriores, se podrían
obtener varios valores de r al resolver la ecuación. El número de valores positivos de r es al menos igual
al número de variaciones en el signo. Nunca se pueden dar múltiples soluciones de r, por tanto es difícil
aplicar el método de la tasa interna de retorno.
Existen distintas técnicas que se ocupan de los múltiples valores de r. Una solución es ignorar valores
irrealistas como los valores negativos o aquellos valores positivos muy altos. Otra posibilidad es
descontar las inversiones (flujos de caja negativos) a una tasa predeterminada para llegar a © valor
negativo equivalente al valor del primer año.
! #(!
De este modo el proyecto solo tendrá un signo y por tanto una única solución. Una recomendación
adicional para los activos y obligaciones es seleccionar aquellos que reúnan unas determinadas
condiciones y excluir aquellos que no las cumplan, por ejemplo incluir el requisito de que la función de
valor actual no contenga raíces negativas, etc. En resumen, el método de la tasa interna de retorno es
difícil de aplicar cuando los signos de los flujos de caja varían más de una vez. (POZO, 2001).
a.2.1. Horizonte de planeación. El horizonte de planeación se entiende como el período para evaluar un proyecto de inversión, que se
establece sobre la base de la vida económica esperada del componente más importante de la inversión
inicial prevista.
a.2.2. Costos. Los costos que componen el flujo de caja, deben definir los recursos básicos necesarios para la
implementación y operación óptima del proyecto.
a.2.3. Inversiones.
Si bien la mayor parte de las inversiones se deben realizar antes de la puesta en marcha del proyecto,
pueden existir inversiones que sea necesario realizar durante la operación, ya sea porque se precise
reemplazar equipos desgastados o porque se requiera incrementar la capacidad instalada ante aumentos
proyectados en la demanda. (SAPAG, 2007).
Otro tipo de inversión responde a aquella relacionada con el capital de trabajo, que constituye el conjunto
de recursos necesarios, en la forma de activos corrientes, para la operación normal del proyecto durante
un ciclo productivo, para una capacidad y tamaño determinado (SAPAG, 2007). De este modo la
diferencia temporal que se produce entre los flujos de intercambio de bienes y servicios (ventas,
compras, etc.) y los flujos financieros (cobros, pagos, etc.) deberá ser reflejada en el capital de trabajo,
que corresponderá al dinero que el inversionista deberá aportar para financiar este desfase. Una
alternativa a este concepto es que los flujos de ingresos y egresos se incorporen según su momento de
ocurrencia desde el punto de vista financiero, es decir, cuando se realizan los cobros o los pagos, y no
necesariamente cuando se realizan las transacciones de bienes y servicios.
a.2.4. Determinar el costo de la deuda. La medición del costo de la deuda, ya sea que el inversionista utilice bonos o préstamos, se basa en el
hecho de que estos deben reembolsarse en una fecha futura especifica, en un monto generalmente
mayor que el obtenido originalmente. La diferencia constituye el costo que se debe pagar por la deuda.
! #*!
Por ejemplo, si es posible conseguir un préstamo al 11 por ciento de interés anual, el costo de la deuda
se define como ese 11 por ciento.
El costo de la deuda se simboliza como kd y representa el costo antes de impuesto.
a.2.5. Determinar el costo del capital propio. Se consideró como capital propio en la evaluación del proyecto a aquella parte de la inversión que el
inversionista financió con recursos propios. Es por esto, que el costo de capital propio kp, se definió como
la tasa de rentabilidad exigida al capital, que refleja el riesgo de la inversión y el riesgo financiero
vinculado al proyecto.
a.2.6. Análisis de sensibilidad. La evaluación financiera se realiza sobre la base de una serie de antecedentes escasa o nada
controlable. Habiendo dicho esto, es necesario entonces, que al formular un proyecto se entreguen los
máximos antecedentes, para que quien deba tomar la decisión de emprenderlo disponga de los
elementos de juicio suficiente para ello.
Con este objeto, y como una forma especial de incorporar el valor del factor riesgo a los resultados
pronosticados del proyecto, se puede desarrollar un análisis de sensibilidad que permita medir cuán
sensible es la evaluación realizada a variaciones en uno o más parámetros decisorios.
Es importante mencionar que la sensibilización puede aplicarse al análisis de cualquier variable del
proyecto, como el precio de la energía y la potencia, entre otros.
La importancia del análisis de sensibilidad se manifiesta en el hecho de que los valores de las
variables que se han utilizado para llevar a cabo la evaluación del proyecto, pueden tener desviaciones
con efectos de consideración en la medición de sus resultados.
a.3. Valoración del ahorro en emisiones.
En la literatura internacional se identifican diferentes formas de valorar las emisiones de carbono. Países
como Canadá, Estados Unidos, Reino Unido y Australia, entre otros, han realizado estimaciones del
costo social del carbono; no obstante, la varianza de tales estimaciones es aún relativamente grande. En
Yohe et al (2007), se resumen las estimaciones revisadas por pares existentes en el año 2005. A los
fines de la simplificación, se supondrá que el mercado captura en forma completa y perfecta lo que la
comunidad mundial percibe como efecto del cambio climático. De este modo, las transacciones
realizadas en el “mercado del carbono” en el que se compran y venden derechos de emisión de agentes
! #+!
en todas partes del mundo, derivan en un precio de equilibrio,!!!. Éste se puede estimar como un precio
de equilibrio de largo plazo utilizando, por ejemplo, los datos históricos de las transacciones registradas
por European Energy Exchange AG (EX), que opera desde el 2005 bajo al esquema de transacción de
emisiones de la Unidad Europea11. Con esta estimación, es posible valorar el ahorro generado con el
reemplazo de las luminarias a partir de la siguiente expresión:
!! !! !!! ! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (2.3)
Dónde:
!!!!Ahorro en emisiones generado por el menor consumo energético;
!!!!Precio de transacción de los derechos de emisión de carbono en el mercado spot;
!!!!!Cambio en las emisiones asociadas al consumo de electricidad. (Servicio Nacional Inversiones,
2011).
a.3.1. Ahorro en contaminación lumínica.
El caso de la contaminación lumínica requiere ahondar en técnicas de estimación indirectas, ya que no
existe un mercado asociado a ésta que pueda ofrecer una referencia sobre el valor que las personas
asignan a los ambientes libres de contaminación lumínica (o con contaminación lumínica reducida) a
partir de los precios observados en éste. Así, el método de la valoración contingente surge como un
método apropiado para valorar bienes sin mercado. La valoración contingente es un método de
preferencias declaradas que se basa en la información que proporcionan las propias personas cuando se
les pregunta sobre la valoración del objeto en análisis (Azqueta, 1994) y captura el valor de no uso de un
cielo sin contaminación lumínica. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).
El nombre del método se debe al hecho que la disposición a pagar o la disposición a aceptar revelada es
contingente con las alternativas presentadas en el cuestionario utilizado para entrevistar a los visitantes.
Las preguntas son establecidas en un mercado hipotético en el que ha ocurrido un cambio en la cantidad
de luz que es dirigida hacia el cielo. Según Azqueta (1994), el mecanismo más simple para averiguar
cómo valora la persona el cambio en el bienestar, es preguntarle a la persona. Por esto, la forma habitual
de hacerlo es utilizando encuestas, entrevistas y cuestionarios, entre otros.
La ventaja del método de valoración contingente es que puede ser aplicado a variadas situaciones donde
no existen datos disponibles o hay dificultad para obtenerlos. Se han utilizado mercados hipotéticos para
valoraciones relacionadas con la calidad del agua y aire, belleza estética, valor de recreación,
preservación de áreas silvestres, existencia de ambientes naturales, riesgo de fumar cigarrillos y en
energía nuclear (Bojö, Mäler y Unemo, 1992). Para aplicar el método deben seguirse los siguientes
pasos:
! $)!
• Definir el tipo de bien en cuestión para determinar el método de valoración (disposición a pagar o
disposición a aceptar). La evidencia indica que al medir un cambio particular en la provisión de un
bien, la disposición a pagar y la disposición a aceptar no necesariamente son idénticas. Típicamente
la disposición a aceptar es mayor que la disposición a pagar, reflejando el hecho que la disposición a
aceptar no está limitada por el ingreso. Además, muchas personas tienden a valorar más algo que ya
tienen que algo que hipotéticamente podrían tener (Hanemann, 1991).
• Diseñar la encuesta, en general, sobre la base de tres bloques principales:
• Información relevante sobre el bien o el problema objeto de estudio, de modo que el encuestado tenga
una información suficientemente precisa como para identificar correctamente de que se trata el
problema. Es normal, en el caso de los bienes ambientales, acompañar esta primera información con
ayudas gráficas o visuales (fotografías, dibujos) que ayuden a la comprensión.
• Descripción de la modificación del objeto de estudio: nivel de partida, modificación propuesta y
mecanismo de financiamiento (forma de pago). Así, las preguntas deben enfocarse en estimar la
disposición a pagar de la persona por el cambio propuesto (el planteamiento debe girar alrededor de
lo que este intercambio de mayor bienestar supone al individuo y no en relación a lo que éste piensa
sobre lo que la sociedad debería hacer).
• Indagación sobre las características socioeconómicas más relevantes de la persona encuestada, de
acuerdo con el problema objeto de estudio.
Existen distintas formas de realizar las encuestas y de formular las preguntas para obtener la disposición
a pagar de las personas, esto dependerá del bien en cuestión y del presupuesto, entre otros factores
(Mitchell y Carson, 1989). Kanninen (1993) y Perman et al (1996) coinciden en que los datos pueden ser
recopilados a través de entrevistas personales, mediante cuestionarios enviados por correo o entrevistas
telefónicas. Sólo las entrevistas personales entregan datos confiables pero es una técnica de alto costo y
que consume demasiado tiempo. Además, debido al costo, puede que induzca a realizar muestreos
pequeños que no sean representativos. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).
El método de valoración contingente ya ha sido utilizado para determinar el valor otorgado a la
contaminación lumínica (WILLIS, 2003). Especialmente empleados han sido los modelos de elección
dicotómica, dado que éstos tendrían asociados un nivel de sesgo mínimo. Los individuos son
interrogados respecto a su disposición a pagar por un monto determinado con tal que la luz que es
dirigida al cielo sea reducida. Si la respuesta es positiva, la misma pregunta es hecha pero para un monto
de dinero superior, mientras que si ésta es negativa, el siguiente monto mencionado es menor. La
! $"!
máxima disposición a pagar de los individuos se deriva del análisis de los montos presentados en la
encuesta y el porcentaje de respuestas positivas, dado un modelo de utilidad aleatoria (Moramatsu et al.
2004). Así, la evaluación de los efectos de la contaminación lumínica puede ser hecha mediante la
identificación de las principales consecuencias asociadas:
• Investigaciones científicas:
• Observaciones astronómicas perjudicadas por excesiva iluminación de los cielos.
• Uso de la energía:
• Desperdicio de energía por medio de la iluminación directa de los cielos nocturnos. Notar que
cuando el contraste entre la luminancia del objeto observado y la luminancia del fondo es
disminuida debido al resplandor del cielo, la observación final del objeto es alterada (Simpson
2007).
• Producción agrícola y ganadería.
• Deterioro escénico o consecuencias estéticas.
• Medios de transporte.
• Salud humana y ecología:
• Disrupción de los procesos biológicos de los animales y su interacción con el ambiente.
• Alteración de los patrones de sueño de las personas y ritmos cardíacos. (Servicio Nacional
Inversiones, 2011).
2.6. Beneficios totales.
Los beneficios totales del proyecto pueden estimarse como:
Donde:
!"! ! ! !!"!!!!
!!!! ! ! !!!"! ! !!"!!
! !! !!!"! ! !!"!!! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (3.6)
!"!: Beneficios sociales del proyecto;
!!"! Ahorros generados por el proyecto en el tipo de costo tipo ;
y la externalidad tipo j.
K: Número de costos distintos tipo i;
m: Número de externalidades distintas tipo j;
!!"!!!Costos tipo i en la situación CP;
!!"!!!son los costos tipo i en la situación SP;
!!"!!!Valor económico de la externalidad tipo j en la situación con proyecto;
!!"!!!Valor económico de la externalidad tipo j en la situación sin proyecto.
! $#!
a. Identificación, cuantificación y valoración de los costos de inversión.
Los costos de inversión corresponden a la adquisición de los equipos, incluyendo la inversión total en la
compra, puesta en funcionamiento e incorporación de las modificaciones y/o adaptaciones de
infraestructura requeridas y las instalaciones complementarias. Corresponde asignar este gasto en el
momento inicial del proyecto (llamado momento cero). La base para la estimación de las inversiones
requeridas son en general cotizaciones obtenidas de una o más empresas proveedoras. Algunos
elementos a considerar en la estimación de este monto:
• Número de luminarias a reemplazar;
• Costo de adquisición por luminaria;
• Costo de remoción y reemplazo de luminarias existentes. Deben incluirse los costos de transporte y
disposición de luminarias en desuso en bodegas municipales o lugar a definir por el Municipio
afectado;
• Costo de instalación por luminaria;
• Costo de reemplazo de brazos existentes en postes existentes;
• Reemplazo de brazos existentes por nuevos brazos en postes existentes;
• Suministro e instalación de nuevos tableros de control;
• Costo de reemplazo de lámparas y otros componentes cuya vida útil sea inferior al período de análisis.
Los costos de operación y mantenimiento son aquellos que se debe incurrir periódicamente y que se
requieren a efectos de mantener el equipo en buen estado de funcionamiento y para que éste funcione y
produzca o entregue los servicios previstos; entre ellos, insumos y materiales, remuneraciones del
personal, gastos generales y especialmente la energía consumida.
A los fines de la evaluación socioeconómica, los costos de inversión, operación y mantenimiento deberán
ajustarse a precios sociales.
a.6. Análisis de rentabilidad.
El análisis de rentabilidad permite estimar los indicadores que servirán de guía para la toma de decisión y
recomendación de ejecución del proyecto, su reformulación o su rechazo. La evaluación o valoración de
los beneficios del proyecto implica la realización de dos etapas consecutivas: primero, la evaluación a
precios privados y luego, la evaluación social.
La evaluación a precios privados permite estimar la factibilidad y viabilidad de las inversiones privadas
asociadas al proyecto y estimar la pertinencia y conveniencia de establecer mecanismos de
! $$!
transferencias (subsidios o impuestos) cuando el valor actual neto de los beneficios privados es diferente
del valor actual neto de los beneficios sociales. Asimismo, la evaluación a precios privados permite
identificar la potencialidad de financiamiento del proyecto por parte del sector privado.
La evaluación social tiene por objetivo desarrollar el análisis comparado de la conveniencia de realizar el
proyecto desde el punto de vista social y considerando todos los propósitos. La evaluación desde el
punto de vista de la sociedad puede hacerse a precios de mercado, siempre que dichos precios reflejen
adecuadamente la escasez de insumos y productos desde el punto de vista social. En caso contrario,
deberían hacerse todos los ajustes correspondientes.
Dado que se trata de estimar la rentabilidad de proyectos que mantienen la calidad y nivel de servicio,
sólo será relevante la comparación de costos entre las situaciones CP y SP y los efectos derivados del
cambio en la tecnología empleada por los equipos (emisiones de gases y efecto invernadero y
contaminación lumínica).
a.6.1. Indicadores de rentabilidad.
Para cualquiera tipología de problema de reemplazo o reposición de equipamiento manteniendo el nivel y
calidad de servicio, previo a determinar la conveniencia del reemplazo del equipo antiguo por uno nuevo,
deberá seleccionarse entre las alternativas de equipos en la situación CP aquella más conveniente.
En general, en los proyectos de reemplazo de equipo que mantienen el nivel de servicio, se comparan
alternativas de proyectos que tienen iguales beneficios y por lo tanto, a los fines de la recomendación lo
relevante es la comparación de los costos; por ello, debería usarse el Valor Actual de Costos (VAC) de
cada proyecto como indicador para seleccionar la mejor alternativa.
Sin embargo, dado que esta propuesta metodológica mide beneficios derivados de cambios en los
niveles de servicio de los diferentes equipos (emisión de gases – efecto invernadero, contaminación
lumínica y disposición de desechos de mercurio), lo que corresponde es un análisis costo – beneficio
para lo cual son relevantes los indicadores que se presentan a continuación: Valor Actual Neto Social
(VANS) y Tasa Interna de Retorno Social (TIRS), los cuales deben ser estimados a partir de las
comparaciones de las situaciones CP y SP.
El VANS del proyecto estará dado por:
!"#$! ! ! !!!!!"!!!! !
!!!!
!! !"
!!! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (2.4)
! $%!
Donde:
!"#$ !!Valor actual neto social del proyecto;
!!!! Inversión inicial;
!"!!!Beneficios sociales en el año;
r: Tasa social de descuento;
T: es el horizonte de evaluación total del proyecto;
VR: es el valor residual de los equipos o valor de reventa del los componentes de alumbrado al final de
su vida útil.
El valor residual económico se estima como la suma de los flujos futuros de beneficios netos del proyecto
desde el año n (horizonte de evaluación) hasta el “infinito” (o año en que los flujos futuros se vuelven
evidentemente despreciables), actualizados con la tasa de descuento r. Este cálculo es fácilmente
realizado cuando se proyecta que los beneficios serán constantes en el tiempo, ya que bastará con
sumar dichos flujos y dividirlos por r. Este ejercicio se conoce como valor presente de una perpetuidad
cuando se considera un número infinito de períodos hacia el futuro. Matemáticamente, esto es:
!"#$ ! !!! (2.5)
Donde,
VANS: Valor residual económico de un proyecto que genera flujos constantes en el tiempo;
A: Valor del flujo de cada período;
r: Tasa de descuento.
Si el proyecto tiene VANS positivo, es conveniente su ejecución; en caso contrario debe recomendarse
su rechazo o reformulación. Si el VANS es cero, en ausencia de otro tipo de consideraciones, la sociedad
debería ser indiferente a ejecutar o no el proyecto. No obstante, al tomar la decisión sobre la ejecución
del proyecto, deben considerarse todos los beneficios y costos que no pudieron ser debidamente
cuantificados y valorados.
Por otro lado, la TIRS que mide la rentabilidad promedio que tiene un determinado proyecto, suponiendo
que los flujos se reinvierten en el mismo proyecto y a una tasa constante. Matemáticamente, corresponde
a la tasa de descuento que hace el VANS igual a cero. La TIRS se usa complementariamente al VANS,
ya que son criterios equivalentes y se estima de la siguiente manera:
!! ! ! !!!!!"!!!! !
!!!! !! !"
!!! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (2.6)
Dónde:
! : Tasa interna social de retorno;
! $&!
El criterio de decisión al utilizar la TIRS es el siguiente:
• si p* > r*, es conveniente ejecutar el proyecto;
ii) si p* < r*, no es conveniente ejecutar el proyecto.
a.6.2. Horizonte de evaluación.
El horizonte de evaluación corresponde a los años de vida útil del proyecto. En promedio, en los
proyectos de reemplazo de equipos, la vida útil económica de los equipos es siempre es menor que su
vida útil técnica. En términos generales, la vida útil económica del alumbrado finaliza cuando los
beneficios que proporciona el operar un período adicional son menores que los costos que involucra
mantenerlo operando un período más. Ese momento representa el momento óptimo de reemplazo de
éste; es decir, el momento en que culmina la vida útil económica determina el momento óptimo de
reemplazo. Los beneficios adicionales que puede proporcionar el alumbrado utilizado entre la vida útil
económica y su vida útil técnica quedan incorporados a los flujos mediante el valor residual económico.
2.6.3. Precios sociales.
Los precios sociales se definen como el costo económico o de oportunidad de los bienes y servicios
producidos y consumidos en la sociedad. En situación de equilibrio competitivo, el “costo de oportunidad”
de los factores de producción es igual a su precio de mercado. No obstante, cuando los mercados
presentan distorsiones es necesario incorporar en la evaluación social las correcciones correspondientes
para determinar los verdaderos costos de oportunidad de los factores. El © actualiza e informa
anualmente los diferentes precios sociales que se presentan a continuación.
La tasa social de descuento corresponde al costo de oportunidad social del capital o costo de oportunidad
en que incurre el país cuando utiliza recursos para financiar proyectos. El precio sombra de la divisa
corrige las distorsiones en los sectores de bienes y servicios transables internacionalmente (aranceles y/o
subsidios) y está determinado por la oferta y demanda en conjunto con la estructura arancelaria. De esta
forma, debe calcularse sobre la base del tipo de cambio del dólar observado (TC Obs15). El precio
sombra de la mano de obra se estima a partir del enfoque de eficiencia (Harberger16), adaptando su
aplicación a las condiciones del mercado laboral. Corresponde al costo marginal en que incurre la
sociedad por emplear un trabajador adicional de cierta calificación y en una determinada actividad.
! "#!
3. DISEÑO METODOLÓGICO
• Definir tecnología y longitud de aplicabilidad. • Determinar instrumentos necesarios para la medición, implementación, mantención.
• Análisis del consumo de energía eléctrica tradicional. • Análisis de la capacidad de generación eléctrica no convencional.
• Valoración económica.
Estudio de Factibilidad
Técnica
• Determinar la respectiva metodología para elaborar el pre-estudio de impacto ambiental.
• Considerar aspectos fundamentales en legislación ambiental.
• Establecer posibles impactos.
Pre-estudio de Factibilidad Ambiental
• Determinar las disposiciones legales en que se enmarca el proyecto.
• Definición del contexto político institucional. • Identificación de políticas de fomento.
Estudio de Factibilidad
Política y Legal
• Elaboración de un diagrama organizacional que se adecue a los requerimientos del proyecto.
• Determinar competencias requeridas en el personal para operar ejecutar el proyecto.
Pre-estudio de Factibilidad
Gestión
• Definir horizonte de planeación, ingresos, costos e inversiones necesarias para llevar a cabo el proyecto.
• Calcular, VAN, TIR y PRC para el proyecto. • Desarrollar análisis de sensibilidad contemplando variables internas y externas.
Estudio de Factibilidad Económica
! "#!
3.1. Estudio de Factibilidad Técnica.
3.1.1. Tecnología.
En la actualidad, el crecimiento en la producción mundial de soluciones de generación energética
asociadas a energías renovables no convencionales, ha sido una de las ventajas a la hora de decidir que
o cual tipo de tecnología se puede aplicar para un caso en específico, debido a que existe una gran gama
de alternativas asociadas principalmente a la energía eólica y energía solar.
La rentabilidad de transformar los rayos solares directamente en electricidad, es el santo grial de las
energías renovables. La tecnología fotovoltaica ha estado en el mercado por mucho tiempo, el cual
consiste principalmente en una lámina de material semiconductor, ejemplo de ello es la silicona
monocristalina, orientada perpendicularmente hacia el sol. Los fotones de luz al momento de colisionar
con la celda liberan un electrón, produciendo corriente contínua. Actualmente las celdas fotovoltaicas
están hechas de láminas de material semiconductor. (MAGER Y SIBILIA, 2010).
3.1.2. Magnitud de Aplicabilidad.
El sector en análisis, está inserto en el área céntrica de la ciudad de Puerto Montt, que comprende el
Sector Empormontt (Puerto) y calle Copiapó, a través el paseo peatonal del Borde Costero ubicado en
Avenida Diego Portales.
3.1.3. Levantamiento de Información.
a. Alumbrado público del borde costero.
Se procederá a solicitar la respectiva información mediante un oficio dirigido al Jefe del Departamento
Eléctrico de la ilustre Municipalidad de Puerto Montt, con la finalidad de recopilar los antecedentes
necesarios para el desarrollo de la memoria de cálculo.
b. Velocidad de viento y radiación solar. Se procederá a solicitar la respectiva información mediante un oficio dirigido al SubDepartamento de
Climatología y Meteorología Aplicada perteneciente a la Dirección Meteorológica de Chile de Puerto
Montt, con la finalidad de recopilar los antecedentes necesarios para el desarrollo de la memoria de
cálculo.
! "$!
3.1.4. Análisis del consumo de energía eléctrica tradicional. Los respectivos cálculos se realizarán en base al levantamiento de información realizada mediante el
oficio antes mencionado; caso contrario a través de la respectiva acción correctiva.
Además, se procederá a realizar el cálculo de disminución de consumo eléctrico en un tramo el sector
del alumbrado público del borde costero (Muelle Peatonal), el cual fue remodelado a comienzos del
presente año (Enero 2012) y en su lugar se instaló un sistema de eficiencia energética, dónde se
procedió a reemplazar 13 postes de alumbrado tradicional por tecnología LED.
3.1.5. Instrumentos necesarios para la medición, implementación y mantención.
a. Medición.
Tal como fue mencionado anteriormente, la medición de las variables climatológicas descritas en el punto
3.1.3, la realiza Dirección Meteorológica de Chile y para ello, utilizan los siguientes instrumentos:
“Anemómetro”, “Eppley Precision Spectral Pyranometer (PSP)” y “Heliógrafo Campbell Stokes”.
Para el caso del levantamiento de información referente al alumbrado público, se requerirá de los
instrumentos oficiales de registro pertenecientes al Departamento Eléctrico de la Municipalidad, para ello
utilizan información procedente de los empalmes instalados en el sector, o mediante la facturación por
consumo proveniente de SAESA.
b. Implementación. Los instrumentos necesarios para la implementación se basará en los resultados obtenidos y generados
a través de la memoria de cálculo correspondiente, junto con la tecnología de energía solar-eólica
asociada a requerir.
c. Mantención. Una de las ventajas al momento de implementar tecnología energía solar-eólica es que posee un bajo
nivel de utilización de recursos para el mantenimiento, el que está directamente relacionado a la
respectiva vida útil. Lo anterior permitirá calcular en términos económicos el valor asociado a dicho
requerimiento.
3.1.5. Análisis de la capacidad de generación eléctrica no convencional. Al momento de obtener los resultados de requerimiento eléctrico establecido para la totalidad de la
longitud de aplicación, se procederá a evaluar en térmicos ingenieriles la modalidad de tecnología de
energía eólica y solar a aplicar, con la finalidad de satisfacer la demanda de energía eléctrica.
! "%!
3.1.6. Valoración Económica. Una vez obtenida la capacidad de generación eléctrica no convencional, se realizará la valoración
económica en términos de ahorro por concepto de consumo eléctrico tradicional del alumbrado público
inserto en la longitud de aplicabilidad de estudio.
Tabla Nº 3.1: Catastro estaciones de monitoreo año 2010, Dirección Meteorológica de Chile.
Fuente: Dirección Meteorológica de Chile.(2010)
! &'!
3.2. Pre-estudio de Factibilidad Ambiental.
Para la realización del presente estudio de impacto ambiental, se utilizó una metodología que incluye los
aspectos ambientales vigentes en el país. La ley Nº 19.300 denominada “Bases Generales del Medio
Ambiente” publicada en el diario oficial con fecha Marzo 1994, la cual establece la responsabilidad de
cada titular de proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambientales, en cualquiera de sus
fases e indicaciones en el artículo diez, y especificadas en el artículo tercero del Reglamento del Sistema
de Evaluación Ambiental (SEA).
A su vez, el SEA cumple el rol de administrador del sistema, y tiene la facultad para pronunciarse sobre la
pertinencia o no de someter un proyecto o actividad a Evaluación de Impacto Ambiental., junto con
elaborar normas ambientales, planes de prevención y descontaminación, entre otras. (SEA, 2010).
El sometimiento al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, dependerá de la envergadura junto con
los eventuales impactos sobre el medio a través de la etapa de ejecución del proyecto.
3.2.1. Metodología para elaborar el pre-estudio de impacto ambiental. Para la metodología, el estudio de impacto ambiental debe considerar las siguientes elementos:
(Biblioteca del Congreso Nacional Chile – LeyChile, 2012).
a) Una descripción del proyecto o actividad;
b) La descripción de la línea de base, que deberá considerar todos los proyectos que cuenten con
resolución de calificación ambiental, aún cuando no se encuentren operando.
c) Una descripción pormenorizada de aquellos efectos, características o circunstancias del artículo
11 que dan origen a la necesidad de efectuar un Estudio de Impacto Ambiental.
d) Una predicción y evaluación del impacto ambiental del proyecto o actividad, incluidas las
eventuales situaciones de riesgo. Cuando el proyecto deba presentar un Estudio de Impacto Ambiental
por generar alguno de los efectos, características o circunstancias señaladas en la letra a) del artículo 11,
y no existiera Norma Primaria de Calidad o de Emisión en Chile o en los Estados de referencia que
señale el Reglamento, el proponente deberá considerar un capítulo específico relativo a los potenciales
riesgos que el proyecto podría generar en la salud de las personas.
e) Las medidas que se adoptarán para eliminar o minimizar los efectos adversos del proyecto o
actividad y las acciones de reparación que se realizarán, cuando ello sea procedente;
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f) Un plan de seguimiento de las variables ambientales relevantes que dan origen al Estudio de
Impacto Ambiental, y
g) Un plan de cumplimiento de la legislación ambiental aplicable.
Para efectos de estudio, se decidió considerar el desarrollo de los puntos a), c), d) y e), por disponer de
mayor información al respecto y por el alcance de este trabajo.
Para elaborar la línea de base se deberá tener en cuenta que esta consiste en la descripción detallada
del área de influencia de un proyecto o actividad, en forma previa a su ejecución.
Los elementos del medio ambiente que debe considerar una línea de base son, en síntesis, los
siguientes, de acuerdo a lo establecido en el artículo 12 literal f), del Reglamento del SEIA:
• El medio físico, incluyendo, entre otros, la caracterización y análisis del clima.
• El medio biótico, incluyendo una descripción y análisis de la biota.
• El medio humano, incluyendo información y análisis de sus dimensiones geográfica, demográfica,
antropológica, socioeconómica y de bienestar social, poniendo especial énfasis en las
comunidades protegidas por leyes especiales.
• El medio construido, considerando, entre otros, su equipamiento, obras infraestructura y
descripción de las actividades económicas.
• El uso de los elementos del medio ambiente comprendidos en el área de influencia del proyecto o
actividad, incluyendo, entre otros, una descripción del uso del suelo.
• Los elementos naturales y artificiales que componen el patrimonio cultural, incluyendo la
caracterización de los Monumentos Nacionales.
• El paisaje, incluyendo, entre otros, la caracterización de su visibilidad, fragilidad y calidad.
• Las áreas de riesgos de contingencias sobre la población y/o el medio ambiente, con ocasión de
la ocurrencia de fenómenos naturales, el desarrollo de actividades humana, la ejecución o
modificación del proyecto o actividad, y/o la combinación de ellos.
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Para la aplicación del enfoque metodológico se consideró la dimensión del impacto socioeconómico, sin
embargo, y dependiendo de la localización del proyecto, también deberían evaluarse los impactos sobre
las dimensiones geográficas, demográficas, antropológicas y de bienestar social básico.
Otra disposición importante que debe tenerse en cuenta, la compone el “Reglamento sobre condiciones
sanitarias y ambientales básicas en los lugares de trabajo” que tiene por objetivo velar porque en los
lugares de trabajo existan condiciones sanitarias y ambientales que resguarden la salud y el bienestar de
las personas que allí se desempeñan. Por su extensa composición y sus diversos temas de incumbencia
sólo se mencionó este, para tener en cuenta su inclusión en la presentación del estudio de impacto
ambiental.
3.2.2. Pre-establecer posibles impactos.
A continuación se presentan los posibles impactos que podría generar la implementación del proyecto, y
utilizados para la aplicación del enfoque metodológico.
a. Recursos de la tierra, que consideró los efectos de perforación, contaminación del subsuelo,
subsidencia del terreno y perturbación del paisaje.
b. Recursos del aire, generar un marco para de pre-evaluación de contaminación del aire y nivel de
ruido.
3.3. Estudio de Factibilidad Política y Legal.
Durante la realización del presente estudio se determinarán las disposiciones legales que afectarán la
implementación de este tipo de proyectos, de acuerdo al marco legal y a la institucionalidad energética
existente en el Chile.
La determinación de lo anterior permitirá establecer las obligaciones legales que deberá cumplir el
proyecto, antes de su ejecución e implementación.
3.4. Pre-estudio de Factibilidad Gestión. El presente pre-estudio consideró en la gestión del proyecto, la ejecución del sistema híbrido solar–
eólico de energía renovable no convencional, el cuál será desarrollado, ejecutado y con servicio de
mantención a través de un proveedor externo calificado en este tipo de soluciones. A continuación se
detallan los elementos a incluir:
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3.4.1. Estructura organizacional del proyecto. Se procederá a evaluar la estructura organizativa a través del estudio bibliográfico, con la finalidad de
definir y establecer cual es la que más se adecua a los actuales requerimientos para el proveedor
externo.
3.4.2. Elaboración de un diagrama organizacional que se adecue al proyecto.
El diagrama organizacional se elaborará en base a la elección de la estructura organizativa realizada en
el punto anterior.
3.4.3. Perfil de competencias requeridas en el personal. El respectivo perfil de competencias se elaborará para la totalidad de integrantes presentes en el
diagrama organizacional.
3.5. Estudio de Factibilidad Económica.
3.5.1. Evaluación Costo – Beneficio.
Para el desarrollo de la presente tesis, se estudiará una evaluación costo – beneficio asociado aal
momento de su implementación.
El énfasis de la metodología se define en la formulación y evaluación de nuevos proyectos de alumbrado
público, que implica la renovación total o parcial de luminarias en uso, con cambios en la capacidad
demandada y calidad de los servicios de iluminación que éstas prestan.
a. Identificación de beneficios.
Los beneficios corresponden al valor que tiene para el país ejecutar el proyecto, medido conceptualmente
a través del aumento del consumo de los bienes y servicios producidos por el proyecto y por la liberación
de recursos de los insumos que el proyecto genera. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).
a.1. Beneficios por disminución de costos de operación y mantenimiento. El uso de tecnologías energéticamente más eficientes disminuye el consumo de energía eléctrica y el
nivel de potencia contratada para un mismo nivel de iluminación. Además, las características
constructivas mejoradas de las alternativas aumentan la vida útil de los equipos al quedar éstos mejor
protegidos al efecto de vientos, contaminación ambiental, variación de temperaturas y otros efectos
ambientales que deprecian más rápidamente los equipos. De este modo es posible alargar los intervalos
de tiempo requeridos para reemplazar componentes o piezas de éstos. (Servicio Nacional Inversiones,
2011).
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a.2. Cuantificación y valoración de beneficios.
La cuantificación de los beneficios consiste en asignar unidades de medida apropiadas a los beneficios
identificados. En este caso, los beneficios están dados exclusivamente por las diferencias en los costos
totales (inversión, operación y mantención). (Servicio Nacional Inversiones, 2011).
b. Ahorro en costos de operación y mantenimiento.
Los costos de operación son aquellos que ocurren durante todos los años de vida del proyecto a partir del
momento en que los equipos del sistema de alumbrado quedan listos para entrar en funcionamiento. El
costo total de operación es igual al costo fijo, que no depende del nivel de iluminación provisto, más los
costos variables, que depende de la cantidad de unidades de servicio prestadas. (Servicio Nacional
Inversiones, 2011).
Los costos fijos corresponden a los siguientes:
a. Insumos y materiales necesarios para la prestación del servicio de iluminación.
b. Remuneración del personal (operarios, profesionales, ayudantes, etc.).
c. Gastos generales.
Los costos variables corresponden a los siguientes:
• Consumo de energía.
• Mantenimiento.
A los fines de la simplificación del análisis y dado que se trata de supuesto con alta probabilidad de
ocurrencia, los costos fijos se mantendrán constantes en las situaciones, razón por la cual el proyecto no
tendrá beneficios asociados al ahorro de costos fijos. No obstante, el proyecto sí tendrá beneficios por
menor suministro de energía requerido y por menores costos de mantenimiento, ya que se espera que
las nuevas tecnologías, energéticamente eficientes, tengan a su vez una vida útil más prolongada.
(Servicio Nacional Inversiones, 2011).
La información de costos es generalmente proporcionada por las mismas empresas que venden o
reparan los componentes del sistema de alumbrado. Puede especificarse como un porcentaje del valor
inicial del equipo y generalmente los gastos de mantención crecen a medida que el equipo se hace más
antiguo. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).
b.1. Cuantificación de la energía/potencia consumida.
Para determinar el ahorro debe estimarse el consumo de energía eléctrica de acuerdo a lo siguiente:
! &*!
!! !! !!!"!!"!" !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
(3.1)
Dónde:
e: Energía anual consumida por la luminarias tipo para un nivel de potencia dado (kWh/año);
Nk: Número de luminarias tipo k;
pk: Potencia total del conjunto de luminarias tipo(kW);
Pi: Potencia de la luminaria (W). Considera la potencia de la lámpara además del consumo de todo el
equipo eléctrico necesario para que la luminaria funcione correctamente;
h: Horas anuales de uso de la luminaria.
Notar que la expresión para está expresada en kWh/año, mientras que la potencia de la luminaria es
usualmente expresada en W, tal como se indica. Por esto, el lado derecho de la ecuación es dividido por
1.000 para asegurar la equivalencia entre sus componentes en términos de la unidad de medida utilizada.
(Servicio Nacional Inversiones, 2011).
Para estimar la energía total del sistema de alumbrado público, deben identificarse los tipos de luminarias
existentes, con sus niveles de potencia asociados, y sumar los niveles de energía consumidos
anualmente por cada conjunto de luminaria.
!!" !! !! !!!! !!!!!!!!!!!!!!!!!!! (3.2)
Dónde:
!!"!!Energía total anual consumida por el sistema de alumbrado público (kWh/año);
!!!Número de luminarias distintas por tipo y nivel de potencia. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).
b.1.2. Valorización del ahorro energético.
Para valorar el ahorro de energía deberá aplicarse la siguiente ecuación:
!! !! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (3.3)
Dónde:
!!!!Ahorro en consumo de energía ($/año);
!!!!!Cambio en la tarifa cobrada por la distribuidora de energía al municipio afectado ($/kWh);
!!: Cambio en la energía consumida (kWh /año) en la situación CP relativo a la situación SP.
Cabe mencionar que no se realizan ajustes adicionales al precio de la energía, pues no se cuenta con
! &+!
una estimación actual y confiable del precio social de este factor, por lo cual se supone que el precio
privado es igual al precio social. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).
3.5.2. Evaluación económica privada. Desde un punto de vista económico privado, la generación eléctrica solar y eólica presenta los siguientes
beneficios:
• Reducción del consumo de combustibles convencionales (petróleo, gas, combustible nuclear),
normalmente traído de otro país a un elevado coste, ya que la energía generada ser utilizada
bien en la propia planta o bien vendida al sistema eléctrico.
• Una ventaja económica de carácter adicional es la posibilidad de venta al sistema eléctrico, a
través de la Compañía Eléctrica de la zona, de la energía eléctrica excedentaria, que en un
parque eólico conectado a red es casi la totalidad de la energía producida, siendo en la
actualidad el precio de venta un precio político que tiene como fin el incentivar la instalación de
este tipo de instalaciones. (ESCUDERO, 2008).
a. Horizonte de planeación. Se entiende como el período para evaluar un proyecto de inversión, que se establece sobre la base de la
vida económica esperada del componente más importante de la inversión inicial prevista.
Es por ello que el horizonte de planeación del proyecto a evaluar se establecerá en base a las
características del mismo.
b. Ingresos. Para el caso de los proyectos híbridos eólicos-solares, se consideraron los siguientes ingresos:
! Ingresos por concepto de Net Metering.
! Ingresos por concepto de subsidios o franquicias asociadas a fomentos de desarrollo de energías
renovables.
! Ingresos por la venta de bonos de carbono.
c. Costos e inversiones necesarias para llevar a cabo el proyecto.
Las inversiones para la generación de energía eólica-solar incluyen el costo de tecnología a utilizar, de
las perforaciones en terreno junto con el levantamiento de los sistemas a implementar.
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d. Emisiones de CO2
Se establecerá el valor monetario de las emisiones de CO2 para la totalidad de las alternativas a analizar,
lo anterior a partir del valor total anual mediante la realización del respectivo cálculo. Para ello se
considerarán los siguientes antecedentes:
! Ahorro en emisiones de CO2 para cada alternativa a evaluar.
! Precio de transacción de los derechos de emisión de carbono en el mercado spot. Valor
monetario actual de venta por concepto de Bonos de Carbono,
! Valorización monetaria total de las alternativas según la magnitud de sus emisiones.
3.5.3. Calcular VAN, TIR y PRC para el proyecto.
a. VAN, TIR y PRC. Habiendo establecido todas las componentes para elaborar el flujo de caja, se procedió a determinar los
indicadores económicos VAN, TIR y PRC para evaluar la rentabilidad de incurrir en este tipo de
proyectos.
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4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Una vez establecido el diseño metodológico, se procedió a analizar y secuenciar los resultados obtenidos
en cada categoría de evaluación. Estos últimos respondieron a criterios establecidos, que se aplicaron
sobre los datos obtenidos y procesados, correspondientes al borde costero de la Ciudad de Puerto Montt,
como se presenta a continuación.
Lo anterior, reflejará si las alternativa de generación eléctrica utilizando sistemas híbrido de energías
renovables no convencionales eólico y solar, es viable realizar.
4.1. Estudio de factibilidad técnica.
4.1.1. Levantamiento de información.
a. Alumbrado Público.
A comienzos de mayo de 2012, se envió un oficio dirigido al Jefe del Departamento Eléctrico de la ilustre
Municipalidad de Puerto Montt, con la finalidad de recopilar los antecedentes necesarios para el
desarrollo de la memoria de cálculo. La respuesta generó la necesidad de recopilar la información de
manera presencial en el tramo a aplicar, debido a que no existen registros.
Durante la segunda semana del mes de mayo de 2012, se realizó el recorrido por el tramo de
aplicabilidad del proyecto (Figura 4.1), con el objetivo de determinar y observar el real estado del
alumbrado publico del borde costero. Lo anterior permitió generar una matríz de datos relevantes y
necesarios el presente estudio de factibilidad técnica.
Junto con la caracterización individual de cada poste de alumbrado público, se puede mencionar la
existencia de una gran diversidad de luminarias en términos de potencias eléctricas y aspectos técnicos,
los que generan una irregularidad en términos de radio de luminosidad y consumo eléctrico a lo largo de
todo el sector.
A dicha característica de irregularidad técnica, se complementa la individualidad de servicio instalado
presente en dicho sector; ello se debe a que el alumbrado público no se encuentra sectorizado en cuanto
a empalmes, lo cual genera una incertidumbre respecto al consumo eléctrico expresado en términos
monetarios hacia la Municipalidad de Puerto Montt y por el cual se le cancela a SAESA, pues no se
puede conocer el consumo real.
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La longitud total del tramo de aplicabilidad es de 1870 metros, lugar en el cual se identificaron seis
sectores de alumbrado público junto con la totalidad de luminarias representadas con una numeración
correlativa inicializado en 1 (primer alumbrado público) a 68 (último alumbrado público). Dichos sectores
se encuentran expresados a continuación (Figura Nº 4.1): Puerto (Empormontt), Terminal de Buses,
Museo Regional Juan Pablo II, Estacionamientos SBT, Muelle Peatonal y Calle Copiapó.
b. Velocidad de viento y radiación solar.
La información utilizada corresponde a la publicación oficial por parte del SubDepartamento de
Climatología y Meteorología Aplicada perteneciente a la Dirección Meteorológica de Chile, en formado
digital PDF denominada “Anuario Climatológico” e “Informe Solarímetro”, que presenta las observaciones
realizadas a través de la estación de monitoreo El Tepual. Para la presente memoria de cálculo se utilizó
la información que comprende el período de años entre 2000 y 2010. (Tabla 4.1).
4.1.2. Características Técnicas de las Luminarias. Como se mencionó anteriormente, existen diversos tipos de luminarias distribuidas a lo largo del tramo
donde se realizó el levantamiento de información, por lo que a continuación (Cuadro 4.1) se procede a
especificar en términos de división por sector, cantidad de alumbrado, número de ampolletas por
alumbrado y consumo.
!
Figura Nº 4.1: Borde Costero de Puerto Montt entre Sector Puerto y calle Copiapó.
Fuente: Elaboración Propia utilizando Google Earth Pro V.6.2 MAC OSX.(2012)
! *'!
!
Figura Nº 4.2: Plano de ubicación geo-referencial de luminarias alumbrado público.
Fuente: Elaboración Propia, utilizando Google Earth Pro V.6.2 para MAC OSX y GoogleMaps para
iPhone.(2012)
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Tabla Nº 4.1: Caracterización Alumbrado Público Borde Costero, Mayo 2012.!
Fuente: Elaboración Propia, asesoramiento Departamento Eléctrico Ilustre Municipalidad de Puerto
Montt.(2012)
2012
Poste Descripción Foco(Led, Tradicional) Altura (m) Consumo (Watts) Cantidad1 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 22 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 23 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 24 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 25 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 26 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 27 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 28 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 29 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2
10 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 211 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 212 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 213 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 214 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 215 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 216 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 217 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 218 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 219 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 220 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 221 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 222 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 223 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 224 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 225 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 226 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 227 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 228 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 250 329 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 250 330 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 250 331 Araña Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 432 Araña Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 433 Phillips Haluro Metálico 9 150 334 Phillips Haluro Metálico 9 150 335 Phillips Haluro Metálico 9 150 336 Phillips Haluro Metálico 9 150 337 Phillips Haluro Metálico 9 150 338 Phillips Haluro Metálico 9 150 339 Phillips Haluro Metálico 9 150 340 Phillips Haluro Metálico 9 150 341 Phillips Haluro Metálico 9 150 342 Phillips Haluro Metálico 9 150 343 Phillips Haluro Metálico 9 150 344 Phillips Haluro Metálico 9 150 345 Phillips Haluro Metálico 9 150 346 Phillips Haluro Metálico 9 150 347 Phillips Haluro Metálico 9 150 348 Phillips Haluro Metálico 9 150 349 Phillips Haluro Metálico 9 150 350 Phillips Haluro Metálico 9 150 351 Nuevo LED 9 210 152 Nuevo LED 9 210 153 Nuevo LED 9 210 154 Nuevo LED 9 210 155 Nuevo LED 9 210 156 Nuevo LED 9 210 157 Nuevo LED 9 210 158 Nuevo LED 9 210 159 Nuevo LED 9 210 160 Nuevo LED 9 210 161 Nuevo LED 9 210 162 Nuevo LED 9 210 163 Nuevo LED 9 210 164 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 265 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 266 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 267 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 268 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 2
TOTAL 68 148
Ampolleta
Empormontt a Terminal de BusesMuseo
Estacionamientos SubterráneosMuelle
Callle Copiapó
! *)!
4.1.3. Evaluación de recursos energéticos y mediciones.
a. Energía Eólica.
La medición de la condición climática “Velocidad de Viento”, se realizó mediante la utilización del
instrumento climatológico denominado “Anemómetro”, con el que se registran tres mediciones durante el
día, a las 08h, 14h y 20h respectivamente, a través de la estación de monitoreo El Tepual. La información
diaria es ingresada a una planilla con lo cual se generan los cuadros de datos resumen de velocidad
media de viento para cada mes.
Tabla Nº 4.2 Resumen velocidad de viento período 2000 – 2010 Estación El Tepual, Puerto Montt.
Fuente: Elaboración Propia, utilizando información de Dirección Meteorológica de Chile 2000-2010.
Gráfico Nº 4.1: Velocidad de viento promedio período 2000 – 2010, Estación El Tepual, Puerto Montt.
Fuente: Elaboración Propia, utilizando información de Dirección Meteorológica de Chile 2000-2010.
NOMBRE ESTACION : PUERTO MONTT EL TEPUALAÑO : 2000 - 2010
MESENERO W 7 3,79 S 10 5,05 SW 7 3,41FEBRERO N 6 2,98 S 10 5,19 S 6 2,90MARZO CALMA 7 3,69 S 9 4,49 S 5 2,57ABRIL N 8 4,34 S 9 4,72 N 7 3,60MAYO N 9 4,57 N 10 5,19 N 9 4,80JUNIO N 9 4,68 N 11 5,43 N 10 4,96JULIO N 10 4,94 N 11 5,66 N 10 5,20AGOSTO N 9 4,72 N 11 5,61 N 9 4,78SEPTIEMBRE N 8 4,26 N 10 5,24 N 6 3,29OCTUBRE N 8 4,21 SE 11 5,47 S 7 3,69NOVIEMBRE N 8 4,02 SE 9 4,82 SW 5 2,62DICIEMBRE N 7 3,74 SW 9 4,77 SW 6 3,09ANUAL N 8 4,16 N 10 5,14 SW 7 3,74!"#$%&'#()*#(+,,,(-(+,.+ /012
Dirección Dominante y Velocidad Media (Nudos, m/s)08 h 14 h 20 h
VIENTO
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Velocidad de viento promedio período 2000 - 2010
!?#@AB#
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! *"!
a.1. Potencial eólico disponible.
Para la obtención del potencial eólico disponible en cierta área en particular, fue necesario el
conocimiento de tres factores importantes (FAJARDO, GARCIA, GARCÍA, 2010):
• Velocidad: Debido a que la velocidad del viento no es constante, se realizan tres mediciones diarias, con
la finalidad de tener un registro no sesgado para efectos posteriores cálculos.
• Densidad: Específicamente del aire seco, obtenida a presión atmosférica promedio de nivel del mar y a
temperatura promedio del lugar.
• Tamaño del rotor: Para efectos de cálculos, se utilizará el aerogenerador de tipo Dolphin Z-300W con un
rotor de 1,17m de diámetro.
La ecuación general para el potencial eólico (Progensa, 1997) es la siguiente:
!! ! ! !! ! ! ! !! ! ! ! !! ! !! !!!!!!!!!!!!!!!!!!! (4.1)
Pd: Potencia expresada en W.
!: Densidad del aire seco expresado en kg/m3.
V: Velocidad media expresado en m/s.
R: Radio del rotor expresado en m.
": Constante que hace referencia a la relación entre una circunferencia y su diámetro.
Cp: Curva de potencia del aerogenerador.
Los datos que se expuestos a continuación, representan los promedios alcanzados en el período que
comprende los años 2000 – 2010.
Tabla 4.3: Valores promedios de parámetros entre año 2000 – 2010.
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
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Una vez obtenido los valores promedios, se procede a calcular el potencial eólico del lugar junto con la
energía total del sistema (68 aerogeneradores), indicados en la siguiente tabla:
Tabla Nº 4.4: Potencial eólico y Energía total.
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
b. Energía Solar.
La medición de la condición climática “Radiación Solar”, se realizó mediante la utilización de los
instrumentos climatológicos denominados “Eppley Precision Spectral Pyranometer” y “Heliógrafo
Campbell Stokes” con el que se registra la cantidad total diaria de radiación expresada en kW/m2, a
través de las diferentes estaciones de monitoreo a alturas de 85m. La información diaria es ingresada en
planillas separadas con lo cual se generan los cuadros de datos resumen diario de radiación total para
cada mes.
b.1. Potencial solar disponible.
Para la obtención del potencial solar disponible en el lugar, fue necesario calcular los siguientes factores:
(AUGUSTÍN, 2010)
• Energía real al sistema (Er): Debido a que es requerimiento para conocer la cantidad energía que ha
de llegar al acumulador.
• Energía Teórica (Et): Se requiere obtener la energía total teórica requerida diaria por el sistema (Et).
• Número máximo de días de autonomía (N): 10 días, y corresponde al valor normalmente utilizado por
los proyectistas.
• Profundidad de descarga máxima admisible (Pb): 50%, valor normalmente utilizado por los
proyectistas.
• Potencia del panel solar (P): 180W.
!! ! !"! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (4.2)
Siendo R un factor global de rendimiento:
! ! !! ! ! ! !! ! !! ! !! ! !! ! !!!
! !! ! !! ! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
(4.3)
!"#$%&'()*+,)'&"*- ./0121.3 4!"#$%&'()*+,)'&"*- 5/55.016 74
*****+%$89'(*$):'&(*- 3;252 74<*="8*&(>(*($8"9$%$8(>"8***********+%$89?(*@"#()*- AA;0A3 74<*=(8(*$)*B'B#$C(
! **!
Dónde:
!! !! Coeficiente de autodescarga, el valor aplicable a baterías estacionarias de Pb es 0,005.
!! !! Coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador, suele tomarse un valor de 0,05.
!! !! Coeficiente de pérdidas en el convertidor, tiene un valor de 0,15.
!! !! Coeficiente por otras pérdidas, suele tomarse un valor de 0,15.
Gráfico Nº 4.2: Horas de sol promedio período 2000 – 2010, Estación El Tepual, Puerto Montt.
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
Al reemplazar cada coeficiente, se obtuvo el valor de R:
R = 0,585
Por lo tanto, para el cálculo de la energía real del sistema (4.2), se utilizó el valor de consumo total diario
del alumbrado público, para el año 2012 (proyectado), junto con el factor global de rendimiento,
obteniéndose el siguiente resultado:
Et = 612.923 [Wh]
Capacidad útil de la batería (!!)
!! ! !! ! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (4.4)
De lo anterior se obtiene:
! *+!
Cu = 6.129.231 [Wh]
Para dejar expresado en Ah, la capacidad útil de la batería se dividió por la tensión nominal (24V):
Cu = 255.385 [Ah]
Por último, se procedió a calcular la capacidad nominal máxima (C):
! ! !!! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (4.5)
C = 510.769 [Ah]
A continuación, se calculó la energía que deben producir los paneles diariamente mediante la siguiente
ecuación:
!! ! !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! (4.6)
Dónde:
!! ! !, ya que entre los paneles y la batería hay un regulador, y dicha pérdida se establece en un 90
porciento.
Por lo tanto, la energía a producir es la siguiente:
!!= 681.026 [Wh]
Con el resultado anterior, y junto con los siguientes datos, se procedió a calcular el número de paneles
solares:
Tabla Nº 4.5: Tabla de ajuste de radiación solar en plano inclinado 35º.
Fuente: Elaboración Propia. (2012)
Radiación media plano Radiación media plano horizontal (kWh/m2*día) inclinado (kWh/m2*día)
Enero 5387,46 0,95 5118,09Febrero 5043,32 1,06 5345,92Marzo 3878,53 1,23 4770,59Abril 2228,89 1,46 3254,17Mayo 1369,78 1,71 2342,33Junio 958,98 1,84 1764,52Julio 1258,51 1,77 2227,57Agosto 1793,85 1,54 2762,54Septiembre 2684,80 1,29 3463,39Octubre 3556,22 1,1 3911,84Noviembre 4464,35 0,97 4330,42Diciembre 5359,32 0,92 4930,58
Período 2000 - 2011
Mes Factor K
! *#!
La radiación solar corregida se calculó en base a la tabla de ajuste de radiación solar sobre el plano
horizontal multiplicado por el factor de corrección. Para lo anterior, se consideraron los datos
correspondientes al promedio anual, el mes más favorable y el menos favorable pertenecientes al período
entre los años 2000 – 2011 (Tabla 4.5).
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HSP = 1218,65 [horas]
Tabla Nº 4.6: Tabla de ajuste de radiación solar en plano inclinado 35º.
Fuente: Elaboración Propia. (2012)
Al tener todos los datos necesarios, se procedió a calcular la cantidad de paneles solares (4.8)
necesarios para cumplir con el requerimiento energético para cada poste de alumbrado público, ubicado
en borde costero de Puerto Montt.
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(4.8)
Nº Paneles = 3,02 [unidades]
Del resultado anterior, se concluye que es necesario instalar tres unidades de paneles solares de 180W
de potencia máxima. Los cálculos se realizaron con la finalidad de abastecer la demanda energético en
su totalidad, por lo que mediante la utilización de ambos sistemas de generación energética no
convencional (eólico – solar), dicha cantidad de paneles solares sobrepasaría el consumo total. Es por
ello que solamente se requerirá de dos paneles solares para cada poste de alumbrado público.
4.1.4. Análisis del consumo de energía eléctrica tradicional. Los cálculos detallados a continuación se realizaron mediante el levantamiento de información descrito
anteriormente, los que fueron utilizados para analizar el consumo eléctrico que comprende los períodos
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entre enero de 2010 y mayo de 2012. A su vez, se indica para cada mes el respectivo período de horario
de encendido y horario de apagado del alumbrado público (Departamento Eléctrico, Ilustre Municipalidad
Puerto Montt, 2012), correspondiente al período invernal y estival (aumento/disminución de luminosidad
diaria). Por lo que el consumo eléctrico entre los meses de Abril-Septiembre es mayor a los meses entre
Octubre-Marzo.
!
Gráfico Nº 4.1: Velocidad de viento promedio en Puerto Montt, período 2000-2010 (m/s)!
Fuente: Elaboración Propia, utilizando información de Dirección Meteorológica de Chile 2000-2010.
Cabe señalar, que un sector del alumbrado público del borde costero (Muelle Peatonal) fue remodelado y
en su lugar se instaló un sistema de eficiencia energética (Enero 2012), dónde se procedió a reemplazar
13 postes de alumbrado tradicional por tecnología LED, generando una disminución del 42 % en términos
de consumo eléctrico. (Tabla 4.5).
Tabla Nº 4.7: Ahorro consumo energético tramo muelle peatonal, mayo 2012.
Fuente: Elaboración propia.(2012)
A su vez, la proyección de consumo para el año 2012 se realizó en base a los mismos períodos de hora
de encendido/apagado del alumbrado público, junto con la incorporación de tecnología LED en el sector
antes mencionado, al extrapolar generaría una disminución de 28,5 % respecto del período 2011.
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3480!
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Velocidad de viento promedio período 2000 - 2010
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Ahorro Consumo Energético Tramo Muelle 2012
AmpolletaWatts/h Cantidad Hora Diario Mensual Ahorro Consumo
Total 290,0 13 3.770 54.665 1.694.615 42%
Consumo (Watts)
! *%!
Tabla 4.8: Resumen Solarímetro a 85m, período 2000 – 2011 Estación El Tepual, Puerto Montt.
Fuente: Elaboración Propia, utilizando información de Dirección Meteorológica de Chile 2000-2011.
!
Gráfico Nº 4.2: Radiación solar global diaria Puerto Montt, período 2000-2011 (Wh/m2)!
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
World Metereological Organization (WMO)Total radiation (sun and sky) T,kW/m2Duration of sunshine ss, hours
Country: CHILEDaily Totals Years: 2000 - 2011
Latitude 41°25' SLongitude 73°05' WElevation 85 mStation PUERTO MONTT
Date ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE1 6,28 5,56 4,36 2,50 1,63 1,04 1,06 1,25 2,50 2,49 4,44 5,932 5,77 5,88 3,75 3,11 1,71 1,10 1,05 1,35 2,49 3,14 4,04 4,643 5,43 6,04 3,93 2,68 1,67 0,97 0,95 1,58 2,32 2,54 4,76 4,854 4,13 5,01 4,84 2,75 1,73 0,75 1,00 1,69 2,33 2,57 4,65 4,615 6,55 5,83 3,63 2,57 1,67 0,84 1,24 1,38 2,12 2,22 4,62 4,756 5,31 5,97 4,04 2,28 1,97 1,06 0,86 1,68 1,99 3,43 4,09 5,427 4,67 5,02 2,84 2,22 1,64 0,96 0,90 1,82 2,44 3,75 4,71 6,068 4,03 4,29 3,42 2,85 1,39 1,09 1,24 1,73 2,21 3,17 5,02 5,979 5,37 6,24 3,52 2,65 1,71 1,03 1,10 1,62 2,21 3,55 4,88 4,8810 6,38 6,44 4,27 1,94 2,04 1,14 1,25 1,58 2,54 3,57 4,32 5,1511 5,75 5,20 4,57 2,42 1,32 0,83 1,02 1,39 2,72 3,16 4,07 5,4312 4,57 5,11 3,58 2,66 1,74 0,84 1,06 1,58 3,07 3,82 4,11 5,3213 5,93 4,81 3,14 2,83 1,30 0,96 0,99 1,83 3,28 4,04 3,77 4,4214 6,64 5,75 2,64 2,39 1,51 0,85 1,49 1,85 2,67 4,63 4,95 5,6015 5,76 5,52 3,78 2,69 1,33 1,15 1,24 1,82 3,63 4,19 4,24 6,3316 5,32 4,29 2,76 2,59 0,94 1,30 1,33 1,85 3,02 3,78 3,50 5,7117 5,81 4,28 3,38 2,23 1,03 1,03 1,46 1,77 2,53 3,33 5,00 4,4918 4,95 4,60 3,47 1,66 1,29 0,89 1,34 2,11 2,70 3,86 3,74 5,5019 5,90 6,02 3,31 1,50 1,42 0,83 1,18 2,01 2,30 3,08 4,82 4,8820 4,79 6,05 3,01 1,75 0,92 1,01 1,32 2,16 2,56 3,85 2,87 4,8021 5,96 4,55 3,57 1,51 1,16 0,94 1,38 2,05 2,31 3,41 4,52 5,3122 4,70 4,41 3,27 2,36 1,06 1,07 1,39 1,90 2,76 4,30 4,16 5,2423 5,05 5,28 2,88 1,68 1,01 1,04 1,10 1,64 2,39 4,12 4,91 4,6424 5,17 5,23 3,40 1,84 0,86 1,04 1,15 1,64 3,28 3,35 4,73 5,6425 6,59 4,14 3,13 1,86 1,13 0,90 1,22 1,40 3,05 4,46 4,58 5,6126 4,81 5,00 2,99 1,73 1,25 0,83 1,26 1,51 2,82 4,13 4,54 6,0027 4,81 4,32 3,59 1,73 1,22 0,73 1,34 1,93 2,91 3,42 4,22 5,7928 4,79 4,17 3,46 2,32 1,08 0,90 1,41 1,92 3,24 3,82 5,24 5,5329 5,18 1,25 2,89 2,07 1,44 0,82 1,44 2,53 3,21 3,98 6,01 5,6830 5,69 - 2,77 1,69 1,15 0,88 1,50 2,33 2,96 4,02 4,69 6,1731 4,92 - 2,71 - 1,18 - 1,61 2,51 - 3,99 - 5,77
TT|Monthly Totals 167,01 146,26 106,88 67,07 42,46 28,83 37,87 55,41 80,54 111,17 134,21 166,14|Daily Means 5,39 5,04 3,45 2,24 1,37 0,96 1,22 1,79 2,68 3,59 4,47 5,36SS|Monthly Totals|Daily MeansTypes ofInstruments
RESUMEN
Eppley Precision Spectral Pyranometer (PSP)
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Tabla Nº 4.9: Consumo de energía eléctrica total para los períodos 2011 y 2012.
Fuente: Elaboración propia.(2012)
4.1.5. Costo de energía eléctrica tradicional. Actualmente, la Ilustre Municipalidad de Puerto Montt contrata una potencia determinada a SAESA S.A.,
quien es la entidad encargada de establecer las tarifas respectivas en términos si el cliente es residencial
o empresa.
Para este caso, la tarifa empresarial que se utiliza es la denominada “Tarifa Baja Tipo 2 – SAESA 2”,
donde los valores y cargos asociados varías mensualmente por medio de reajustes. A continuación se
ejemplifica mediante la tabla 4.7 (SAESA, Mayo 2012).
Tabla Nº 4.10: Tarifa baja 2 SAESA 2, correspondiente a Mayo de 2012.
Elaboración: Fuente propia, con información de SAESA.(2012)
4.2. Definición de tecnología.
El proyecto contempla la evaluación de las tecnologías de generación eléctrica, los que se encuentran
caracterizados a continuación:
4.2.1. Sistema híbrido de generación energética solar-eólica.
Para la generación de electricidad mediante un sistema híbrido eólico-solar, era necesario conocer el
consumo máximo de cada alumbrado público en términos de Wh. Para la presente evaluación, se requirió
que la implementación del sistema tenga capacidad para generar 660 Wh, cifra 314,3% superior en
consumo comparado a la última implementación realizada en el tramo muelle peatonal del borde costero,
que incluyó un sistema de iluminación eficiencia LED de 210 Wh.
a. Componentes del sistema de generación energética solar-eólica.
Para la implementación del presente sistema, se requiere de la integración de la tecnología asociada al
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Tabla Nº 4.11: Detalle consumo energético por cada alumbrado público, Mayo 2012.
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
sistema solar fotovoltaíco y sistema eólico en su totalidad, lo cual se enmarca en las necesidades de
generación mencionadas en el párrafo anterior, permitiendo que los requerimientos de componentes de
ambos sistemas se unifiquen. Ante ello, sólo se mencionarán las cantidades a utilizar junto con la
MAYO 2 0 1 2
17:30 a 08:00 Poste Descripción Foco(Led, Tradicional) Altura (m) Consumo (Watts) Cantidad Horas Uso Diario Cantidad Hrs Punta Hora Diario Mensual
1 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247502 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247503 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247504 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247505 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247506 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247507 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247508 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 2247509 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 224750
10 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475011 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475012 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475013 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475014 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475015 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475016 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475017 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475018 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475019 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475020 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475021 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475022 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475023 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475024 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475025 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475026 Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 2 14,5 2,5 500,0 7250 22475027 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 2 14,5 2,5 300,0 4350 13485028 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 250 3 14,5 2,5 750,0 10875 33712529 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 250 3 14,5 2,5 750,0 10875 33712530 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 250 3 14,5 2,5 750,0 10875 33712531 Araña Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 4 14,5 2,5 1000,0 14500 44950032 Araña Tapa Verde Tradicional, Sodio 9 250 4 14,5 2,5 1000,0 14500 44950033 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227534 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227535 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227536 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227537 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227538 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227539 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227540 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227541 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227542 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227543 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227544 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227545 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227546 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227547 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227548 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227549 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227550 Phillips Haluro Metálico 9 150 3 14,5 2,5 450,0 6525 20227551 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439552 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439553 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439554 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439555 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439556 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439557 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439558 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439559 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439560 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439561 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439562 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439563 Nuevo LED 9 210 1 14,5 2,5 210,0 3045 9439564 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 2 14,5 2,5 300,0 4350 13485065 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 2 14,5 2,5 300,0 4350 13485066 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 2 14,5 2,5 300,0 4350 13485067 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 2 14,5 2,5 300,0 4350 13485068 Tapa Negra Tradicional, Sodio 9 150 2 14,5 2,5 300,0 4350 134850
TOTAL 68 148 986,0 170,0 29.880 433.260 13.431.060
Ampolleta Consumo wh
Em
pormontt a Term
inal de Buses
Museo
Estacionam
ientos Subterráneos
Muelle
Callle C
opiapó
! +)!
respectiva referencia a su especificaciones descritas previamente, debido a que dicha información ya se
encuentra adjuntada y completamente detallada.
a.1. Panel solar. Los requerimientos de tecnología asociada a los paneles solares, se enmarcan en las necesidades de
demanda por consumo eléctrico de cada poste de alumbrado público, lo que para este caso es de 210
Wh. Lo anterior tiene relación directa estandarizar la actual diversidad de luminarias existentes en toda la
extensión del borde costero, generando consumos eléctricos individuales equipares.
En el mercado nacional, se encuentra disponible el panel solar monocristalino con capacidad para
generar 180 Wh (Figura 4.1).
!
Figura Nº 4.3: Panel solar fotovoltaíco de silicio mono-cristalino, 2 unidades a utilizar.
Fuente: Luxmeter Ltda.(2012)
Para el requerimiento energético de 360 Wh se requerirán la cantidad de dos paneles.
a.2. Controlador de carga.
Es un switch modular de potencia para sistemas autónomos, como es el caso del sistema solar
fotovoltaíco en evaluación. Posee distintas configuraciones para que funcione como controlador de carga,
u otro tipo de controlador (consumo, diversión).
Se utilizará la unidad denominada MPS marca Phocos AG, que puede controlar hasta 80ª de corriente a
12, 24 o 48V y establecerse ya sea por modulación de ancho de pulsos o por conmutación de dos puntos.
(Figura 4.4).
! +"!
Tabla Nº 4.12: Especificaciones panel solar fotovoltaíco de silicio mono-cristalino.
Fuente: Elaboración Propia con información proveniente de Luxmeter Ltda.(2012)
Especificaciones
Tipo celda Silicio mono-cristalino
Tamaño celda (mm) 125x125
Número de celdas y conexiones 72(6x12)
Dimensión (mm) 1580x808x45
Peso (kg) 16.0
Características Eléctricas
Modelo SY-180M
Potencia máxima a STC(Pm) 180W
Circuito de voltaje abierto (Voc) 44.28V
Corriente de cortocircuito (Isc) 5.60ª
Voltaje máximo de Potencia (Vmp) 35.56V
Corriente máxima de Potencia (Imp) 5.06ª
(STC: Radiación de 1000W/, a 25 ºC con 1.5 AM)
Límites
Voltaje máximo del sistema 1000VDC
Rango de temperatura operacional (-40~+90)
Coeficientes de Temperatura
NOCT 45±2
Coeficientes de Temperatura del Isc ±0.05%/
Coeficientes de Temperatura de Voc -0.34%/
Coeficientes de Temperatura de potencia -0.5%/
Tolerancia de potencia ±3%
Construcción
Frente Vidrio templado de transmisión alta, bajo
contenido de sodio.
Atrás TPT
Encapsulamiento EVA
Marco Aluminio
Certificación CE ISO9001
Garantía: 5 años, y 10 años 90% de potencia, 25 años a 80% de potencia.
!
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Figura Nº 4.4: Controlador de carga MPS Marca Phocos AG de 80ª.
Fuente: Luxmeter Ltda.(2012)
Tabla Nº 4.13: Especificaciones Controlador de carga MPS Marca Phocos AG de 80ª.
Fuente: Elaboración propia, con información de Luxmeter Ltda.(2012)
a.3. Inversor de corriente.
El inversor, tal como su nombre lo indica, cumple la función de invertir corriente contínua a corriente
alterna. En este caso particular convierte la corriente continua generada por el panel solar mono-
cristalino, que es almacenada en baterías, en corriente alterna, para luego ser utilizada en cada poste de
alumbrado público. Para la evaluación de la presente alternativa se requerirá la utlización del modelo
1000w 24v Cotek SK, de la marca COTEK, disponible actualmente en el mercado nacional.
Tipo MPS 80
Voltaje nominal 12/24/48V
Máxima corriente de carga (consume) 80ª
Autoconsumo eléctrico <10mA
Rango de temperatura ambiente -25 a +50°C
Dimensiones 108x150x112mm
Peso 1100g
Tipo de protección IP22
!
! +*!
!
Figura Nº 4.5: Inversor de corriente contínua en alterna de 1000w 24v marca COTEK.
Fuente: Luxmeter Ltda.(2012)
a.4. Aerogenerador.
!
Figura Nº 4.6: Aerogenerador Airmax Dolphin 300w.
Fuente: Luxmeter Ltda.(2012)
a.5. Estructura acero para paneles, sujeción de turbina, cables y otros.
Los requerimientos de tecnología asociada a los aerogeneradores horizontales, se enmarcan en las
necesidades de demanda por consumo eléctrico de cada poste de alumbrado público, lo que para este
caso es de 210 Wh. Lo anterior tiene relación directa para estandarizar la actual diversidad de luminarias
existentes en toda la extensión del borde costero, generando consumos eléctricos individuales equipares.
4.2.2. Valoración Económica.
El cuadro resumen (Tabla Nº 4.11) que se presenta a continuación, indica los valores de consumo total
en MWh del sistema actual de energía eléctrica tradicional para los períodos 2011 y 2012, siendo éste
! ++!
Tabla Nº 4.14: Especificaciones Aerogenerador Dolphin Airmax 300w.
Fuente: Elaboración Propia con información proveniente de Luxmeter Ltda.(2012)
último el que presenta una disminución respecto al período anterior, debido a la renovación de 13 postes
de alumbrado público con luminaria LED en el sector muelle de paseo peatonal, el cual entró en
funcionamiento a partir de enero de 2012. El consumo de las antiguas luminarias en dicho sector era de
500 Wh para cada alumbrado público, valor muy superior al consumo actual de 210 Wh, lo que se
traduce en un 42 porciento de disminución en consumo eléctrico, el cual se cancela a SAESA.
En la situación de implementar el sistema de alumbrado público suministrado en su totalidad mediante
ERNC híbrido solar – eólica, con luminaria de tecnología LED, el consumo eléctrico se reduce
considerablemente (52,21%) en comparación con el actual sistema de alumbrado público, lo cual genera
una disminución en términos de producción energética, optimizando el uso de recursos disponibles.
4.3. Pre-Estudio de Factibilidad Ambiental. Toda exploración que tiene como finalidad la implementación de una solución energética posee un menor
o mayor grado de incidencia sobre el medio ambiente, con la salvedad que la energía solar y eólica no
tiene la misma connotación de impacto que las energías tradicionales.
!
Modelo Z-300ª Nombre Dolphin
Potencia nominal 300W Voltaje nominal CD DC 12V/24V Corriente nominal 25ª/12.5ª
RPM nominal 850r/m Potencia máxima 380W Vel. mínima de viento 3m/s Vel. de viento corte 3.5m/s Vel. de salida de viento 18m/s Vel. seguridad de viento 45m/s Vel. de viento nominal 12.5m/s
Motor Generador magnético trifásico permanente Diámetro del rotor 1250mm
Número de aspas 3 piezas
Material de las aspas Fibra de carbono Línea de Salida
device
Colector general trifásico Protección de viento Protección punta de bloqueo + Protección envuelta + quiebre
electromagnético
Vida útil 15 años. Superficie del equipo
protection
Óxido de aluminio + revestimiento de plástico Rango temp. Operacional -45ºC a 70ºC
Peso 5.85KG
! +#!
Tabla Nº 4.15.: Ahorro en términos monetarios por consumo eléctrico tradicional del alumbrado público!
Fuente: Elaboración Propia, utilizando información de tarifas de SAESA.(2012)
Tabla Nº 4.16.: Consumo eléctrico actual del alumbrado público sin proyecto versus con proyecto ERNC.!
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
!
Gráfico Nº 4.3: Consumo de energía tradicional desde la red eléctrica para el alumbrado público borde costero de Puerto Montt!
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
La construcción de sistemas de generación solar y eólica se ha llevado a cabo en diversos entornos
geográficos, debido a que requieren condiciones climáticas mínimas para su funcionamiento. Para
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Consumo Anual (MWh) desde la red eléctrica
Sistema Actual 140,33 Solar-Eólico con Lum. Tradicional 0,00
Solar-Eólico con Lum. LED 0,00Con Proyecto ERNC + LED 67,07
Escenarios
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implementaciones de orden superior como es el caso de parques eólicos y/o solares, adquieren mayor
relevancia motivo por el cual están sujetos a criterios de impacto ambiental diferenciados.
Para la producción o generación de energía eléctrica mediante energía solar y eólica, es necesario
analizar sus respectivos aspectos ambientales, con la finalidad de tener un mayor grado de conocimiento
sobre el impacto y lograr así decidir sobre la viabilidad de utilización en una diversidad de entornos
geográficos.
El la situación de realizar cualquier modificación en el entorno ambiental, será de carácter obligatorio la
generación de una evaluación meticulosa de acuerdo a las disposiciones legales nacionales existentes.
Lo anterior tiene como finalidad evitar cualquier motivo para iniciar una investigación o incurrir en
sanciones que perjudiquen la ejecución del proyecto.
Una vez establecido lo anterior, se presentan a continuación los resultados correspondientes a una
estimación de los posibles impactos que conllevaría la implementación de un sistema de generación solar
y eólico. A su vez, es necesario dejar establecida la aclaración respecto del pre-estudio de impacto
ambiental, el cual debe ser realizado a cabalidad y lo descrito anteriormente no reemplaza de ninguna
manera el cumplimiento de su especificación, debido a que contribuye en su completa magnitud al
entendimiento de los posibles impactos sobre el medio.
Para el desarrollo de lo posterior, se dispuso a utilizar la información establecida la ley Nº 19.300
denominada “Bases Generales del Medio Ambiente” publicada en el diario oficial con fecha Marzo 1994,
la cual establece la responsabilidad de cada titular de proyectos o actividades susceptibles de causar
impacto ambientales, en cualquiera de sus fases e indicaciones en el artículo diez, y especificadas en el
artículo tercero del Reglamento del Sistema de Evaluación Ambiental (SEA).
4.3.1. Contextualización del proyecto solar – eólico. El actual desarrollo investigativo tiene como finalidad proveer energía eléctrica al sistema de iluminación
del borde costero de puerto Montt mediante la utilización de un sistema de energías renovables no
convencionales compuesto energía solar y eólica, contribuyendo a satisfacer la actual demanda de
consumo eléctrico tradicional, junto con responder eficazmente a los requerimientos en el corto - mediano
plazo.
Para la implementación final, se va a utilizar la tercera alternativa que utiliza tecnología solar y eólica en
su conjunto. Lo anterior, se considera dentro de lo que bibliográficamente se denomina Energía
Renovable No Convencional. El posible impacto en el medio ambiente radica principalmente en el posible
aumento no significativo del nivel de ruido alrededor de cada poste de alumbrado público producto de la
! +%!
tecnología del aerogenerador eólico instalado, el cual se encuentra dentro de los márgenes establecidos
por la legislación ambiental vigente.
Como resultado se generarán aproximadamente 44,88 kW nominales de potencia, produciendo que el
sistema, logre diversificar el consumo hacia otras luminarias existentes en el sector.
4.3.2. Justificación de la aplicación del pre-estudio de impacto ambiental. La elaboración de un pre-estudio de impacto ambiental se justifica debido a que el proyecto de
generación de energía solar y eólico contemplará las etapas de exploración, construcción y explotación
de recursos renovables no convencionales. Lo anterior puede significar la ocurrencia de externalidades
expuestas en los siguientes puntos del artículo 11 de la ley sobre Bases Generales del Medio Ambiente.
• Efectos adversos significativos sobre la cantidad y calidad de los recursos naturales renovables,
incluidos el suelo, agua y aire.
• Localización en o próxima a poblaciones, recursos y áreas protegidas, sitios prioritarios para la
conservación, humedales protegidos y glaciares, susceptibles de ser afectados, así como el valor
ambiental del territorio en que se pretende emplazar.
• Alteración significativa, en términos de magnitud o duración, del valor paisajístico o turístico de
una zona.
De manera complementaria a lo expuesto en los puntos anteriores, se procederá a especificar detalles
sobre los posibles impactos y las medidas de mitigación asociadas a cada uno, tal como se describe a
continuación.
4.3.3. Pre-evaluación de impactos. Es necesario dejar en manifiesto que los posibles impactos generados mediante la implementación del
proyecto solar-eólico con luminaria tradicional y del proyecto solar-eólico con luminaria LED están
caracterizados de la siguiente forma: son los siguientes:
a. Impacto en el Paisaje: Se establece la necesidad de realizar un estudio sobre el efecto que tendrá la
implementación de los proyectos antes mencionados, sobre el paisaje y su entorno. Lo antes
mencionado, es posterior a la presente memoria, y se establece como una arista a desarrollar, la cual
debiese establecer e incorporar la percepción de la comunidad sobre el paisaje y el efecto que ello
generaría a la Ciudad de Puerto Montt.
! #'!
b. Percepción de Ruido: Situación similar a la antes descrita, se establece la necesidad de realizar un
estudio sobre el efecto que tendrá la implementación de los proyectos solar-eólico con luminaria
tradicional y solar-eólico con luminaria LED, sobre el nivel de ruido y su posible impacto hacia las
personas y/o aves. Ante ello, se establece como una arista la cual se debe desarrollar y estudiar en
profundidad.
4.4. Pre-estudio de factibilidad en gestión.
El presente pre-estudio de factibilidad de gestión, se realizó para satisfacer los requerimientos y
funcionalidades de cargos que debe tener el Proveedor Externo a elegir por la Ilustre Municipalidad de
Puerto Montt, quien tendrá las obligaciones de Adquirir, Instalar y Mantener el proyecto a implementar.
Por consiguiente, dicha entidad debe tener otros proyectos de la misma índole ejecutados o en etapa de
ejecución para que tenga la sustentabilidad económica necesaria para concluir satisfactoriamente lo
antes mencionado.
4.4.1. Definición de estructura organizacional del proyecto.
Se procedió a evaluar la estructura organizativa a través del estudio bibliográfico, con la finalidad de
definir y establecer cual era el que más se adecuaba a los actuales requerimientos.
A través del enfoque neo-clásico de la administración se definieron y caracterizaron las organizaciones en
dos tipos, lineal y funcional. A continuación, se procederá a definir la implementación de la estructura
funcional, que cumple con el perfil más adecuado de implementación para este tipo de proyectos.
a. Organización funcional.
La organización funcional es el tipo de estructural organizacional que aplica el principio funcional o
principio de la especialización de las funciones. Muchas organizaciones de la antigüedad utilizaban el
principio funcional para la diferenciación de actividades o funciones. (CHIAVENATO, 2001).
Con la organización funcional, el maestro de producción se hizo un especialista en temas de producción,
dejando de ser buscado por los obreros para cuidar de otros problemas. (CHIAVENATO, 2001).
Características de la organización funcional:
a. Autoridad funcional o dividida: En la organización funcional existe la autoridad funcional o dividida, que
es relativa y se basa en la especialización. Es una autoridad del conocimiento, nada tiene de lineal,
jerárquica de mando. Cada subordinado se reporta a muchos superiores simultáneamente, aunque le
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reporta a cada uno de ellos sólo en los temas de uss especialidades. (Ningún superior tiene autoridad
parcial y relativa, deriva de su especialidad. Eso representa total negación del principio de unidad de
mando o supervisión única, tan importante para Fayol). (CHIAVENATO, 2001).
b. Líneas directas de comunicación: Las comunicaciones entre los órganos o cargos en la organización
se efectúan directamente, sin necesidad de intermediación. La organización funcional busca la mayor
rapidez posible en las comunicaciones entre los diferentes nivel. (CHIAVENATO, 2001).
c. Descentralización de las decisiones: Las decisiones se delegan a los órganos o cargos especializados
que poseen conocimiento necesario para implementarlas mejor. No es la jerarquía, sino la
especialidad que promueve las decisiones. La organización funcional se caracteriza por la des-
centralización de las decisiones, es decir, por el desplazamiento y distribución de las decisiones para
los órganos o cargos adecuados para su toma de decisión e implementación. (CHIAVENATO, 2001).
d. Énfasis en la especialización: La organización funcional se basa en la superioridad de la
especialización de todos los órganos o cargos, en todos los niveles de la organización. Existe una
separación de las funciones de acuerdo con las especialidades involucradas. Cada órgano o cargo
contribuye con su especialidad para la organización. Las responsabilidades son delimitadas según las
especializaciones. (CHIAVENATO, 2001).
La organización funcional debe restringirse a los siguientes casos:
• Cuando la organización, por ser pequeña, tiene un equipo de especialistas bien relacionados,
reportándose a un dirigente eficaz y orientado hacia objetivos comunes muy bien definidos y
colocados. (CHIAVENATO, 2001).
• Cuando en determinadas circunstancias la organización delega, durante un cierto período, autoridad
funcional a algún órgano especializado sobre los demás, con el fin de implantar alguna rutina o
procedimiento para así evaluar y controlar alguna actividad. (CHIAVENATO, 2001).
4.4.2. Elaboración del diagrama organizacional.
El diagrama organizacional se elaborará en base a la elección de la estructura organizativa realizada en
el punto anterior.
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Figura Nº 4.8: Diagrama organizacional funcional de empresa solar-eólica!
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
4.4.3. Perfil de competencias requeridas en el personal. A continuación se describen los respectivos perfil de competencias que tendrá cada integrante presentes
del presente diagrama organizacional.
• Gerente General.
• Título de Ingeniero Civil Industrial
• Competencias blandas y distintivas.
• Orientación al logro.
• Competencias funcionales y descriptivas.
• Capacidad de análisis.
• Capacidad resolutiva de problemas.
• Relación efectiva y eficaz con el cliente.
• Jefe de Proyectos.
• Título de Ingeniero Civil Industrial o Eléctrico.
• Mínimo 3 años de experiencia en ejercicio de la profesión.
• Competencias blandas y distintivas.
• Orientación al logro.
• Capacidad de análisis.
• Capacidad resolutiva de problemas.
• Relación efectiva y eficaz con el cliente.
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• Jefe de Operaciones.
• Título de Ingeniero Mecánico o Eléctrico.
• Mínimo 3 años de experiencia en ejercicio de la profesión.
• Competencias blandas y distintivas.
• Elaborar y controlar plan de productos a través de clientes internos y externos.
• Crear, ejecutar y coordinar de programa de producción.
• Crear y coordinar los requerimientos de materiales para la producción.
• Atención personalizada de clientes.
• Capacidad resolutiva de problemas.
• Jefe Área Comercial.
• Título de Ingeniero Civil Industrial o Ingeniero Comercial.
• Mínimo 3 años de experiencia en ejercicio de la profesión.
• Competencias blandas y distintivas.
• Mantener y aumentar relación clientes internos y externos.
• Cumplimiento de programa de ventas y expectativas comerciales.
• Revisión periódica sobre posicionamiento de marca y estudios de mercado.
• Alta orientación al logro.
• Atención personalizada de clientes.
• Capacidad resolutiva de problemas.
• Asistente Administrativa.
• Técnico en Administración o Secretaria Administrativa.
• Mínimo 3 años de experiencia en ejercicio de la profesión.
• Competencias blandas y distintivas.
• Mantener relación clientes internos y externos.
• Alta orientación al logro.
• Atención personalizada de clientes.
• Capacidad resolutiva de problemas.
• Operarios Técnicos.
• Técnicos en Electricidad, Mecánica y Electrónica.
• Mínimo 3 años de experiencia en ejercicio de la profesión.
• Competencias blandas y distintivas.
• Cumplir con plan de producción y ejecución.
• Alta orientación al logro.
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• Atención de clientes en terreno.
• Capacidad resolutiva de problemas.
4.5. Estudio de factibilidad económica.
4.5.1. Revisión de pre-factibilidad del sistema híbrido solar-eólico. En la región de los lagos, específicamente en la Ciudad de Puerto Montt, existen las condiciones
climáticas para considerar la implementación un sistema que utilice tecnología solar y eólica para la
generación de energía, debido a que gran parte del año se presentan velocidades de viento a niveles
considerables para que funcione adecuadamente; del mismo modo ocurre con la radiación solar directa y
difusa (durante días con nubosidad), presente con mayor intensidad durante la época estival y
disminuyendo radicalmente el resto de la temporada. Lo anterior, genera que al utilizar ambos sistemas
de forma integrada, permite asegurar y continuar con la respectiva evaluación de proyectos.
4.5.2. Conclusión de la revisión de pre-factibilidad sistema híbrido solar-eólico. En el lugar de aplicación del proyecto, se menciona de manera técnica que la implementación es viable
debido a la radiación existente, aunque no es suficiente para solventar de manera constante la demanda
eléctrica solamente con paneles solares (2x180Wp) en cada poste de alumbrado público; lo mismo ocurre
para la implementación de una solución mediante un aerogenerador (1x300W), debido a que la demanda
eléctrica es mayor a la generada mediante dicha tecnología.
Actualmente existe la disponibilidad de terreno suficiente para implementar una cantidad suficiente de
ambas soluciones (por separado) para suplir dicha demanda, pero en términos económicos y sociales no
sería viable.
Debido a lo anterior, se decidió utilizar un sistema híbrido eólico-solar que opere contantemente utilizando
las condiciones climáticas antes mencionadas (radiación directa-difusa y velocidad de viento) presentes
en la Ciudad de Puerto Montt de forma directa en el borde costero, sin objetos que interfieran de forma
alguna en la recepción.
4.5.3. Revisión de pre-factibilidad sistema híbrido solar-eólico a escala reducida. Previamente se indicó el potencial solar y eólico para el lugar de aplicación, en este sentido y de acuerdo
a la información obtenida a través de la Dirección Meteorológica de Chile con un promedio anual 3161
W/m2 y 4,35 m/s respectivamente, lo cual indica que los valores de manera integrada son suficientes
para hacer viable el sistema híbrido de generación solar-eólico.
! #*!
4.5.4. Evaluación económica.
Para la realización del presente estudio, se procedió a definir toda la información referente a ingresos,
egresos e inversiones necesaria para la ejecución del proyecto. Los antecedentes pertinentes se
encuentran adosados en la planilla MS Excel, utilizada para desarrollar todos los cálculos económicos
asociados a los diferentes escenarios que se mencionan a continuación:
• Escenario 1: Sistema Actual de iluminación tradicional.
• Escenario 2: Proyecto de ERNC solar – eólico con luminaria tradicional, e incremento de 6,0 %
anual en el precio de energía eléctrica.
• Escenario 3: Proyecto de ERNC solar – eólico con luminaria LED, e incremento de 6,0 % anual
en el precio de energía eléctrica.
• Escenario 4: Sólo utilización de luminaria LED, e incremento de 6,0 % anual en el precio de
energía eléctrica.
La tasa de descuento utilizada para el desarrollo de los respectivos cálculos económicos, corresponde a
la tasa de descuento nominal, la cual se estipuló en 15% y es la que se aplica de manera estándar para
este tipo de proyectos. A su vez, la tasa de descuento real se estableció en un 11%, la cual está asociada
y corregida por el IPC a una tasa anual del 4,0%.
Una vez realizado dicho alcance, se procedió a calcular los flujos netos para cada uno de los escenarios
evaluados, los que se encuentran detallados a continuación:
a. Flujo neto del Sistema Actual de Alumbrado Público con luminaria tradicional, con tasa de
aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica.
Consumo Anual Electricidad (kWh) 140.331Precio kWh $66,261Costo Anual Electricidad $9.298.430Ahorro ($ Pesos) $0Mantención Anual($ pesos) $250.000IPC 4,0%Tasa Aumento Anual precio electricidad 6,0%Tasa de Descuento Nominal 15%
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10INGRESOSAhorros $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0EGRESOSCosto Electricidad -$9.298.430 -$9.856.336 -$10.447.716 -$11.074.579 -$11.739.054 -$12.443.397 -$13.190.001 -$13.981.401 -$14.820.285 -$15.709.502Mantención -$250.000 -$260.000 -$270.400 -$281.216 -$292.465 -$304.163 -$316.330 -$328.983 -$342.142 -$355.828TOTAL EGRESOS $0 -$9.548.430 -$10.116.336 -$10.718.116 -$11.355.795 -$12.031.518 -$12.747.560 -$13.506.331 -$14.310.384 -$15.162.427 -$16.065.330FLUJO NETO CON PROYECTO $0 -$9.548.430 -$10.116.336 -$10.718.116 -$11.355.795 -$12.031.518 -$12.747.560 -$13.506.331 -$14.310.384 -$15.162.427 -$16.065.330
Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20INGRESOSAhorros $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0EGRESOSCosto Electricidad -$16.652.072 -$17.651.196 -$18.710.268 -$19.832.884 -$21.022.857 -$22.284.229 -$23.621.282 -$25.038.559 -$26.540.873 -$28.133.325Mantención -$370.061 -$384.864 -$400.258 -$416.268 -$432.919 -$450.236 -$468.245 -$486.975 -$506.454 -$526.712Total Egresos -$17.022.133 -$18.036.060 -$19.110.526 -$20.249.153 -$21.455.776 -$22.734.465 -$24.089.528 -$25.525.535 -$27.047.327 -$28.660.038FLUJO NETO CON PROYECTO -$17.022.133 -$18.036.060 -$19.110.526 -$20.249.153 -$21.455.776 -$22.734.465 -$24.089.528 -$25.525.535 -$27.047.327 -$28.660.038
Antecedentes para Evaluación Económica
SITUACIÓN ACTUAL CON PROYECTOPeríodo
Período
! #+!
!
Figura 4.9: Flujo neto de Sistema Actual con luminaria tradicional, y tasa de aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
b. Flujo neto de proyecto de ERNC solar – eólico con luminaria tradicional, con tasa de aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica.
!
Figura 4.10: Flujo neto de proyecto ERNC solar – eólico con luminaria tradicional, y tasa de aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25INGRESOSAhorros $0 $0 $0 $0 $0EGRESOSCosto Electricidad -$29.821.325 -$31.610.604 -$33.507.241 -$35.517.675 -$37.648.736Mantención $547.781 -$569.692 $592.480 -$616.179 $640.826Total Egresos -$29.273.544 -$32.180.296 -$32.914.761 -$36.133.854 -$37.007.910FLUJO NETO CON PROYECTO -$29.273.544 -$32.180.296 -$32.914.761 -$36.133.854 -$37.007.910VAN Sistema Actual -$91.789.816Tasa Interna de Retorno 0%
Período
Nº de paneles solares 136Precio por panel sin IVA ($ pesos) $690.000Nº de aerogeneradores 68Precio aerogenerador sin IVA ($ pesos) $500.000Ahorro Anual (kWh) 100%Consumo Anual Electricidad (kWh) 140.331Precio kWh $66,261Costo Anual Electricidad $9.298.430Ahorro ($ Pesos) $9.298.430Mantención Anual($ pesos) $250.000IPC 4,0%Tasa Aumento Anual precio electricidad 6,0%Tasa de Descuento Nominal 15%
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10INGRESOSAhorros $9.298.430 $9.856.336 $10.447.716 $11.074.579 $11.739.054 $12.443.397 $13.190.001 $13.981.401 $14.820.285 $15.709.502EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$250.000 -$260.000 -$270.400 -$281.216 -$292.465 -$304.163 -$316.330 -$328.983 -$342.142 -$355.828INVERSIONPanel solar Monocristalino 180 wp 24v -$93.840.000Turbina Eólica Dolphin Air Max 300w -$34.000.000Instalación monoposte 14m + Sist. sujeción y cables -$8.500.000Inversor + Controlador de Carga -$481.250Fundación -$680.000Presentación SEC -$100.000TOTAL EGRESOS -$137.601.250 -$250.000 -$260.000 -$270.400 -$281.216 -$292.465 -$304.163 -$316.330 -$328.983 -$342.142 -$355.828FLUJO NETO CON PROYECTO -$137.601.250 $9.048.430 $9.596.336 $10.177.316 $10.793.363 $11.446.589 $12.139.234 $12.873.671 $13.652.418 $14.478.143 $15.353.674
Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20INGRESOSAhorros $16.652.072 $17.651.196 $18.710.268 $19.832.884 $21.022.857 $22.284.229 $23.621.282 $25.038.559 $26.540.873 $28.133.325EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$370.061 -$384.864 -$400.258 -$416.268 -$432.919 -$450.236 -$468.245 -$486.975 -$506.454 -$526.712Total Egresos -$370.061 -$384.864 -$400.258 -$416.268 -$432.919 -$450.236 -$468.245 -$486.975 -$506.454 -$526.712FLUJO NETO CON PROYECTO $16.282.011 $17.266.333 $18.310.010 $19.416.616 $20.589.938 $21.833.993 $23.153.037 $24.551.584 $26.034.419 $27.606.613
Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25INGRESOSAhorros $29.821.325 $31.610.604 $33.507.241 $35.517.675 $37.648.736EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$547.781 -$569.692 -$592.480 -$616.179 -$640.826Total Egresos -$547.781 -$569.692 -$592.480 -$616.179 -$640.826FLUJO NETO CON PROYECTO $29.273.544 $31.040.912 $32.914.761 $34.901.496 $37.007.910
Antecedentes para Evaluación Económica
SITUACIÓN ACTUAL CON PROYECTO Período
Período
Período
VAN Proyecto Solar-Eólico con Lum. Tradicional $87.757.207Tasa Interna de Retorno 9%
! ##!
c. Flujo neto de proyecto de ERNC solar – eólico con luminaria LED, con tasa de aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica.
!
Figura 4.11: Flujo neto de proyecto ERNC solar – eólico con luminaria tradicional, y tasa de aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica.
Fuente: Elaboración Propia.(2012).
d. Flujo neto de Proyecto LED, con tasa de aumento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica.
!
Nº de paneles solares 136Precio por panel sin IVA ($ pesos) $590.000Nº de aerogeneradores 68Precio aerogenerador sin IVA ($ pesos) $500.000Ahorro Anual (kWh) 100%Consumo Anual Electricidad (kWh) 140.331Precio kWh $66,261Costo Anual Electricidad $9.298.430Ahorro ($ Pesos) $9.298.430Mantención Anual($ pesos) $250.000IPC 4,0%Tasa Aumento Anual precio electricidad 6,0%Tasa de Descuento Nominal 15%
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10INGRESOSAhorros $9.298.430 $9.856.336 $10.447.716 $11.074.579 $11.739.054 $12.443.397 $13.190.001 $13.981.401 $14.820.285 $15.709.502EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$250.000 -$260.000 -$270.400 -$281.216 -$292.465 -$304.163 -$316.330 -$328.983 -$342.142 -$355.828INVERSIONPanel solar Monocristalino 180 wp 24v -$80.240.000Turbina Eólica Dolphin Air Max 300w -$34.000.000Instalación monoposte 14m + Sist. sujeción y cables -$1.700.000Inversor + Controlador de Carga -$481.250Fundación -$680.000Presentación SEC -$100.000TOTAL EGRESOS -$117.201.250 -$250.000 -$260.000 -$270.400 -$281.216 -$292.465 -$304.163 -$316.330 -$328.983 -$342.142 -$355.828FLUJO NETO CON PROYECTO -$117.201.250 $9.048.430 $9.596.336 $10.177.316 $10.793.363 $11.446.589 $12.139.234 $12.873.671 $13.652.418 $14.478.143 $15.353.674
Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20INGRESOSAhorros $16.652.072 $17.651.196 $18.710.268 $19.832.884 $21.022.857 $22.284.229 $23.621.282 $25.038.559 $26.540.873 $28.133.325EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$370.061 -$384.864 -$400.258 -$416.268 -$432.919 -$450.236 -$468.245 -$486.975 -$506.454 -$526.712Total Egresos -$370.061 -$384.864 -$400.258 -$416.268 -$432.919 -$450.236 -$468.245 -$486.975 -$506.454 -$526.712FLUJO NETO CON PROYECTO $16.282.011 $17.266.333 $18.310.010 $19.416.616 $20.589.938 $21.833.993 $23.153.037 $24.551.584 $26.034.419 $27.606.613
Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25INGRESOSAhorros $29.821.325 $31.610.604 $33.507.241 $35.517.675 $37.648.736EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$547.781 -$569.692 -$592.480 -$616.179 -$640.826Total Egresos -$547.781 -$569.692 -$592.480 -$616.179 -$640.826FLUJO NETO CON PROYECTO $29.273.544 $31.040.912 $32.914.761 $34.901.496 $37.007.910
Antecedentes para Evaluación Económica
SITUACIÓN ACTUAL CON PROYECTOPeríodo
Período
Período
VAN Proyecto Solar-Eólico LED $87.757.207Tasa Interna de Retorno 10%
Nº de Alumbrado Público LED 68Precio por Alumbrado Público LED sin IVA ($ pesos) $222.222Ahorro Anual (kWh) 100%Consumo Anual Electricidad (kWh) 67.066Precio kWh $66,261Costo Anual Electricidad $4.443.828Ahorro ($ Pesos) $4.854.602Mantención Anual($ pesos) $250.000IPC 4,0%Tasa Aumento Anual precio electricidad 6,0%Tasa de Descuento 15%
Antecedentes para Evaluación Económica
! #$!
!
Figura 4.12: Flujo neto utilizando sólo luminaria LED, e incremento de 6,0 % anual en el precio de energía eléctrica
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
De los cuatros escenarios económicos presentados, se puede apreciar el significativo ahorro económico
por términos de consumo de energía eléctrica tradicional, indicados los ingresos mediante anualidades.
Tal como se mencionó anteriormente, la tasa de descuento nominal se estipuló en 15%, y su valor se
debe a que es el usado por los proyectistas para este tipo de proyectos. Los montos correspondientes a
la inversión ($137.601.250, $132.312.361 y $15.111.111 respectivamente), será financiado en su
totalidad mediante un crédito solicitado a alguna entidad bancaria del país.
A su vez, se estableció una tasa de aumento en el precio de la energía eléctrica de 6,0 por ciento anual
respectivamente; fijo para todos los escenarios. (ANEXO H).
%&'(&!)!Tabla Nº 4.17: Evaluación económica de los cuatro escenarios propuestos.!
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10INGRESOSAhorros $4.854.602 $5.145.878 $5.454.631 $5.781.909 $6.128.823 $6.496.553 $6.886.346 $7.299.527 $7.737.498 $8.201.748EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$250.000 -$260.000 -$270.400 -$281.216 -$292.465 -$304.163 -$316.330 -$328.983 -$342.142 -$355.828INVERSIONAlumbrado Público LED 210W + Sist. Sujeción -$15.111.111TOTAL EGRESOS -$15.111.111 -$250.000 -$260.000 -$270.400 -$281.216 -$292.465 -$304.163 -$316.330 -$328.983 -$342.142 -$355.828FLUJO NETO CON PROYECTO -$15.111.111 $4.604.602 $4.885.878 $5.184.231 $5.500.693 $5.836.359 $6.192.389 $6.570.016 $6.970.544 $7.395.356 $7.845.920
Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20INGRESOSAhorros $8.693.853 $9.215.484 $9.768.413 $10.354.518 $10.975.789 $11.634.336 $12.332.396 $13.072.340 $13.856.681 $14.688.082EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$370.061 -$384.864 -$400.258 -$416.268 -$432.919 -$450.236 -$468.245 -$486.975 -$506.454 -$526.712Total Egresos -$370.061 -$384.864 -$400.258 -$416.268 -$432.919 -$450.236 -$468.245 -$486.975 -$506.454 -$526.712FLUJO NETO CON PROYECTO $8.323.792 $8.830.621 $9.368.155 $9.938.249 $10.542.870 $11.184.100 $11.864.151 $12.585.365 $13.350.227 $14.161.369
Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25INGRESOSAhorros $15.569.366 $16.503.528 $17.493.740 $18.543.364 $19.655.966EGRESOSCosto Electricidad $0 $0 $0 $0 $0Mantención -$547.781 -$569.692 -$592.480 -$616.179 -$640.826Total Egresos -$547.781 -$569.692 -$592.480 -$616.179 -$640.826FLUJO NETO CON PROYECTO $15.021.586 $15.933.836 $16.901.260 $17.927.186 $19.015.140
SITUACIÓN ACTUAL CON PROYECTOPeríodo
Período
Período
VAN Proyecto LED $44.818.812Tasa Interna de Retorno 34%
Sistema Actual Solar + Eólico Lum. Tradicional Solar + Eólico Lum. LED Sólo LEDVAN Ahorro (15%) $0 $87.757.207 $87.757.207 $44.818.812Inversión Proyecto Solar+Eólico $0 $137.601.250 $117.201.250 $0Inversión LED $0 $0 $15.111.111 $15.111.111Tasa Interna de Retorno (TIR) 0% 9% 10% 34%
ESCENARIOS (tasa aumento anual = 6,0% )
! #%!
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
Tabla Nº 4.18: Evaluación económica de los cuatro escenarios propuestos.
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
Del cuadro 4.17, se indica el parámetro económico VAN junto con las inversiones asociadas a los
respectivos escenarios, dentro del cual, se desprende que tanto para el escenario 2 como el escenario 3,
el monto de la inversión es superior al VAN de ahorro (15%). Caso contrario, para el escenario 4 el VAN
de ahorro (15%) es superior al monto de la inversión y para el escenario 1, se aprecia la neutralidad en la
valorización de dichos parámetros.
Es así que el VAN para los escenarios evaluados (Tabla Nº 4.18) arrojó como mejor resultado, desde la
perspectiva económica, el escenario 4, con un VAN de $29.707.701, aunque la mayor disminución en
consumo de energía eléctrica se encuentra en el escenario 2.
4.5.5. Valoración del ahorro en emisiones. Para valorizar el ahorro en emisiones de CO2 de la totalidad de alternativas evaluadas, fue necesario
obtener el consumo anual de energía (MWh), el factor de emisión (tCO2/MWh) del Sistema
Interconectado Central (Ministerio de Energía, Chile 2012) correspondiente al año 2011, y el valor
transable por concepto de derechos de emisión (!/tCO2) en la European Energy Exchange(EEX, 2012).
Lo anterior, se refleja en la Tabla 4.19:
Tabla 4.19: Resumen de parámetros necesarios para valorizar emisiones.!
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
Con la estimación de transacción de emisiones de la EEX (!/tCO2), fue posible valorar el ahorro de
emisiones generado a partir de los proyectos Solar+Eólico con Luminaria tradicional (!399) y
Solar+Eólico con Luminaria LED (!399), a través de la utilización del factor de emisión SIC. A su vez,
para el proyecto Sistema de Luminaria LED se genera una disminución de emisión de 27,77 tCO2/año,
que representa un 52,20%, pero no existe valorización monetaria de ahorros en emisiones (!/tCO2); caso
Sistema Actual Solar + Eólico Lum. Tradicional Solar + Eólico Lum. LED Sólo LEDVAN (15%) $0 -$49.844.043 -$44.555.154 $29.707.701Disminución Consumo (kW) 0 33,65 33,65 19,37
ESCENARIOS (tasa aumento anual = 6,0% )
Consumo anual de Factor de emisión SICESCENARIOS electricidad (MWh) (tCO2/MWh)Sistema Actual de Lum. Tradicional 140,331 0,379Solar + Eólico Lum. Tradicional 140,331 0,379Solar + Eólico Lum. LED 140,331 0,379Luminaria LED 67,066 0,379
Derechos de Emisión(! / tCO2)
7,517,517,517,51
! $'!
similar ocurre para el Sistema Actual de Luminaria Tradicional, el cual no generó una valorización
monetaria (!/tCO2) ni una disminución de ahorros en emisiones (tCO2/MWh) de CO2, tal como se queda
expresado en la Tabla 4.20, indicada a continuación:
Tabla 4.20: Valorización monetaria de ahorro por emisiones de CO2, para los escenarios evaluados.!
Fuente: Elaboración Propia.(2012)
La valorización de emisiones de CO2, también llamados Bonos de Carbono, quedan representados por
medio de la divisa Euro (!), debido a que su transacción se realiza en Alemania por medio de la EEX.
4.5.6. Análisis de Sensibilidad y Escenarios.
a.1. Análisis de sensibilidad para los distintos escenarios, con una tasa anual de 6,0 % de
aumento del precio de la energía eléctrica.
Comparación de los Valores Actuales Netos (VAN) del proyecto solar – eólico para distintas tasas (%) de
incremento en los precios de electricidad.
!
Gráfico Nº 4.4: Comparación de VAN para los distintos escenarios evaluados.!
Fuente: Elaboración Propia (2012).
Consumo anual de Factor de emisión SIC Emisiones de CO2 Ahorro en Emisiones Derechos de Emisión Valorizacion de EmisionesESCENARIOS electricidad (MWh) (tCO2/MWh) (t CO2/año) (t CO2/año) (! / tCO2) Bonos de CarbonoSistema Actual de Lum. Tradicional 140,331 0,379 53,19 0 7,51 ! 0Solar + Eólico Lum. Tradicional 140,331 0,379 0 53,19 7,51 ! 399Solar + Eólico Lum. LED 140,331 0,379 0 53,19 7,51 ! 399Luminaria LED 67,066 0,379 25,42 0 7,51 ! 0
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Valor Actual Neto para los distintos Escenarios Evaluados
! $(!
Se puede apreciar de la Figura Nº4.8, que para los cuatro escenarios evaluados a una tasa de aumento
anual de 6,0 % en el precio de la electricidad, solamente el proyecto de implementar luminaria LED arroja
un VAN positivo ($29.707.701), el cual, al ser comparado con la totalidad de los escenarios sería el único
proyecto conveniente a implementar desde la perspectiva económica.
A su vez, al comparar el escenario 1 (Sistema Actual) y el escenario 4 (Implementar LED), se observa un
amplio margen favorable para implementar un sistema de luminaria LED respecto de mantener el actual
sistema de electricidad para el alumbrado público del borde costero, por lo que se sugiere la conveniencia
y se asegura la viabilidad de realizar el proyecto mediante dicho escenario, el cual reduce el consumo de
electricidad en un 57,56%.
El escenario 4 (Implementar LED) al ser comparado con el escenario 2 (Proyecto Solar + Eólico con
Luminaria Tradicional), existe una gran diferencia en el VAN ($79.551.744) y aquello radica en la gran
inversión que conlleva la implementación del escenario 2 ($137.601.250), versus el escenario 4
($15.111.111), por lo que se sugiere la conveniencia y viabilidad de realizar el proyecto de implementar
LED, debido al gran beneficio a generar desde la perspectiva económica.
De igual forma, al comparar el escenario 4 (Implementar LED) con el escenario 3 (Proyecto Solar + Eólico
y Luminaria LED), existe una gran diferencia en el VAN ($74.262.855), aunque menor respecto al
escenario 3, y aquello radica en la gran inversión que conlleva su implementación ($132.312.361).
Aunque en ambos casos se reduce el consumo de electricidad, el escenario 3 no utiliza energía de la red
eléctrica tradicional, es decir presenta un 100% de ahorro, en cambio el escenario 4 reduce el consumo
en un 57,56%. Analizado desde la perspectiva económica, el escenario 4 genera un mayor impacto y por
ende se sugiere la conveniencia y viabilidad para realizar su implementación.
Sin embargo, al analizar los escenarios 2 (Proyecto Solar + Eólico y Luminaria Tradicional) y escenario 3
(Proyecto Solar + Eólico y Luminaria LED), en ambos casos se aprecia un VAN negativo (- $49.844.043
y -$44.555.154 respectivamente), lo que radica principalmente en la gran inversión que conlleva su
implementación ($137.601.250 y $132.312.361 respectivamente). A su vez, se establece que no existe
diferencia entre el escenario 2 y 3 en términos del consumo de energía anual desde la red tradicional, ya
que para ambos el valor es 0 MWh, es decir, se traduce en un ahorro del 100%. Analizado desde la
perspectiva económica, el escenario 3 presenta un VAN superior al escenario 2 en un 10,61%, lo que
sugiere y establece un mayor impacto de dicho escenario para realizar su implementación.
De lo descrito anteriormente, se establece que el escenario 4 se sebe realizar prioritariamente por sobre
todos los escenarios evaluados, debido a que es el que genera mayores beneficios desde la perspectiva
económico (VAN). A su vez, el escenario 3 se prioriza como la segunda alternativa a implementar,
aunque su alta inversión se amortiza en el largo plazo, se obtiene un 100% de ahorro en el consumo de
energía mediante la red eléctrica tradicional, lo cual se traduce en la autonomía para el sistema de
alumbrado público del borde costero de Puerto Montt.
! $)!
a.2. Comparación de los ahorros acumulados durante la duración del proyecto solar – eólico para distintas tasas anuales (%) de incremento en el precio de la energía eléctrica.
!
Gráfico Nº4.5: Comparación de ahorros acumulados para Escenarios Propuestos con una tasa anual de 4,3% de incremento en el precio de la energía eléctrica (kWh)!
Fuente: Elaboración Propia (2012).
Se puede apreciar de la Figura Nº4.9, que para una tasa de incremento de 6,0% en el precio de la
energía eléctrica (kWh), se generan ahorros acumulados a partir del año cuatro para el escenario 4, a
partir del año once para el escenario 3 y a partir del año doce para el escenario 4; superando los
$265.000.000 y ratificando el retorno de la inversión de los escenarios evaluados para el horizonte de
planeación establecido. Caso contrario, para el escenario 1, no existen ahorros acumulados y aquello se
debe a que no se genera ingresos monetarios, por lo que solamente existen egresos asociados al costo
de energía de la red eléctrica tradicional.
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! $"!
5. CONCLUSIONES Las energías renovables no convencionales tienen la particularidad de lograr aportes significativos en los
distintos ámbitos de aplicación, ejemplo de ello son el industrial y el doméstico. En particular, la solución
híbrida solar-eólica desarrollada en la presente Memoria de Título, se estableció con la finalidad de suplir
la totalidad de la actual demanda de energía eléctrica tradicional del alumbrado público del borde costero
de la Ciudad de Puerto Montt, por lo que el consumo de energía eléctrica se traduce en ahorro.
Del proyecto antes mencionado, se presentó un estudio técnico y financiero con diversos indicadores que
permitieron comparar y analizar la evaluación económica de cuatro escenarios propuestos para su
posterior implementación en el sistema de alumbrado público. A su vez, y consciente que los valores
adjuntados pueden generar cierta variación de precios para la energía eléctrica (kWh) o e insumos, el
mercado actual hace prever que en el corto y mediano plazo, estos debiesen permanecer no más allá de
los valores presentados, o bien disminuir debido a una expansión de la oferta por producir dichas
soluciones energéticas, como es el caso actual en Chile, dónde próximamente una gran empresa
manufacturera China se establecerá en norte del país e instalará una planta para la fabricación de
paneles solares.
En términos financieros, los escenarios seleccionados y evaluados presentan indicadores de rentabilidad
(VAN) mixtos, positivos y negativos, asociados al precio de la energía eléctrica (kWh) junto con el ahorro
anual por concepto de consumo de energía eléctrica tradicional. Sin embargo, al analizar la variación
histórica en la tasa de aumento del precio de energía eléctrica ésta no fluctúa más allá del valor utilizado,
por lo que se procede a establecer que los proyectos energéticos serán financieramente viables durante
su existencia.
El ahorro anual en términos de consumo de energía desde la red eléctrica tradicional para el sistema de
iluminación del alumbrado público del borde costero, se estimó entre un 58% y 100% respectivamente, lo
cual implica un margen de ingresos económicos muy significativos al momento de evaluar los diferentes
escenarios propuestos.
Dicho ahorro anual en consumo de energía eléctrica, se transformaría en una reducción en términos de
CO2 emitidos al medio ambiente entre 25 y 53 TCO2/año, los que se pueden materializar en futuros
ingresos mediante la venta de bonos de carbono.
! $&!
Tabla 6.1: Resumen de indicadores de rentabilidad, emisiones de CO2 e imagen paisajística de
escenarios.
ESCENARIOS VAN (MM$) Emisiones de CO2 (t CO2/año) Imagen Proyectada
Sistema Actual $0 53
!
Solar + Eólico Lum. Tradicional -$49.844.043 0
Solar + Eólico Lum. LED -$44.555.154 0
Luminaria LED $29.707.701 25
Fuente: Elaboración Propia. (2012)
Como se ve, las alternativas que contemplan LED tienen un mejor desempeño que sus análogas con
luminaria tradicional, por lo que estas últimas pueden ser descartadas. Sin embargo, por una parte, la
comparación entre LED con sistema energético actual y LED con sistema energético tradicional deja al
descubierto un compromiso entre VAN y ahorro de emisiones. Por otra parte, debe valorarse el impacto
paisajístico a nivel de la comunidad (no es obvio que el paisaje "gane" o "pierda" en cada una de las
alternativas), y el resultado de esta valoración debe incluirse a un lado u otro de la balanza en la que ya
se han puesto el VAN y el ahorro de emisiones
! $*!
6. RECOMENDACIONES
La realización de la presente memoria, cumple con los requerimientos de estudios técnicos y económicos
para ser presentado a los diferentes organismos gubernamentales emplazados en la Ciudad de Puerto
Montt, con la finalidad de lograr su recepción, revisión, aprobación y posterior ejecución dentro de los
plazos a establecer, los que se enmarcan dentro de un horizonte de tiempo estimado de corto a mediano
plazo.
A su vez, se recomienda la realización de un estudio respecto a la percepción de ruido que tendrá la
implementación de los proyectos solar-eólico con luminaria tradicional y solar-eólico con luminaria LED,
junto con su posible impacto hacia las personas y/o aves. Por lo que se establece como una arista la cual
se debe desarrollar y estudiar en profundidad.
La tarea de valorar el impacto paisajístico, y luego de decidir entre una opción u otra, puede ser apoyada
con métodos multicriterio de toma de decisiones, pero no puede ser resuelta desde un estudio de
ingeniería, sin la participación de la comunidad y la autoridad política.
! $+!
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BGGLUVV^^^WEEhWMOSVEFV3HC[EG_)'AHGHV=CHKNFX_)'AHGHV-SNDDNOF_)'/NXBGD>
! %'!
9. ANEXOS
!
ANEXO A: Curvas de potencial de generación del Aerogenerador evaluado.
Aerogenerador 300W Dolphin Air Max
Fuente: Luxmeter Energy Ldta.
Figura Nº 9.1: Potencial de generación Aerogenerador 300 W!
! %(!
ANEXO B: Resumen de Parámetros Climatológicos para la Ciudad de Puerto Montt, período 2000-2010
Tabla 9.1: Parámetros Climáticos para la Ciudad de Puerto Montt, período 2000-2010.
Fuente: Elaboración Propia, con información de Dirección Meteorológica de Chile (2012).
ANEXO C: Evolución del parámetro Velocidad de Viento (m/s) para el período 2000-2010, Puerto Montt.
Tabla 9.2: Velocidad de Viento (m/s) período 2000-2010, Estación El Tepual, Puerto Montt.
Fuente: Elaboración Propia, con información de Dirección Meteorológica de Chile (2012).
MES08 hrs 14 hrs 20 hrs Máx Mín Mensual Máx Fecha Mín Fecha 08 hrs 14 hrs 20 hrs TOTAL
ENERO 12,6 18,3 15,4 19,8 9,3 14,2 25,2 18,6 3,5 20,6 90,1 63,0 73,7 227,2FEBRERO 11,7 18,7 15,1 20,1 9,2 14,0 26,9 16,5 3,2 13,7 94,3 64,5 76,6 205,8MARZO 10,0 16,6 12,8 18,0 8,2 12,2 23,9 10,5 1,8 19,1 96,1 69,8 84,5 166,0ABRIL 7,7 13,8 10,2 14,8 6,4 9,8 20,8 11,1 0,0 19,8 96,5 75,8 90,9 116,8MAYO 6,4 11,6 8,2 12,5 5,1 8,0 17,8 12,4 -2,1 18,0 96,5 81,4 93,6 75,8JUNIO 5,9 9,8 7,3 10,6 4,7 7,1 14,4 17,4 -3,0 11,8 96,0 84,3 93,6 49,2JULIO 4,9 9,3 6,4 10,1 3,7 6,3 14,1 16,6 -3,6 15,6 94,9 80,9 92,5 69,5AGOSTO 5,0 10,2 7,1 11,3 3,8 6,8 15,9 22,4 -2,4 10,5 95,0 76,9 90,6 103,5SEPTIEMBRE 5,7 11,8 8,2 12,9 4,0 7,7 17,7 18,5 -1,6 7,6 95,5 71,5 88,0 128,5OCTUBRE 8,3 13,1 9,7 14,4 5,8 9,5 20,5 16,8 -0,2 12,3 93,0 70,5 84,4 147,0NOVIEMBRE 10,2 14,6 11,3 16,0 6,6 11,0 22,4 11,0 0,8 11,2 88,6 67,2 80,1 173,2DICIEMBRE 12,0 16,9 13,9 18,3 8,2 13,1 23,8 19,5 2,6 10,5 88,3 64,7 76,0 204,8ANUAL 8,4 13,7 10,5 14,9 6,3 10,0 26,9 FEB -3,6 JUL 94 73 85 1667,4PROMEDIO ANUAL
EXTREMATEMPERATURAS ( °C ) Período 2000 - 2010
HUMEDAD RELATIVA (%)
11
HORAS DE SOLMEDIA
83,9
PERÍODOMONITOREOENEROFEBREROMARZOABRILMAYOJUNIOJULIOAGOSTOSEPTIEMBREOCTUBRENOVIEMBREDICIEMBREPROMEDIO 4,34
Velocidad de Viento Promedio2000 - 2010
08 hrs3,792,923,694,414,694,634,944,634,244,074,023,70
4,34
Velocidad de Viento Promedio2000 - 2010
08 hrs 14 hrs5,055,194,494,725,195,435,665,615,245,474,824,774,34
Velocidad de Viento Promedio2000 - 2010
14 hrs 20 hrs3,412,902,573,604,804,965,204,783,293,692,623,09
4,34
Velocidad de Viento Promedio2000 - 2010
20 hrs
! %)!
ANEXO D: Comparación de Consumo Eléctrico (MWh) para Alumbrado Público del Borde Costero de Puerto Montt.
Tabla 9.3: Consumo Eléctrico (MWh) para Alumbrado Público del Borde Costero de Puerto Montt.
Fuente: Elaboración Propia (2012).
ANEXO E: Cotización Sistema de Generación Híbrida Solar + Eólica.!
Figura Nº 9.2: Cotización Sistema de Alimentación Energética Híbrida Solar + Eólica.
Fuente: Luxmeter Energy Ldta (2012).
Mes Actual Sin Proyecto Con Proyecto ERNCEnero 9,73 4,65Febrero 9,73 4,65Marzo 10,19 4,87Abril 12,50 5,98Mayo 13,43 6,42Junio 13,43 6,42Julio 13,43 6,42Agosto 13,43 6,42Septiembre 12,50 5,98Octubre 11,58 5,53Noviembre 10,65 5,09Diciembre 9,73 4,65!"#$% &'()** +,)(,
Consumo eléctrico Alumbrado Público Borde Costero (MWh)
COTIZACIÓN LUXMETER ENERGY LTDA.LUXMETER ENERGY LTDA
RUT: 76,170,707-8EGAÑA # 931. PUERTO MONTT
GIRO: INDUTRIALFONO / FAX : 065-755762
Puerto Montt, 14 de junio, 2012 N° 8764583037
SeñoresParticularPRESENTE
Ref: SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN ENERGÉTICA EÓLICA - SOLAR
At.: Fabián Núñez
De nuestra consideración: De acuerdo a lo solicitado adjuntamos presupuesto.
PRESUPUESTO
C.ITEM N° DESCRIPCIÓN OBRA CANTIDAD UNIDAD COSTO UNITARIO TOTAL NETO
700123 Turbina eólica Dolphin Air Max 300W 24v 1 UNIDAD $ 690.000 $ 690.000700231 Panel solar Monocristalino 180 wp 24v 2 UNIDAD $ 250.000 $ 500.000700982 Controlador de carga MPS Phocos 80A 1 UNIDAD $ 193.750 $ 193.750700863 Inversor CC a CA 1000w 24v Cotek 1 UNIDAD $ 287.500 $ 287.500700352 Instalación Sistema de sujeción turbina y panel 1 UNIDAD $ 110.000 $ 110.000
TOTAL NETO $ 1.781.250IVA 19 % $ 338.438TOTAL $ 2.119.688
Sistema de Generación energética Híbrida
! %"!
ANEXO F: Tarifa Energía Eléctrica BT2 Empresa, Mayo 2012.
Figura Nº 8.3: Tarifa Energía Eléctrica BT2 Empresa, Mayo 2012.
Fuente: SAESA (Mayo, 2012).
! %&!
ANEXO G: Coeficientes K de corrección de radiación solar en plano inclinado.
Tabla 8.3 : Corrección de radiación solar en plano inclinado.
Fuente: Solar Engineering of Thermal Processes (DUFFIN, 2006)
ANEXO H: Evolución precio de electricidad (kWh) período 2007-2012, SAESA BT2 Empresa.
Tabla 8.4 : Evolución precio de electricidad (kWh), SAESA.
Fuente: Elaboración Propia, con información de SAESA (2012).
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15 1,01 1,03 1,05 1,09 1,12 1,14 1,13 1,1 1,06 1,03 1,01 1
10 1,01 1,05 1,1 1,17 1,23 1,27 1,25 1,19 1,11 1,06 1,02 115 1,01 1,06 1,14 1,24 1,34 1,4 1,37 1,27 1,16 1,08 1,02 120 1 1,07 1,17 1,31 1,44 1,52 1,48 1,35 1,21 1,09 1,02 0,9925 0,99 1,07 1,2 1,37 1,54 1,63 1,58 1,42 1,24 1,1 1,01 0,9730 0,97 1,07 1,22 1,42 1,63 1,74 1,68 1,49 1,27 1,1 0,99 0,9535 0,95 1,06 1,23 1,46 1,71 1,84 1,77 1,54 1,29 1,1 0,97 0,9240 0,92 1,04 1,24 1,5 1,78 1,92 1,84 1,59 1,31 1,08 0,94 0,8945 0,89 1,02 1,23 1,53 1,84 2 1,91 1,63 1,31 1,07 0,91 0,8550 0,85 0,99 1,23 1,55 1,89 2,07 1,97 1,66 1,31 1,04 0,87 0,8155 0,81 0,96 1,21 1,56 1,93 2,13 2,02 1,68 1,3 1,01 0,83 0,7660 0,76 0,92 1,19 1,56 1,96 2,17 2,06 1,69 1,28 0,98 0,78 0,7165 0,71 0,87 1,15 1,55 1,97 2,21 2,08 1,69 1,26 0,93 0,73 0,6670 0,65 0,82 1,12 1,53 1,98 2,23 2,09 1,68 1,22 0,88 0,68 0,675 0,59 0,76 1,07 1,5 1,97 2,23 2,09 1,65 1,18 0,83 0,62 0,5480 0,53 0,7 1,02 1,46 1,95 2,23 2,08 1,62 1,13 0,77 0,56 0,4885 0,47 0,64 0,95 1,41 1,92 2,2 2,05 1,58 1,07 0,7 0,49 0,4290 0,4 0,57 0,89 1,35 1,87 2,16 2 1,52 1,01 0,63 0,43 0,36
Latitud 40ºS
INC
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JA#C=A1IA"IA1>J?'1LMNOP
!#%@1*A#CAKC%51A5GAD ;87(:
! %*!
ANEXO I: Catastro de Luminaria Actual en el Alumbrado Público de la Ciudad de Puerto Montt, 2012.
Cantidad
Potencia individual (W)
Potencia Total(W)
Imagen de Luminaria
4
250
500
!
26
250
500
18
150
450
! %+!
1
250
1000
1
250
1000
13
210
210
! %#!
5
150
150
Fuente: Elaboración Propia (2012).
ANEXO J: Evolución de precios para derechos de emisión (de Luminaria Actual en el Alumbrado Público
de la Ciudad de Puerto Montt, 2012.
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Fuente: European Energy Exchange (2012).
! %$!
ANEXO K: Factor de Emisión SIC y SING, Ministerio de Minería, Gobierno de Chile 2012.
Fuente: Ministerio de Minería, Gobierno de Chile (2012).
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![Energías renovables I (2011 - 01) [Modo de compatibilidad]fotosdeelectricidad.es/wp-content/uploads/2011/01/Energías-renovables... · Biomasa Solar fotovoltaica Solar termoeléctrica](https://img.pdfslide.us/doc/110x75/5ed8eb166714ca7f4768d056/energas-renovables-i-2011-01-modo-de-compatibilidad-as-renovables.jpg)
