anexo e propuesta de matriz energética para magallanes al 2050
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ANEXO E
PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA
PARA MAGALLANES AL 2050
1
UMAG
Contenido
ANEXO E: EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS RECURSOS RENOVABLES.......................................................... 3
E.1
RECURSO GEOTERMIA............................................................................................................................. 3
E.1.1 Infraestructura de Alta Entalpia ................................................................................................... 3
E.1.2 Costos de Operación y Mantención .............................................................................................. 5
E.2
RECURSO EÓLICO ................................................................................................................................... 7
E.2.1 Programa recomendado de Mediciones de viento en la XII Región. ............................................ 7
E.2.2 Detalle de costos de instalación de torres para prospección eólica. ............................................ 9
E.2.3 Detalle Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de potencia igual o mayor a 1MW13
E.2.4 Detalle de Localidades con redes eléctricas aisladas de potencia menor a 1MW ..................... 14
E.2.5 Descripción de sistemas híbridos supuestos para localidades con redes eléctricas aisladas de
potencia < 1 MW ..................................................................................................................................... 15
E.2.6 Características de Sistemas de Generación Eléctrica en capitales comunales de Provincia. ...... 31
E.2.7 Estructura de cada Parque Eólico y sus rendimientos anuales en los distintos escenarios ........ 35
E.3
RECURSO FOTOVOLTAICO ...................................................................................................................... 39
E.3.1 Tecnología Fotovoltaica.............................................................................................................. 39
E.3.2 Energía Fotovoltaica en Chile y el Mundo................................................................................... 40
E.3.3 Ley 20.571, la “Ley de Generación distribuida” .......................................................................... 41
E.3.4 Metodología utilizada para evaluar el potencial fotovoltaico de una Región ............................ 44
E.3.5 Descripción de análisis de casos tipos de instalaciones fotovoltaicas ........................................ 57
E.3.6 Evaluación de Energía Solar Térmica .......................................................................................... 94
E.4
RECURSO HIDROELÉCTRICO .................................................................................................................... 99
E.5
RECURSOS MARINOS .......................................................................................................................... 100
E.5.1 Estado Actual de la investigación y desarrollo tecnológico en Chile. ....................................... 100
E.5.2 Desarrollo de Energías Marinas en el mundo ........................................................................... 106
E.5.3 Modelos de Prototipos .............................................................................................................. 114
E.6 BIOMASA ................................................................................................................................................. 124
E.6.1 Precios y mercado de calderas y pellets ........................................................................................ 124
E.7
RECURSO HIDRÓGENO ........................................................................................................................ 129
E.7.1 Evaluación de Instalaciones para producción de Hidrógeno .................................................... 129
2
UMAG
ANEXO E: Evaluación de Alternativas Recursos Renovables
E.1
Recurso Geotermia
E.1.1 Infraestructura de Alta Entalpia
Las instalaciones de superficie y componentes de infraestructura incluyen las instalaciones para la
obtención de vapor y el procesamiento de salmuera: separadores, bombas, tuberías y las
carreteras. Las instalaciones para obtención de vapor tienen menores costos desde que la
manipulación de la salmuera no es necesaria. Factores que influyen en este componente son los
depósitos de los fluidos químicos, los precios de las materias primas (acero, cemento), la
topografía, accesibilidad, estabilidad de taludes, la productividad media y distribución del pozo
(tuberías, diámetro y longitud), y los parámetros de los fluidos (presión, temperatura, la química)
(Hance, 2005). Las instalaciones de superficie y los costos de infraestructura, constituyen 10% a
20% de la inversión (Bromley, 2010), a lo que se debe incluir los costos propios de construcción y
obras, además de la puesta en marcha de la planta que en total resulta ser aproximadamente el
50% del costo total del proyecto.
Para una unidad de Central Eléctrica de 50 MW, los costos de la fase de construcción de desarrollo
del proyecto están, las del tipo de llave en mano, usualmente en el rango de US$ 1 a 2 millones
por (MW) instalado. Los cálculos de costos no incluyen la línea de transmisión ni la subestación,
que son necesarias para conectar la central eléctrica a la red eléctrica, pues estos costos pueden
variar considerablemente de una instalación a otra. Por lo tanto para una planta tradicional con
una potencia instalada de 50 MW, el monto de inversión podría ser de US$ 50 a 100 millones, lo
cual genera un rango amplio de inversión.
Las fronteras entre los diferentes tipos de energías geotérmicas es arbitraria; si se trata de
producir electricidad con un rendimiento aceptable la temperatura mínima está entre 120 y
180 °C, pero las fuentes de temperatura más baja son muy apropiadas para los sistemas
de calefacción urbana y rural.
La Tabla E.1.1, presenta un análisis de costo indicativo para el desarrollo de un proyecto típico de
50 MW con instalaciones nuevas en un campo geotérmico con perforaciones de aproximadamente
2 Km de profundidad. Las centrales eléctricas de hasta 50 MW muchas veces constituyen una
unidad de primer paso adecuada, que puede ampliarse o multiplicarse en una fase futura, o
permanecer como la unidad final. La práctica de la industria para profundidades de pozos
usualmente esta entre 1.500 y 3000 metros, con un promedio internacional de aproximadamente
2 Km, el cual se usara para los siguientes cálculos. Las cifras de los costos incluyen todos los costos
3
UMAG
de exploración y perforación, así como un costo de financiación estimado para el desarrollo de un
yacimiento hidrotérmico para la generación de energía.
Tabla E.1.1 - Costos indicativos para el desarrollo Geotérmico (50 MW)
Fase/Actividad
Estimado
Estimado
Estimado
Bajo
Medio
Alto
(MMUS$)
(MMUS$)
(MMUS$)
(1) Inspección topográfica preliminar.
1
2
5
(2) Exploración
2
3
4
(3) Perforaciones de prueba, pozos de
11
18
30
prueba.
(4) Estudio de factibilidad,
5
7
10
planificación del proyecto.
(5) Perforaciones (20 pozos aprox.).
45
70
100
Construcción (Central generadora,
65
75
95
infraestructura, etc.).
(6) Sistema de recolección de vapor y
10
16
22
subestación (transmisión).
(7) Arranque y puesta en servicio.
3
5
8
Total
142
196
274
Fuente: Manual de geotermia, ESMAP. (2012)
(1) Los costos de la inspección topográfica dependen en gran parte del tamaño y accesibilidad del área. Los
costos de EIA dependen de las regulaciones del país.
(2) Dependiendo de los métodos usados y la accesibilidad y el tamaño del área.
(3) Para 3 a 5 perforaciones con profundidades y diámetro variables, desde orificio angosto hasta pozos de
producción de tamaño real (más de 8 pulgadas de diámetro).
(4) Estudios y contratos proporcionados por proveedores externos o la propia empresa. Condiciones y
regulaciones del país relevante.
(5) Dependiendo de la profundidad, el diámetro y la química de fluidos, requisitos de la boca del pozo e
intubación en términos de presión y material de acero/recubrimiento. También se ve influenciado por
factores subterráneos y fracturas (dificultad y tiempo de perforación).
(6) Dependiendo de la distancia desde la planta hasta el punto de acceso de la red eléctrica de transmisión, y
de la distancia entre los orificios de perforación y la central eléctrica.
(7) Proceso industrial estándar. La central eléctrica podría necesitar ajustes finos de algunas adaptaciones de
tiempo y menores. Para el cálculo estimado alto, se necesitan cambios mayores, reparaciones y mejoras a fin
de suministrar energía de acuerdo con PPA.
Los montos de inversiones necesarios para la etapa de producción también, se estimaron en base
a la información de proyectos aprobados en el SEIA, y disponibles en página del Servicio de
Evaluación Ambiental (SEA), ya que en la región no existen estudios de producción de energía
geotérmica. Se analizaron los datos de dos proyectos geotérmicos de alta entalpía
correspondientes a “Central Geotérmica Curacautín”, “Central Geotérmica Cerro Pabellón”. Los
montos de inversión y características de los proyectos se observan en la Tabla E.1.2.
4
UMAG
Tabla E.1.2 - Costos de Producción en Chile de Proyectos Geotermia según Potencia Instalada.
Potencia
Costo
Vida útil
Tipo
Nombre
Instalada
(MMUS$)
(Años)
(MW)
Central Eléctrica
Central Geotérmica Curacautín
70
330
>40
Central Eléctrica
Central Geotérmica Cerro Pabellón
50
180
50
Fuente: SEA. (2014)
Central Geotérmica Curacautín
A través de la página oficial de la empresa MRP comunican que “en el proyecto se han invertido
más de MMUS$50 millones en la primera etapa de estudio y perforaciones durante 2010-2012 y
se estima que el costo total de la inversión será mayor de MMUS$400. Se prevé el inicio de
perforaciones de pozos de producción para la primavera verano 2015/2016, para continuar con la
construcción de la central misma (compra internacional e instalación de maquinaría altamente
especializada, como por ejemplo las turbinas, separadores hidrostáticos, enfriadores, etc.), todo lo
cual implicaría tenerla en servicio y generando electricidad para el año 2019”.
Fue aprobado el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y publicada la Resolución de Calificación
Ambiental (RCA) en mayo de 2013.
Central Geotérmica Cerro Pabellón
En 2012 fue aprobada la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) y el año 2013 se aprobó la
línea de transmisión eléctrica que transporta la energía que genera la central. La iniciativa
contempla una inversión de MMUS$ 180 millones.
E.1.2 Costos de Operación y Mantención
Los costos de operación y mantenimiento están constituidos por una porción fija y otra variable,
directamente relacionadas con la fase de producción de electricidad. Los costos anuales de O&M
incluyen el campo de operación (mano de obra y equipamiento), la operación de los pozos, trabajo
sobre los pozos y el mantenimientos de las instalaciones. Para las plantas geotérmicas, un factor
adicional es el costo de restauración de pozos, es decir, los pozos nuevos para reemplazar los
pozos fallidos y restaurar la pérdida de capacidad de producción o de inyección. Los costos de
estos pozos son generalmente más bajos que las de los pozos originales, y su tasa de éxito es
mayor.
5
UMAG
Cada planta de energía geotérmica tiene costos O&M específicos que dependen de la calidad y el
diseño de la planta, las características del recurso, regulaciones ambientales y la eficiencia del
operador. El factor que más afecta a estos costos es la extensión del trabajo y los requerimientos
de la restauración de pozos los que pueden variar ampliamente en distintas instalaciones y por lo
general aumentan con el tiempo.1
La mano de obra que se utiliza en la explotación geotérmica para generación eléctrica se
caracteriza por contar con bajos costos en la etapa de operación, destacándose que en ambos
proyectos se contemplan 30 personas en esta etapa en particular para operar una planta de más
de 50 MW de potencia instalada. En la Tabla E.1.3 se detalla la cantidad de personas contempladas
para cada una de las etapas de un proyecto Geotérmico para generación eléctrica en las centrales
geotérmicas existentes en Chile y que han ingresado al SEIA. El horario de operación diario en cada
una de las etapas del proyecto será de 24 horas.
Tabla E.1.3 - Mano de Obra a utilizar en Proyectos de Geotermia
Central Geotérmica
Central Geotérmica
Proyecto
Curacautín
Cerro Pabellón
Etapa de Construcción
405 (máxima)
560
Etapa de Operación
30
30
Etapa de Cierre
100 (máxima)
50
Fuente: SEA (2001)
1
Hance, 2005
6
UMAG
E.2
Recurso Eólico
E.2.1 Programa recomendado de Mediciones de viento en la XII Región.
Considerando el interés de aerogenerar electricidad para inyectar a los sistemas aislados de la XII
Región, especialmente los de las ciudades cabeceras de comuna con el fin de reducir la
dependencia de combustibles fósiles y mejorar la calidad ambiental de la red, debe implementarse
campañas de medición para la evaluación del recurso en los siguientes lugares, en primera
prioridad:
Inmediaciones de Puerto Natales.
En un radio de no más de 10 kilómetros de la actual central de Edelmag S.A. –probablemente
hacia el Sur- y con estaciones con sensores a 50 y 80 metros de altura sobre el suelo. La campaña
debería extenderse por dos años, idealmente para contar con buena información. Sin embargo, se
cuenta con información básica de CERE que posee registros en sector suburbano norte de P.
Natales medidos a baja altura, con los cuales es posible iniciar estudios de diseño preliminar.
Inmediaciones de Puerto Porvenir.
En un radio de no más de 10 kilómetros de la actual central de Edelmag S.A. y con estaciones con
sensores a 50 y 80 metros de altura sobre el suelo. La campaña debería extenderse por dos años,
idealmente para contar con buena información para un diseño definitivo; actualmente se dispone
de datos medidos a baja altura. La información detallada permite afinar los cálculos de producción
de un parque eólico especialmente al tomar en cuenta la extensión en un año promedio, de los
períodos de vientos bajos –que no sirven para hacer girar la máquina para generar- y los de sobrevelocidad de corte de los equipos, por razones de protección (usualmente de unos 25 m/seg).
En el caso del sistema de Punta Arenas, existe información de registros de CERE y ENAP en Cabo
Negro, sector de antenas de comunicaciones y registros a 28 y 45 msns, los que fueron suficientes
para el diseño básico del Parque construido por Vestas para Methanex. Además, se cuenta con los
datos que este Parque ha venido continuamente midiendo a alturas de máquina –unos 45 metrosdesde su puesta en operación, en 2011. La ubicación más probable de otro parque eólico para
alimentar la central eléctrica de Punta Arenas será en el área que va desde Seno Otway hasta Cabo
Negro, por razones de cercanía y abundancia del recurso.
Caso de Puerto Williams.
Debe implementarse a la brevedad un programa intensivo de mediciones, con estaciones que
registren a 30 y 50+ msns, aproximadamente, esto porque en dicha localidad sólo se requerirán
equipos de altura de buje no superior a esas cifras. Debería ubicarse unos 3 lugares para medir
7
UMAG
dadas las características geográficas de la localidad y, especialmente su topografía; ellos deberían
considerar idealmente la costa oriente desde la ciudad – a no más de unos 10-15 kilómetros - o la
costa poniente, así como algún punto despejado sobre la cota de la ciudad, que pueda disponer de
un buen acceso. Este programa debe ser muy bien pensado dado que el recurso viento en el
sector es comparativamente bajo y por tanto deberá optimizarse su aprovechamiento dado que su
efecto positivo sobre el costo final compuesto de la energía eléctrica será significativo, ya que es la
única central de la Región que ocupa combustible diésel de alto costo, permanentemente.
Sector Punta Delgada.
Se recomienda también realizar campañas para conocer mejor el comportamiento del recurso en
el sector donde se encuentra la central actual, mediante sistemas de registros con sensores a 30 y
50 msns, dado que la capacidad de la red aislada sólo permitirá inyección de máquinas de baja
potencia eólica que normalmente funcionan a no más de 30 metros de altura de buje. Se cuenta
con registro de buena altura de medición en la cercanía de la Planta Gregorio de ENAP, ubicada a
algunos kilómetros, por lo que será importante verificar el comportamiento del viento en el lugar
más cercano a su posible instalación.
Sector Cerro Sombrero.
La campaña en este sitio es de importancia secundaria pues se cuenta en la región con registros de
varios años medidos a 45 metros sns en la torre de transmisión de ENAP, ubicada en el centro del
poblado. La topografía plan de todo el área –incluso en los alrededores de la Central eléctrica
Sara- asegura que el comportamiento del viento es similar, por lo que se dispone ya de
información suficiente para el diseño y selección de máquinas de aerogeneración que
necesariamente serán de baja potencia y, por tanto, de no más de 30 o 40 metros de altura de eje
de producción.
Sectores en Ultima Esperanza y Tierra del Fuego
Se recomienda hacer una campaña amplia con estaciones de baja altura de medición –20 y 35
metros- y de bajo costo consiguiente, para identificar áreas donde el recurso puede ser bien
aprovechado por futuros emprendimientos relacionados con cultivos, pesca y turismo,
especialmente. Habría que coordinar la selección de sitios con los planes de vialidad trazados y en
los caminos en construcción (ruta a Yendegaia, por ejemplo).
En el sector del Parque Nacional Torres del Paine debe igualmente abordarse un programa para
valorizar el recurso que en algunos sectores es muy abundante; la importancia para la zona es
grande dado que se utiliza allí en la generación de electricidad equipos de combustión a diésel a
un costo de provisión y ambiental, elevados.
8
UMAG
E.2.2 Detalle de costos de instalación de torres para prospección eólica.
Tabla E.2.1 - Presupuesto Opción 1, Torre de 80 m, (en pesos chilenos).
PARCIAL 4
$ 7.047.554 CLP
9
UMAG
El costo para la instalación de torre de 80 m. e instrumentación corresponde a $24.763.301 + IVA.
10
UMAG
Tabla E.2.2 - Presupuesto Opción 2, Torre de 60 m (en pesos chilenos)
Lo anterior más el kit de instrumentación da un total para la opción 2 de $15.483.347 +6.932.356 =
$22.415.703 + IVA.
11
UMAG
A lo anterior hay que agregar:
Tabla E.2.3 – Presupuesto Mantenimiento y Administración (en pesos chilenos)
12
UMAG
E.2.3 Detalle Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de potencia igual o mayor a
1MW
Tabla E.2.4 – Situación Actual de Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de
potencia igual o mayor a 1MW
Potencia media
Generación Potencia Potencia Generación
Consumo
anual 2013
Actual
Instalada Máxima
(G)
(G/8.760h)
(MW)
(MW)
(MWh)
(Wh)
(MW)
1) Punta
Arenas
2) Puerto
Natales
3) Puerto
Porvenir
4) Puerto
Williams
Turbo - Gas
y Diésel
Turbo - Gas
y Diésel
Turbo - Gas
y Diésel
Diésel
96,2
40,9
233.777
21.3542
26,7
10,1
5,8
30.265
27.371
3,5
8,6
4,2
22.601
21.366
2,6
3.601
0,45
2,9
0,9
3.931
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Para estos casos, se han tomado los datos informados por la empresa EDELMAG de 2013. En base
a estos datos, se ha realizado el cómputo de la potencia promedio suministrada a partir ítem
generación (G), y con ello se calcula la Potencia Promedio Anual.
13
UMAG
E.2.4 Detalle de Localidades con redes eléctricas aisladas de potencia menor a 1MW
Para las localidades de menor tamaño, CERE ha reunido estimaciones basadas en número de viviendas y horas informadas de operación
del sistema, que se incluyeron en la Tabla 2.33 de Informe 1. Aquí se ha supuesto como valor típico residencial una Potencia /vivienda de 0,51
kW y de 1,85 kW para aplicaciones no residenciales.
Tabla E.2.5 - Situación actual - Localidades Aisladas en Magallanes de potencia menor a 1 MW
Comuna
Generación
Actual
Generación=G Horas diarias
(kW h)
5) Villa Renoval
6) Puerto Prat
7) Seno Obstrucción
10) Cerro Castillo (NR)
(h)
(h)
Potencia
Prom
Potencia
Prom x
vivienda
(kW)
(kW)
Diésel
16.500,0
4,0
1.460,0
22
11,3
0,51
Diésel
20.300,0
18,0
6.570,0
6
3,1
0,51
Diésel
6.000,0
4,0
1.460,0
8
4,1
0,51
Diésel
11.250,0
4,0
1.460,0
15
7,7
0,51
Diésel
Torres del Payne Diésel
171.972,0
18,0
6.570,0
51
26,2
0,51
Natales
8) Puerto Edén
9) Cerro Castillo
Horas anuales
Nro. de
viviendas
Diésel
230.736,0
--
12) Villa Tehuelches
Laguna Blanca
Diésel
323.700,0
18,0
6.570,0
97
49,3
0,51
13) Punta Delgada
San Gregorio
Gas Natural
4.383.600,0
18,0
6.570,0
1300
667,2
0,51
14) Villa Ponsomby
Rio Verde
Diésel
70.810,0
18,0
6.570,0
21
10,8
0,51
Diésel
222.550,0
18,0
6.570,0
66
33,9
0,51
Diésel
2.250,0
6,0
2.190,0
2
1,0
0,51
Diésel
70.812,0
18,0
6.570,0
21
10,8
0,51
8.760,0
458
770,2
1,68
11) Villa Rio Serrano
15) Villa Cameron
16) Pampa Guanaco
17) Puerto Toro
18) Cerro Sombrero *
Timaukel
Cabo de Hornos
Primavera
Gas Natural
18,0
6.570,0
--
--
6.744,0
24
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
19
--
35,1
--
1,85
--
* En Cerro Sombrero existen muchas viviendas no ocupadas, por lo que el resultado del cálculo no debe tener un sentido real; la población reportada en 2012 es de solo 500
personas.
14
UMAG
E.2.5 Descripción de sistemas híbridos supuestos para localidades con redes eléctricas aisladas
de potencia < 1 MW
Se describen brevemente los tipos de sistemas híbridos supuestos para cada solución:
Los sistemas Tipo 1 (T1): Corresponden a equipos que se adicionan a un diésel existente, y se
caracterizan por ser sistemas en general monofásicos (salida tipo domiciliario de 220V/50Hz)
obtenidos a través de un inversor auto sincronizado (preferentemente de salida senoidal pura). El
inversor toma corriente de barras de tensión continua (en general 24, 48V o más) a partir de un
banco de baterías alimentado por los aerogeneradores y punto común de conexión, para generar
la tensión domiciliaria de salida, a una frecuencia de 50 Hz generada internamente. Raramente
tienen capacidad de sincronización con redes existentes, por lo cual sus salidas no se pueden
paralelizar. En general se utilizan para sistemas de 1 a 10 viviendas, no muy alejadas entre sí
debido a las pérdidas incurridas en transmisión dado el bajo nivel de tensión. Para potencias hasta
10 kW se pueden separar en varias salidas con inversores individuales a partir de un único banco
de baterías. Se utilizan preferentemente baterías tubulares de electrolito sólido o líquido con
celdas individuales de 2V (tipo OpzS) de la capacidad requerida para el banco. Los costos típicos
FOB internacionales de este tipo de baterías (ej. Autobat (1), Exide (2) electrolito líquido) oscilan
entre 250 y 450 US$ / kWh dependiendo de la calidad y tamaño del banco. Los aerogeneradores,
para la zona magallánica en instalaciones autónomas deben ser Clase I. El costo de estos sistemas,
incluyendo aerogenerador, torre y equipamiento anexo conocido como BOS (Balance of System)
ronda entre 10.000 y 30.000 US$/kW instalado, para estas características de equipo. En algunos
casos, dependiendo de la distancia y complejidad de acceso2 un sistema tipo I puede exceder los
US$ 40.000 /kW instalado.”
En la tabla siguiente E.2.6, se aprecia un detalle de los sistemas Tipo 1 (T1) en potencias inferiores
a los 10 kW. Se ha considerado en cada caso el viento promedio de mediciones cercanas, a una
altura de 10 m de altura dado que las torres de los aerogeneradores Clase I raramente exceden los
12m. Se consideró que un 75% de la energía se produciría a través de aerogeneradores. Para el
promedio de viento de cada emplazamiento, se utilizaron tablas genéricas de producción de
energía para aerogeneradores clase I y se obtuvo la cantidad de equipos requerida para la
generación de ese 75% aproximadamente.
2
“Desarrollo de especificaciones técnicas para aerogeneradores para su implementación en electrificación
de postas y escuelas públicas, región de Magallanes y Antártica Chilena”,2013.
15
UMAG
Tabla E.2.6 - Sistema Tipo 1 (T1): Sistema Híbrido micro diésel/eólico, potencia hasta 10 kW, con inversor/es monofásicos y banco de baterías
convencional
Generación
6) Puerto
Prat
7) Seno
Obstrucción
16) Pampa
Guanaco
Diésel/Eólico
(T1)
Diésel/Eólico
(T1)
Diésel/Eólico
(T1)
Nro.
de
viv.
Generación
75% (eólica)
Velocidad
Viento
@10m
Producción
Eólica
G_ 6kW
(Clase I)
N° de
Turbinas
G_6 kW
(Clase I)
(kWh/mes)
(kWh/mes)
(m/s)
(kWh/mes)
()/para 75%
Potencia
Prom.
Generación
G
(mes)
(kW)
Generación
G
Horas
diarias
Horas
anuales
(kWh)
(h)
(h)
47.502,00
24,0
8.760.0
8
5,42
3.958,5
2.968,88
6,2
1.250,00
2,38
63.180,00
24,0
8.760.0
10
7,21
5.265,00
3.948,75
6,2
1.250,00
3,16
15.795,00
24,0
8.760.0
3
1,80
1.316,25
987,19
5,2
800,0
1,23
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Diagrama Sistema Tipo I: La distribución interna de un sistema Tipo 1 se muestra en su configuración más sencilla en la Figura E.2.1. En los
emplazamientos varía la capacidad del banco de baterías (de 1000 a 3000 Ah) y el Nº de aerogeneradores requerido, que se conectan en paralelo
al mismo banco de baterías de 48V.
16
UMAG
Figura E.2.1 - Diagrama simplificado Sistema Tipo I – Pampa Guanaco
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
UMAG
17
(+)
24
A
12
BATERIAS
)
-
(
)
-
(
(+)
12
A
1
BATERIAS
OPzS
-
2V
/
Ah
1000
GENERICO
S
B
V
A
DC
250A
0
6
1
DESCONEXION
T_ent
UPS
COMO
FUNCIONA
INVERSOR
O
R
E
A
E
D
S
E
D
A
D
A
R
T
N
E
SUPONE:
SINTENAX
A
0
5
AC_IN
AC_OUT
-
(+)
)
-
(
50A
-
DIFF
V
220V
CARGAS
N
AERO
V
(+)
N
N
+
-
V
SENOIDAL
/
kW
10
out
R
T
A
B
+
-BAT
RES
+IN
N
I
-
)
-
(
14KVA
DIESEL
INVERSOR/CARGADOR
M
P
N
kW
6
I
CLASE
d
R
REGULADOR
AEROGENERADOR
1
S
V
O
C
I
S
A
F
O
N
O
M
R
O
D
A
R
E
N
E
G
03/2015
rev
CERE/UMAG
kW
6
GENERICO
GUANACO
PAMPA
RURAL
PARAJE
Los sistemas Tipo 2 (T2): Los sistemas tipo 2 (T2) son micro redes trifásicas, cuya configuración es
variable pero en general tienen rangos de potencia mayor que las tipo 1 y permiten cubrir
distancias mayores, teniendo la opción de utilizar transformadores convencionales para ampliar su
rango. Los equipos aerogeneradores, control de la red y sistemas de control tienen escasa
estandarización y en general resultan de costo elevado. En estos casos la barra común no es de
continua sino de alterna tipo trifásica. Los equipos térmicos generan energía hacia unas barras
comunes (en tres fases) a una frecuencia base de 50 Hz, y los inversores de continua a alterna de
los aerogeneradores deben tener capacidad de sincronización con dichas barras. El sostenimiento
de la estabilidad de la red (control de frecuencia, a través de potencia activa, y control de tensión
a través de potencia reactiva) es más complejo a medida que se incrementa la fracción de eólica, y
pueden requerirse sistemas de estabilización de frecuencia (ruedas de inercia, convertidores de
cuatro cuadrantes con baterías y resistencias) y de tensión (compensadores sincrónicos) que
aumentan el costo del sistema.
Clasificación Sistemas Tipo 2 (T2)
Una clasificación que sirve de referencia para sistemas diésel eólico del Tipo 2 (Bus AC) la da Ian
Baring-Gould3 en donde se describen 3 clasificaciones típicas de este tipo de sistemas,
utilizando los conceptos de “penetración instantánea” para la relación potencia eólica sobre
potencia total del sistema, y “penetración promedio” para la relación en un período anual
de energía generada por eólica respecto a la energía total. Con esta clasificación de sistemas, se
construye la siguiente tabla:
Tabla E.2.7 - Clasificación descriptiva sistema Tipo 2
Eólica /tipo de
penetración
Baja
penetración
(A)
Penetración
media (B)
Alta
penetración
(C)
Características
-Diésel(s) trabajan full time
-Eólica reduce la carga sobre el diésel
- Toda la energía eólica va a carga primaria
- No hay sistema supervisor de control
-Diésel(s) trabajan full time
- Con vientos fuertes, se despachan cargas
secundarias o se reduce la potencia Eólica.
- Sistema supervisor de control sencillo
Diésel(s) pueden ser apagados con viento suficiente.
Se requieren componentes adicionales para regular
voltaje y frecuencia.
Requiere un sofisticado sistema de control.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Penetración
instantánea
Penetración
promedio
<50%
<20%
50 a 100%
20 a 50%
100 a 400%
50-150%
3
Baring-Gould, I "Wind/Diesel Power Systems Basics and Examples" (NREL,2009)
http://apps1.eere.energy.gov/tribalenergy/pdfs/wind_akwd04_basics.pdf
18
UMAG
Los sistemas de baja penetración no difieren significativamente de sistemas trifásicos estándar con
tamaños entre algunos kW y varios MW, impulsados por Diésel. En la Figura E.2.2 4 se aprecia la
configuración para un sistema sólo con diésel, y la variante de baja penetración (A). Estos últimos
son los más sencillos de construir, lográndose ahorros de hasta 15% de combustible aunque
requieren de la operación continua de los grupos diésel. En la Figura E.2.3 se muestra un diagrama
más detallado de lo que implica el agregado de máquinas eólicas a un sistema diésel tradicional.
Figura E.2.2 - Diagrama simplificado Sistema Diesel y Sistema (A), Diesel /Eolico de baja penetración
Fuente: University of Alaska (2010)
4
Fay, G; Schwörer, T; (ISER) and Keith, K (ACEP) "Alaska Isolated Wind-Diesel Systems: Performance and
Economic Analysis",University of Alaska, June 2010
19
UMAG
Figura E.2.3 - Diagrama simplificado Sistema Diésel /Eólico
Fuente: University of Alaska (2010)
Los Sistemas (B) de penetración media y (C) de penetración alta se ilustran en la Figura E.2.4. Este
tipo de sistemas es de creciente costo y complejidad, partiendo de una corrección "hacia arriba"
en frecuencia (Potencia activa) a través de cargas de calefacción, o limitación de potencia de salida
del aerogenerador si el mismo lo permite (B) hasta alcanzar sistemas que compensan también en
frecuencia "hacia abajo" a través de un reservorio de potencia activa, pudiéndose utilizar baterías
o ruedas de inercia (C). En este caso, los diésel pueden ser desconectados en períodos de buen
viento. Es conveniente que se utilicen generadores diésel de potencia baja, media y alta (de ser
posible) para mejorar la eficiencia, conmutando uno o varios de acuerdo a la demanda.
20
UMAG
Figura E.2.4 - Diagrama simplificado Sistemas Diésel /Eólico de media y alta penetración
Fuente: NREL, 2009
21
UMAG
Sistemas Tipo 2 (T2) en funcionamiento
Se describe la evolución de los sistemas diésel-eólico en Alaska, EE.UU., zona de clima frío y acceso
difícil que tiene características similares a la Patagonia chilena, desde los proyectos piloto
instalados en 1997 a 2000, hasta los más recientes en 2009 y 2010. Los sistemas descriptos son en
general de potencia mayor a los requeridos en el presente estudio, pero sus limitaciones y el
hecho de que se tienen datos concretos de operación y funcionamiento, hacen valiosa su
consideración.
En la Figura E.2.5 se muestra un panorama de los sistemas instalados, sobre los que se estudia en
la University of Alaska. Los efectos particulares de la utilización en redes "blandas", con cargas
disipativas para compensar aumentos de frecuencia, las dificultades de frío, alto costo de
combustible y problemas de mantenimiento hace que los factores de capacidad se vean reducidos
respecto a los sistemas eólicos conectados a grandes redes.
Figura E.2.5 - Sistemas Eólico/Diésel instalados en Alaska a 2010
Fuente: University of Alaska.
22
UMAG
Dimensionamiento de Sistemas Tipo 2 para Magallanes
A efectos de lograr una idea de los factores de capacidad (FC) a lograr con sistemas Tipo 2 en
Patagonia chilena, se realizó una extrapolación entre algunos de los sistemas de buen
funcionamiento para obtener una relación FC con velocidad promedio de viento del
emplazamiento. Esta relación es solo indicativa y una simplificación, pero permite tener una
expectativa realista de performance para sistemas con tecnología actual en un emplazamiento
similar al que se busca analizar.
Sistema
Ciudad/Paraje
Toksook Bay
St. Paul Island
Kasigluk
Nome
Kodiak
Promedio
Viento
(m/s) @ 10m
7,6
8,6
6,9
5,4
7,1
FC
Sistema
(%)
28,00%
31,00%
25,00%
20,00%
34,00%
y = 0.0344x + 0.0137
R2 = 0.9974
Energía
anual_real
(MWh)
742,0
650,0
626,0
2.357,0
13.008,0
NW100
Vestas
NW100
Entegrity
GE1.5
Costo
instalación
US$/kW
11.411,0
5.867,0
10.905,0
5.002,0
4.756,0
Año
Instalación
2006
1998
2006
2009
2010
y= CF in %
x= windspeed m/s
Factor de Capacidad vs. Velocidad media de viento
Sistemas Similares a Tipo 2 en Alaska según - Datos 2010
35,00%
Kodiak
(GE1.5)
30,00%
St.Paul
(Vestas)
y = 0,0344x + 0,0137
R² = 0,9974
25,00%
FC Sistema [%]
Turbinas
Toksook B.
(NW100)
Kasigluk
(NW100)
20,00%
Nome
(Entegrity)
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
0
2
4
6
velocidad media de viento @10m [m/s]
Avg WindSpeed
8
10
Lineal (Avg WindSpeed)
Figura E.2.6 - Estudio de Sistemas Eólico/Diesel de potencia media - relación FC versus Velocidad media
anual viento.3
Fuente: Elaboración propia según datos de University of Alaska
23
UMAG
Se realizó la extrapolación indicada solo sobre los 4 primeros sistemas, debido a que el sistema de
Kodiak, con 3 aerogeneradores GE de 1.5 MW y conexión a una combinación de hidroeléctrica y
diesel, por su tamaño y características responde a un sistema convencional eólico conectado a red
fuerte (de ahí su alto valor de FC).
Utilizando dicha extrapolación para el cálculo del Factor de Capacidad (FC) en los emplazamientos
de Magallanes clasificados como aptos para sistemas Tipo 2, se obtuvo el dimensionamiento
preliminar indicado en la Tabla E.2.8a, cuyo resultado en la última columna es el FC % estimado del
conjunto de aerogeneradores en el emplazamiento.
24
UMAG
Tabla E.2.8a - Sistema Tipo 2 (T2): Dimensionamiento preliminar
Generación
5) Villa
Renoval
8) Puerto
Edén
9) Cerro
Castillo
10) Cerro
Castillo (NR)
12) Villa
Tehuelches
14) Villa
Ponsomby
15) Villa
Cameron
17) Puerto
Toro
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Generación
G
Horas
diarias
Horas
anuales
(kWh)
(h)
(h)
173.745,00
24,0
8.760,0
118.462,50
24,0
402.414,48
Nro. de
viviendas
Potencia
Prom.
Generación
(mes)
Velocidad
viento @10m
*FC
Estimado
(kW)
(kWh/mes)
(m/s)
(%)
29
19,83
14.478,75
6,20
22,7
8.760,0
20
13,52
9.871,88
6,20
22,7
24,0
8.760,0
66
45,94
33.534,54
6,30
23,04
539.922,24
24,0
8.760,0
25
61,63
44.993,52
6,30
23,04
757.458,00
24,0
8.760,0
126
86,47
63.121,50
7,20
26,14
165.695,40
24,0
8.760,0
27
18,92
13.807,95
7,20
26,14
520.767,00
24,0
8.760,0
86
59,45
43.397,25
5,70
20,98
165.700,08
24,0
8.760,0
27
18,92
13.808,34
5,20
19,26
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
*: Ecuación usada – Análisis según ref, sistemas Alaska 2010.
FC (%) = 0,0344*V_Vie + 0,0137
En la Tabla E.2.8b, utilizando como insumo dicho FC, se calcula para un aerogenerador de clase I, de tipo ensayado en la zona y potencia nominal
15kW, imán permanente con inversor "grid-tie", el número de Aerogeneradores y la relación resultante de energía generada eólica G_eol
dividida por la generación requerida G. Se aprecia un detalle de los sistemas Tipo 2 (T2) para los emplazamientos entre 10 y 100 kW señalados.
Se ha considerado en cada caso el viento promedio de mediciones cercanas, a una altura de 10 m de altura, dado que las torres de los
aerogeneradores Clase I raramente exceden los 12 m, y en el caso de 15 kW se utilizan hasta 18 m.
25
UMAG
Tabla E.2.8b - Sistema Tipo 2 (T2): Dimensionamiento preliminar
Generación
N° Turbinas
Potencia
Eólica
Generación al mes
Generación
FC
Estimado
G_15kW (Clase I)
N x 15kW (Clase I)
N x 15kW (Clase I)
Eol/G
(%)
()/para G eólico
(kW)
2,0
30,0
FC*PS*720 (kWh)
4.902,77
(%)
33,86
5) Villa Renoval
Diésel /Eólico (T2)
22,7
8) Puerto Edén
Diésel /Eólico (T2)
22,7
1,0
15,0
2.451,38
24,83
9) Cerro Castillo
10) Cerro Castillo
(NR)
12) Villa
Tehuelches
14) Villa
Ponsomby
15) Villa
Cameron
Diésel /Eólico (T2)
23,04
3,0
45,0
7.465,61
22,26
23,04
4,0
60,0
9.954,14
22,12
26,14
5,0
75,0
14.114,52
22,36
26,14
1,0
15,0
2.822,90
20,44
20,98
4,0
60,0
9.062,50
20,88
17) Puerto Toro
Diésel /Eólico (T2)
19,26
2,0
30,0
4.159,73
30,12
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Diésel /Eólico (T2)
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
26
UMAG
Cálculo de Costos para Sistemas Tipo 2 en Magallanes
Para el cálculo de costos se utilizaron los valores estimados de dimensionamiento, considerando
una estructura circuital muy sencilla similar a la indicada en la Figura E.2.8c, que se supone
diagramada en el caso de Puerto Edén con un único aerogenerador. Se puede observar que el
sistema incluye aerogenerador, inversor trifásico tipo Grid-tie y dos unidades diésel gemelas, con
sistema de control, despacho y monitoreo tipo SCADA. El tipo de línea se adapta a las distancias
del lugar y se supone pre-existente, dependiendo de la potencia involucrada y las distancias a
cubrir. Se observa que los costos por kW eólico (última columna) resultan del mismo orden de
magnitud que los observados para los sistemas más pequeños en Alaska3 según se ve en la tabla
superior de la Figura E.2.6
27
UMAG
Tabla E.2.8c- Cómputo Estimado de Costo Sistemas T2
Sistema Inversor
Subtipo
Aerogenerador Aerogenerador Control
3ph
Generación
Cantidad
Potencia
+SCADA P nom
5) Villa
Renoval
8) Puerto
Edén
9) Cerro
Castillo
10) Cerro
Castillo
(NR)
12) Villa
Tehuelches
14) Villa
Ponsomby
15) Villa
Cameron
17) Puerto
Toro
Diésel
/Eólico (T2a)
Diésel
/Eólico (T2d)
Diésel
/Eólico (T2e)
Diésel
/Eólico (T2c)
Diésel
/Eólico (T2b)
Diésel
/Eólico (T2a)
Diésel
/Eólico (T2c)
Diésel
/Eólico (T2a)
Diésel x 2
S nom
Costo
Base
(CB)
Costo
Turbinas
(N)*WTC
Costo
Total
Costo por
kW eólico
(kW)
(kVA)
(US$)
(US$)
(US$)
(US$/kW)
(N)
(kW)
2,0
15,0
1,0
30,00
50,0
64.000,0 255.000,0 319.000,0 10.633,33
1,0
15,0
1,0
15,00
50,0
62.000,0 127.500,0 189.500,0 12.633,33
3,0
15,0
1,0
45,0
100,0
86.000,0 382.500,0 468.500,0 10.411,11
4,0
15,0
1,0
60,0
100,0
96.000,0 510.000,0 606.000,0 10.100,00
5,0
15,0
1,0
75,0
150,0
110.000,0 637.500,0 747.500,0
1,0
15,0
1,0
15,0
50,0
64.000,0 127.500,0 191.500,0 12,766,67
4,0
15,0
1,0
60,0
100,0
96.000,0 510.000,0 606.000,0 10.100,00
2,0
15,0
1,0
30,0
50,0
64.000,0 255.000,0 319.000,0 10.633,33
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
28
UMAG
9.966,67
Tabla E.2.8c - Continuación– Costo Estimado Base Sistemas Tipo 2 (T2)
Sistema
Control
+SCADA
Control
Costo
Diésel /Eólico (T2a)
1,0
(US$)
25.000,0
(kW)
30,0
(US$)
4.000,0
(kVA) (US$)
(US$)
50,0 20.000,0 15.000,0
(US$)
64.000,0
Diésel /Eólico (T2b)
1,0
25.000,0
75,0
10.000,0 150,0 60.000,0 15.000,0
110.000,0
Diésel /Eólico (T2c)
Diésel /Eólico (T2d)
1,0
1,0
25.000,0
25.000,0
60,0
15,0
8.000,0
2.000,0
120,0 48.000,0 15.000,0
50,0 20.000,0 15.000,0
96.000,0
62.000,0
Diésel /Eólico (T2e)
1,0
25.000,0
45,0
6.000,0 100,0 40.000,0 15.000,0
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
86.000,0
Ph
S
G
S
G
50kW
1
SALIDA
CONTROL
2
SALIDA
INVERTER
TIE
11kV
/
mm2
16
/
PRIOR.
BOMBEO/NO
CARGAS
L=1km
3
SALIDA
RED
similar
o
I
Class
kW
15
KINGSPAN
WTC
L=1km
G
S
GRID
RED
2
RESIDENCIAS
CATERPILLAR
1
RESIDENCIAS
RED
KINGSPAN-SCADA
Caterpillar
CAT-SCADA
G
S
2
G
50kW
Caterpillar
año
/
MWh
118
G
S
kW
14
APROX.
3
EDEN
PUERTO
DEMANDA
1
G
03-2015
CERE/UMAG
I
CLASE
kW
15
EOLICOS
+
DIESEL
/
EDEN
PUERTO
EJ.
TRIFASICA
MINIRED
-
TIPO2
Inversor Inversor Diésel Diésel Auxiliares
3ph
3ph
Snom Costo x2
Costo
Total CB
P nom
Costo
Costo Base
SISTEMA
Subtipo
Generación
Figura E.2.7 - Diagrama simplificado Sistema Tipo 2 Puerto Edén
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
29
UMAG
Factores que influyen en el éxito de los sistemas Tipo 2,3
Calidad de los aerogeneradores: En la experiencia de Alaska, las comunidades con
proyectos piloto (Wales, Kotzbue) utilizando máquinas relativamente primitivas de baja
calidad (ej. Entegrity, ex AOC) tuvieron muchos problemas. Por otro lado, la utilización de
máquinas más costosas clase I ó S pero mejor adaptadas (caso Northern Wind Power
NW100-19 clase S, en Kasigluk, Nunapitchuk) han dado mejores valores de energía y
mayor confiabilidad.
Régimen de viento: Las comunidades que utilizaron sistemas Tipo 2 (wind-diésel) y que
mostraban el mejor régimen de viento en Alaska (St.Paul, Kodiak), fueron las que
igualaron o excedieron la producción esperada en el modelado previo. El recurso eólico y
su medición resulta un factor crítico en el estudio de los potenciales emplazamientos.
Experiencia del desarrollador / instalador: Los casos más exitosos de funcionamiento
fueron desarrollados por empresas o instituciones con experiencia anterior y
antecedentes en sistemas wind-diésel.
Apoyo de la comunidad: La falta de involucramiento y el escaso apoyo de la comunidad (algo que
debe lograrse desde la etapa inicial de planificación) fueron un factor de fracaso en Wales, uno de
los sistemas piloto estudiados de University of Alaska
Los sistemas Tipo 3 (T3): Cumplen características similares a los parques eólicos convencionales,
donde se considera que la red acepta el 100% de la potencia entregada por el aerogenerador, y los
controles de frecuencia y tensión son asumidos básicamente por los equipos térmicos. El factor de
capacidad tiene significación y la zona de Magallanes presenta valores muy importantes de FC
típicos (basado en la experiencia del parque Cabo Negro, y mediciones del CERE). Los costos para
equipos en zona extrema (se requieren máquinas Clase I o especial) exceden en general los 2x10 6
(US$/MW), pudiendo llegar al doble si se necesitan agregados de estabilización (Ej. ruedas de
inercia) y extensiones de red considerables (parques típicamente ubicados a distancias de 5 a 10
km de los centros de consumo).
30
UMAG
E.2.6 Características de Sistemas de Generación Eléctrica en capitales comunales de Provincia.
Los sistemas eléctricos de las ciudades de la Región tienen las características, según datos del año
2014, que se presentan en la siguiente tabla:
Tabla E.2.9 – Resumen Generación Eléctrica, capitales comunales de Provincia.
Potencia
Térmica
instalada
2014
Potencia
máxima
2014
Generación
total
2014
Consumo
total
2014
Potencia
Promedio
2014
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(MW)
Gas Natural
96,2
40,90
233.777,0
213.542,0
26,69
Gas Natural
10,1
5,80
30.265,0
27.371,0
3,45
P. Porvenir
Gas Natural
8,6
4,20
22.601,0
21.366,0
2,58
P. Williams
Diésel
2,9
0,86
3.931,0
3.601,0
0,45
Tipo de
Sistema de
Generación
Central
Punta
Arenas
Pto.
Natales
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Allí se consigna el comportamiento de cada sistema según las demandas de consumo, y se calculan
las potencias que requiere cada uno como promedio anual. Para inyectar electricidad
aerogenerada sin provocar perturbaciones en la operación de los equipos base (que funcionan con
combustible) ni requerir modificaciones costosas del control de su estabilidad, está demostrado
que una penetración eólica del 30 a 35% es perfectamente manejable, de acuerdo a antecedentes
obtenidos de la operación de Central instalada en Puerto Stanley, Islas Malvinas.5 Propiedades de
dicho sistema se presentan en la Tabla E.2.10.
Tabla E.2.10 – Propiedades Sistema Eléctrico Puerto Stanley
Central
Pto.
Stanley
Islas
Falkland
Generación Potencia Potencia
Actual
instalada máxima
Generación
Anual
Consumo
Anual
Potencia
Promedio
30% de
Penetración
Eólica
Diésel
6,6 MW
3.2 MW
160.00 MWh
160.00 MWh
1,83 MW
0,55
Eólica
2,0 MW
--
--
--
--
--
Fuente: Ross, G., (2014)
5
Glenn Rose, Gerente de empresa eléctrica, Dic. 2014
31
UMAG
En Central Eléctrica de Puerto Stanley se ha operado ya por varios años aerogeneradores marca
ENERCON Modelo E33 (de 30 metros de diámetro de aspas) de 330 KW cada uno, a 45 metros de
altura de buje, y se ha manejado el conjunto limitando la producción de aero electricidad para
que los equipos base – a diésel- estén siempre operando sobre un 60% de su capacidad nominal.
Esto ha asegurado una operación estable.
De acuerdo a esto, se calculó la potencia de aerogeneración que es segura de inyectar en los
sistemas térmicos de cada ciudad, bajo el criterio de un 35% de penetración máxima, como
promedio anual en la potencia del conjunto. Dado que los aerogeneradores tienen un Factor de
Planta del orden del 50% en las localidades de la XII Región que están expuestas a los vientos
dominantes desde el Oeste –Sector Seno Otway/Cabo Negro; Puerto Natales, Porvenir- se debe
instalar una potencia nominal de un poco más del doble de la real requerida.
A fin de considerar el crecimiento del parque generador de las ciudades de la Región, hasta el
horizonte de análisis del 2050, se presenta la proyección de la demanda por electricidad sobre la
base de las cifras estimadas –hasta el 2020- por la empresa EDELMAG S.A., según lo indicado en
Informe de Avance N°1, y presentadas en la siguiente Tabla E.2.11.
Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica XII Región – EDELMAG S.A.
Central
2015
2016
2017
2018
2019
2020
217.754
220.771
223.801
226.829
229.855
232.881
30.123
32.409
34.369
36.252
37.721
38.801
22.119
23.586
24.768
25.943
26.849
27.749
3.993
4.187
4.380
4.574
4.768
4.961
Punta Arenas
Venta final MWh
Puerto Natales
Venta final MWh
Porvenir
Venta final MWh
Puerto Williams
Venta final MWh
Fuente: Edelmag S.A. (2013)
Sobre la base de estas cifras, se continuó la proyección en las siguientes tablas a las mismas tasas
anuales:
32
UMAG
Continuación Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica - EDELMAG
Central
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Punta
Arenas
Venta final
MWh
235.907 238.933 241.959 244.986 248.012 251.038 254.065 257.091
Puerto
Natales
Venta final
MWh
41.067 42.816 44.565 46.313 48.062 49.811 51.560 53.309
Porvenir
Venta final
MWh
29.081
Puerto
Williams
Venta final
MWh
5.155
2029
2030
260.117 263.143
55.058
56.806
30.199
31.316
32.434
33.552
34.669
35.787
36.905
38.022
39.140
5.349
5.542
5.736
5.930
6.124
6.317
6.511
6.705
6.898
2039
2040
290.380
293.406
72.546
74.295
Continuación Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica - EDELMAG
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
Punta
Arenas
Venta
final MWh 266.170 269.196 272.222 275.248 278.275 281.301 284.327 287.353
Puerto
Natales
Venta
final MWh 58.555 60.304 62.053 63.802 65.551 67.300 69.048 70.797
Porvenir
Venta
final MWh
40.258
41.375
42.493
43.611
44.728
45.846
46.964
48.081
49.199
50.317
Venta
final MWh
7.092
7.286
7.479
7.673
7.867
8.060
8.254
8.448
8.641
8.835
33
UMAG
Continuación Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica - EDELMAG
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
Punta
Arenas
Venta
final MWh 296.432 299.458 302.485 305.511 308.537 311.563 314.590 317.616
Puerto
Natales
Venta
final MWh 76.044 77.793 79.541 81.290 83.039 84.788 86.537 88.286
Porvenir
2049
2050
320.642
323.668
90.034
91.783
Venta
final MWh
51.435
52.552
53.670
58.141
59.258
60.376
61.494
Venta
final MWh
9.029
9.222
9.416
9.610
9.803
9.997
10.191
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
10.384
10.578
10.772
54.788
55.905
57.023
La siguiente tabla es un resumen de las demandas quinquenales extractada de la serie completa
hasta 2050 presentada en la Tabla E.2.12:
Tabla E.2.12 – Proyecciones Demanda Eléctrica
Central
2025
2030
2035
2040
2045
2050
248.012
263.143
278.275
293.406
308.537
323.668
48.062
56.806
65.551
74.295
83.039
91.783
33.552
39.140
44.728
50.317
55.905
61.494
5.930
6.898
7.867
8.835
9.803
10.772
Punta Arenas
Venta final MWh
Puerto Natales
Venta final MWh
Porvenir
Venta final MWh
Puerto Williams
Venta final MWh
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
34
UMAG
E.2.7 Estructura de cada Parque Eólico y sus rendimientos anuales en los distintos escenarios
Tabla E.2.13 - Escenario 2018 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos
Potencia Potencia
Energía
Factor
Maquinas
Eólica a
Parque
Eólica
Demanda
Penetración
de uso
a instalar
instalar
Eólico
generada Eléctrica
Eólica Media
del
Total
anual
Total
Anual
Parque
2018
PE=35%
Eólico
n x KW
Punta
Arenas
Pto.
Natales
P. Porvenir
P. Williams
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
15
1,8
27,00
27,00
79.500
226.829
35%
75%
7
0,85
5,95
5,95
12.700
36.252
35%
95%
4
0,85
+ 2 x 0,275
3 0, 275
3,95
3,95
9.065
25.900
35%
91%
0,83
0,83
1.372
4.574
30%
70%
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Continuación-Tabla E.2.13 Escenario 2020 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas
eléctricos
Energía
Factor
Potencia
Eólica
Demanda
Penetración
de uso
Parque
generada
Eléctrica
Eólica
del
Potencia
Eólico
anual
Total
Media
Anual
Parque
Eólica a
Total
PE=35%
Eólico
2020
instalar
Punta
Arenas
Pto.
Natales
P. Porvenir
P. Williams
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
0
27,00
81.600
232.881
35,0%
77%
0
5,95
13.600
38.801
35,1%
58%
0
2,55
9.700
27.749
35,0%
97%
0
0,83
1.500
4.961
30,2%
77%
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
35
UMAG
Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2025 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas
eléctricos
Factor
Potencia
Energía
Demanda
Penetración
de uso
Parque
Eólica
Eléctrica
Eólica
del
Potencia
Eólico
generada
Total
Media Anual
Parque
Eólica a
2025
Total
anual
Eólico
instalar
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
0,00
27,00
86.700
248.012
35,0%
82%
--
5,95
16.800
48.062
35,0%
84%
P. Porvenir
--
2,55
11.750
33.552
35,0%
89%
P. Williams
--
0,83
1.779
5.930
30,0%
91%
Punta
Arenas
Pto.
Natales
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2030 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas
eléctricos
2030
Punta
Arenas
Pto.
Natales
P. Porvenir
P. Williams
Potencia
Eólica a
instalar
Potencia
Parque
Eólico
Total
Energía
Eólica
generada
anual
Demanda
Eléctrica
Total
Penetración
Eólica
Media Anual
Factor
de uso
del
Parque
Eólico
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
0,00
27,00
86.700
263143
35,0%
87%
--
5,95
19.948
56.806
35,1%
86%
--
2,55
13.700
39.140
35,0%
89%
--
0,83
3.147
7.867
28,5%
100%
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
36
UMAG
Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2035 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas
eléctricos
2035
Punta
Arenas
Pto.
Natales
P. Porvenir
P. Williams
Potencia
Eólica a
instalar
Potencia
Parque
Eólico
Total
Energía
Eólica
generada
anual
Demanda
Eléctrica
Total
Penetración
Eólica
Media Anual
Factor
de uso
del
Parque
Eólico
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
15 x 1,8
+ 8 x 1,8
41,10
139.000
278.275
50,0%
86%
12,60
32.800
65.551
50,0%
67%
7,65
22364
44.728
50,0%
75%
1,38
2.100
6.898
40,7%
73%
7 x 1,8
3 x 0,85
+ 6 x 0,85
5 x 0,275
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2040 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas
eléctricos
2040
Punta
Arenas
Pto.
Natales
P. Porvenir
P. Williams
Potencia
Eólica a
instalar
Potencia
Parque
Eólico
Total
Energía
Eólica
generada
anual
Demanda
Eléctrica
Total
Penetración
Eólica
Media Anual
Factor
de uso
del
Parque
Eólico
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
0
41,10
146.700
278.275
50,0%
91%
0
12,60
37.150
74.295
50,0%
75%
0
7,65
25.159
50.317
50,0%
89%
0
1,38
3.600
8.835
40,7%
83%
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
37
UMAG
Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2045 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas
eléctricos
Potencia
Eólica a
instalar
Potencia
Parque
Eólico
Total
Energía
Eólica
generada
anual
Demanda
Eléctrica
Total
Penetración
Eólica
Media Anual
Factor
de uso
del
Parque
Eólico
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
0
41,10
155.000
308.537
50,2%
96%
0
12,60
41.500
83.039
50,0%
84%
P. Porvenir
0
7,65
28.000
55.905
50,1%
94%
P. Williams
0
1,38
4.000
9.803
40,8%
92%
2045
Punta
Arenas
Pto.
Natales
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2050 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas
eléctricos
2050
Punta
Arenas
Pto.
Natales
P. Porvenir
P. Williams
Potencia
Eólica a
instalar
Potencia
Parque
Eólico
Total
Energía
Eólica
generada
anual
Demanda
Eléctrica
Total
Penetración
Eólica
Media Anual
Factor
de uso
del
Parque
Eólico
(MW)
(MW)
(MWh)
(MWh)
(%)
(%)
0
41,10
161.900
323.668
50,1%
99%
0
12,60
45.900
91.783
50,0%
93%
0
7,65
29.922
61.494
48,7%
100%
0
1,38
4.300
10.772
39,9%
99%
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Se espera que en las próximas décadas lo modelos de aerogeneradores habrán sido reemplazados
por otros de mejor rendimiento tanto técnico como de costos por lo que el aporte de la
aeroelectricidad tendrá mayor valor aún que lo estimado.
38
UMAG
E.3
Recurso Fotovoltaico
E.3.1 Tecnología Fotovoltaica
En las instalaciones fotovoltaicas, se debe considerar que el panel solar fotovoltaico estará en una
posición fija todo el año. El ángulo de inclinación que sea escogido, determinará la cantidad de
energía solar que será efectivamente absorbida para convertirse en energía eléctrica, en otras
palabras este ángulo afectará el rendimiento del sistema fotovoltaico. Lo anterior, hace necesario
utilizar un ángulo de inclinación óptimo que maximice la energía recibida.
Inclinación y orientación del sistema fotovoltaico
Una vez realizada la estimación de las áreas de las posibles coberturas y sectores escogidos para
los sistemas FV propuestos, se determina la cantidad de energía que es posible generar con la
tecnología escogida. Dado el carácter preliminar del estudio, no se considerará la influencia de la
cobertura de nubes de la región considerada, así como también no serán considerados los efectos
de sombreamiento sobre los paneles y la orientación de los mismos será siempre que sea posible
al norte geográfico. Para determinar la inclinación de los mismos, existen algunos criterios que
podrían ser considerados:
-
Una inclinación igual a la latitud del lugar maximiza la radiación captada en promedio
anual.
Una inclinación igual a la latitud + 10° maximiza la radiación captada promedio durante los
meses de invierno.
Una inclinación igual a la latitud - 10° maximiza la radiación captada promedio durante los
meses de verano.
El ángulo que se seleccione dependerá de la forma en que se utilice la instalación; esto es, la
decisión de que funcione principalmente en invierno, verano o durante todo el año determinará,
en cada caso, una inclinación diferente para el captador. Como el análisis de las diferentes
aplicaciones fotovoltaicas del presente estudio representan una primera aproximación, los
factores anteriores no serán considerados y se considerará la metodología usada en el estudio de
MasEnergía, la cual resulta en un ángulo óptimo de 38° para la ciudad de Punta Arenas y Porvenir
y de 40° para la ciudad de Puerto Natales.
Para finalmente determinar la producción anual media de la instalación, es necesario primero
determinar cuál será la irradiación solar incidente sobre los módulos fotovoltaicos.
39
UMAG
La radiación solar incidente sobre el módulo fotovoltaico
La cantidad de energía que una superficie expuesta a los rayos solares puede absorber, dependerá
del ángulo formado por los rayos solares y la superficie. Por norma general las medidas de
radiación que se toman para una determinada zona se hacen en condiciones de posición
horizontal. Este es el caso de los datos que disponemos para la región de Magallanes. Para calcular
la cantidad de irradiación incidente en una superficie inclinada, fue utilizado el programa
computacional RADIASOL, desarrollado por el Laboratorio de Energía Solar de la Universidad
Federal de Rio Grande do Sul (UFRGS, 2009). Los valores de radiación obtenidos a través del
programa, son valores medios mensuales, en kWh/m2 calculados a partir de las bases de datos
presentadas anteriormente.
E.3.2 Energía Fotovoltaica en Chile y el Mundo
En Chile existen 3 mercados para aplicaciones de la energía fotovoltaica:
Sistemas Aislados
Sector rural, nicho de mercado, el más antiguo, empresas pequeñas y medianas especializadas en
electrificación alejada de la red.
Generación Distribuida
Residencial/comercial, mercado recién partiendo, prometedor por baja sostenida de precios de
equipos y por nueva Ley 20.571. Interesante para instaladores, ESCOs, auto productores. Potencial
de masificar la fotovoltaica con sistemas pequeños y medianos instalados principalmente en
techos.
Pequeño Medio de Generación Distribuido (PGMD) y grandes generadores
Sector industrial, mercado para plantas fotovoltaicas recién partiendo, prometedor por leyes 2025 y otras, gran demanda energética, rentabilidad (parity grid). Se requieren grandes inversiones,
típicamente PPA6, parques fotovoltaicos de muchos MW, empresas internacionales.
Sin embargo, los mercados de la energía fotovoltaica no solo requieren precios bajos de
equipamiento, sino que necesitan de un marco legislativo que incentive y permita el desarrollo de
estas tecnologías. Hasta hace poco, esta era una de las principales barreras que frenaba el
6
Power Purchase Agreement
40
UMAG
desarrollo de la fotovoltaica en Chile, sin embargo, se han dado algunos pasos en la dirección de
levantar esta barrera. El proyecto de Ley que regula el pago de las tarifas eléctricas de las
generadoras residenciales con energías renovables no convencionales (ERNC), conocida como la
Ley 20.571, es un primer paso.
E.3.3 Ley 20.571, la “Ley de Generación distribuida”
Esta Ley permite la instalación de medidores bidireccionales que posibiliten el registro tanto de los
consumos del cliente residencial final, como de las eventuales inyecciones que pueda éste realizar
a la red; y establece un mecanismo de cálculo de las tarifas correspondientes a las referidas
inyecciones de energía. De esta forma, cualquier cliente residencial tendría la posibilidad de
obtener ingresos (o descuento en su cuenta eléctrica) mediante la inyección de sus excedentes de
energía a la red eléctrica.
La Ley 20.571 modifica la Ley de General de Servicios Eléctricos, permitiendo que los clientes
regulados (con fijación de precios) que posean medios de generación con ERNC y cogeneración
eficiente puedan inyectar excedentes a la red de distribución eléctrica y recibir una remuneración
por este concepto.
Características principales:
Permite conexión de plantas generadoras a la red pública de distribución.
Potencia máxima 100kW (o menos, dependiendo del punto de inyección).
El monto se descuenta en la factura del mismo mes. Si el monto a descontar es mayor que
el monto de la factura, el remanente se descontará en las facturas futuras subsiguientes.
Los valores se reajustan al IPC u otro mecanismo establecido por la SEC.
Para autoconsumo y venta de excedentes a la red.
Se requiere un contrato entre la distribuidora y el generador que establece los parámetros
básicos (potencia instalada, propiedad del medidor, formas de pago, etc.)
Todas las obras / modificaciones técnicas necesarias para realizar la conexión e inyección a
la red deberán ser solventadas por el propietario de la planta de generación.
La distribuidora tiene que entregar al cliente un certificado sobre las inyecciones de
energía efectuadas a la red (anualmente y cada vez que sea solicitado).
El cliente (generador ERNC) puede traspasar esos certificados a una compañía eléctrica.
Sobre los valores generados, sea por el inyección de excedentes, o traspaso de
certificados, no se aplica IVA.
41
UMAG
Figura E.3.1 – Esquema Sistema Fotovoltaicoy emplame a red
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
La ley 20.571 limita la potencia de un Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD) a 100
kW, esto a fin de proteger la seguridad de la red de distribución. Para efectos prácticos, cualquier
cliente que desee inyectar una potencia superior a 10 kW típicamente deberá contratar una tarifa
AT. Aquellos PMGD con potencia menor a 10 kW lo harán con tarifa BT7.
El día 6 de septiembre de 2014, se publicó en el Diario Oficial de Chile el Decreto N° 71 que
aprueba el Reglamento de la Ley 20.571, que regula el pago de las tarifas eléctricas de las
generadoras residenciales.
Finalmente, y según lo establecido por la ley 20.571, esta entrará en vigencia una vez publicado su
respectivo reglamento, lo que ocurrió el 6 de septiembre de 2014. De esta manera, la ley de Net
Billing Chilena está vigente desde el día 22 de Octubre de 2014.
La Norma Técnica, que establece los procedimientos, metodologías y demás exigencias para la
conexión y operación de Equipamientos de Generación cuya capacidad instalada total no supere
los 100 kW según la ley 20.571, es clara y precisa.
Por ejemplo, los usuarios interesados en instalar UG8 deben solicitar información a la EDE9, con el
fin de diseñar estos sistemas de acuerdo a las especificaciones técnicas del empalme. Una vez que
el usuario final envía la solicitud de conexión (SC) y esta es aprobada por la EDE, el usuario dispone
7
Baja Tensión
Unidades generadoras
9
Empresa de Distribución eléctrica
8
42
UMAG
de 6 meses para ejecutar las obras. Luego viene un proceso de aceptación de instalaciones,
pruebas y puesta en marcha, junto con la firma de un contrato de conexión (CC) entre ambas
partes. El usuario debe observar que todo equipo con inyección a la red (inversores), deberá estar
inscrito en un registro nacional gestionado por la SEC. Otro elemento importante, es que para
empalmes de hasta 10 kW se permiten equipos monofásicos (casas estándar y pequeño
comercio). En cambio para sistemas superiores a 10 kW, se requiere de empalmes trifásicos. Los
usuarios pueden solicitar aumento de empalme o cambio a sistema trifásico.
Aspectos Positivos:
NTCO10 más simple, 10 kW Residencial (monofásico), hasta 100 kW Empresas (trifásico).
La conexión del Generador (por ej. Fotovoltaico) se realiza en la instalación interior.
Los (kWh) generados y que son consumidos instantáneamente no pasan por el medidor:
administrativamente no se computan.
Visto por la cía. Eléctrica, el titular del sistema de autogeneración reduce su consumo, por
tanto le compra menos energía durante el día. Aquí está el ahorro principal, pues se evita
ampliar la red de distribución (cambio de cables), debido a que la energía se consume
donde se genera. La energía no viaja largas distancia y no se pierde por efecto joule en los
conductores.
La energía producida por encima del consumo es inyectada a la red a través del medidor
bidireccional y se computa como energía vendida a la red a un cierto precio.
Se permite uso de baterías de respaldo.
Norma SEC permite uso de inversores sin transformador (más eficientes).
Potencial uso en viviendas nuevas, economías de escala en poblaciones nuevas.
No discrimina sistemas eléctricos para su aplicación. Se aplicaría en todo Chile.
Aspectos Negativos:
10
Valorización de la energía inyectada por las UG en BT, corresponde a Precio Nudo +
pérdidas de la EDE asociadas a generación de energía. Sería la mitad del precio del KWh
consumido desde la red.
Limitada capacidad permitida de potencia a instalar, dada la restricción de flujo de energía
en TRAFO (Transformador) de distribución.
Orden de llegada en solicitudes de conexión.
Grandes poblaciones podrían requerir financiar refuerzos en la red.
No es pública la robustez y capacidad de integración de las redes.
Eventual saturación de los alimentadores en zonas muy favorables luego de un par de
años.
Norma Técnica de Conexión y Operación de Generadores
43
UMAG
No es lo suficientemente atractivo como para iniciar un “boom”, pero crea las bases para
el desarrollo de la fotovoltaica a nivel de generación distribuida.
Ejemplo de Aplicación de Net Billing:
•
•
•
•
•
•
•
•
Un comercio en la ciudad de Punta Arenas, consume 20.000 kWh anuales y dispone de un
GFV11 de 20 kW trifásico. Su tarifa (tipo BT2) es de 65 $/kWh.
La instalación produce 20.732 kW.
De estos, auto consume 10.946,5 kWh (el 52,8%), los cuales representan el 54,7% del
consumo eléctrico, y un ahorro en la factura de $711.522 anual.
El resto se ha producido en momentos que no estaba consumiendo. Por tanto, inyecta a la
red 9.785,5 kWh, y la cobra a la mitad de la tarifa 32,5 $/kWh, o sea, ingresa $318.029 al
año.
El grado de autosuficiencia es del 54,7%, el resto de la energía la paga a la compañía:
9.053,5 kWh x 65 $/kWh = $588.477 anuales.
El balance neto con la compañía es el pago menos el cobro: $270.449 a favor de la
compañía eléctrica.
El beneficio económico total del GFV es el ahorro más la venta: $1.029.551
Antes, sin el GFV se debía pagar de electricidad: 20.000*65= $1.300.000.
E.3.4 Metodología utilizada para evaluar el potencial fotovoltaico de una Región
El potencial fotovoltaico de un lugar, para una tecnología determinada (tipo de celda fotovoltaica
y sistema de seguimiento del módulo), se caracteriza por la irradiación incidente y por la
temperatura que alcanza la celda fotovoltaica en el lugar. Dado dos lugares distintos, con la misma
instalación solar fotovoltaica, su producción energética será diferente y va a depender de estas
variables. Por tanto, tendrá mayor potencial fotovoltaico la localidad donde la producción anual de
energía eléctrica a la salida del campo solar sea mayor.
Se propone usar la misma metodología empleada en el estudio de Mas Energía, la cual considera
las siguientes variables: irradiación, temperatura ambiente, sistema de seguimiento y tecnología
fotovoltaica utilizada.
A través de datos entregados por la concesionaria local (EDELMAG), fue verificado que el sistema
eléctrico de Punta Arenas está constituido básicamente por dos subsistemas, Punta Arenas y Tres
Puentes. Este sistema eléctrico está conectado a través de una línea de transmisión de unos 8 Km.
11
Generador Fotovoltaico
44
UMAG
En cambio en Porvenir, Puerto Natales y Williams, los sistemas eléctricos están constituidos
básicamente por una sola barra principal en 13,2 kV, donde se conectan las unidades generadoras
y los alimentadores.
En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni
transformadores, excepto los propios de las unidades generadoras.
Las aplicaciones eléctricas más comunes basadas en energía solar y que pueden ser
implementadas se pueden clasificar de acuerdo a varios criterios, tales como carga, potencia
instalada, tipo de tecnología, penetración a la red, y lugar de implementación entre otras. En el
caso de la Región de Magallanes será utilizada la siguiente clasificación:
Sistemas no conectados a la red
-Electrificación de Viviendas aisladas
-Sistemas de Bombeo
-Electrificación de pequeñas Villas o comunas
Sistemas conectados a la red
-Electrificación de Viviendas Residenciales
-Electrificación de Naves Industriales
- Electrificación de Edificios Públicos
(escuelas, hospitales, etc…)
-Centrales fotovoltaicas de pequeño porte
El concepto de viviendas rurales aisladas de la red, se refiere a todas aquellas viviendas que se
encuentran alejadas de los principales centros urbanos o ciudades y de los principales pueblos o
villas que pueden formar parte de una red de electrificación aislada. En la mayoría de los casos
existe también un factor de dispersión de estas viviendas, que hace inviable una posible extensión
de la red local hacia estas viviendas, quedando fuera de los principales proyectos de electrificación
rural.
Sin embargo, en la región, existe una cantidad de estancias ganaderas que bordea las 1.000 y que
funcionan con sistemas de autogeneración de electricidad mediante equipos diésel con todas las
limitaciones e inconvenientes que esto significa. En estos casos, una de las alternativas para la
electrificación de estas viviendas dispersas es la energía fotovoltaica, situación que en los últimos
años se ha ido incrementando.
Dado que el objetivo global del presente estudio es la diversificación de la matriz energética de
Magallanes, el presente trabajo busca contribuir en forma alineada a este objetivo, por lo tanto
para las aplicaciones que estén en el sector rural, alejadas de la red eléctrica existente en la
región, solo serán consideradas con el análisis de algunas tipologías de instalaciones en algunos
sectores rurales y comunas de la Región.
45
UMAG
Segmentos prometedores para la fotovoltaica en Magallanes
-
Edificios Públicos: fondos disponibles y problemas por altos consumos en este sector.
Escuelas Públicas.
Hoteles: interés adicional en imagen ecológica.
Centros de bodegaje: posibilidad de generar ingresos adicionales mediante Sistema FV en
los techos (y acogerse a la Ley 20.571)
Comercio e industria: en función de sus tarifas.
Agricultura: requerimientos de riego y bombeo de agua.
Edificios de oficinas: obtención de certificación Leed.
Casos de Estudio
Cualquier edificio, siempre que cumpla unos mínimos requerimientos de orientación y ausencia de
sombras (producidas por obstáculos), puede ser un lugar adecuado para la instalación de un
sistema fotovoltaico conectado a la red.
La incorporación de instalaciones fotovoltaicas en los entornos urbanos presenta una componente
de difusión y demostración muy importante, ya que pueden ser accesibles a un elevado número
de personas que, de esta forma, se familiarizarán con este tipo de energías.
Atendiendo a las posibles tecnologías disponibles, se ha optado por la utilización de módulos
fotovoltaicos mono-cristalinos o poli ó multi cristalinos, por ser los de mayor rendimiento, tamaño
pequeño y de peso ligero. En cuanto a la inclinación de los módulos que será considerada en este
estudio, es importante señalar que para todas las aplicaciones será considerada la inclinación
óptima para cada localidad a objeto de que los módulos reciban la mayor cantidad de irradiación,
a lo largo del año, consiguiendo con esto un aumento en el factor de planta de cada uno de los
sistemas.
Perfiles de Consumo para distintos Tipos de Usuarios
En la Figura E.3.2, se muestran los diferentes perfiles de usuarios de paneles solares, dependiendo
de la potencia instalada que requieren sus consumos.
46
UMAG
Figura E.3.2 – Esquema Perfiles de Consumidores
Fuente: D. Watts (2014)
En cuanto a las instalaciones fotovoltaicas para entornos urbanos, los componentes más utilizados
se muestran en el siguiente esquema de la Figura E.3.3
Figura E.3.3 – Componentes instalación Solar
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
47
UMAG
Costos de la Tecnología Fotovoltaica
Los precios de los Paneles Fotovoltaicos (FV), se han reducido a más de 10 veces su precio en los
últimos 30 años, sin embargo, el costo nivelado actual de la electricidad (LCOE) de los paneles FV
sigue siendo, por lo menos en la zona centro-sur de nuestro país, aún más alto que los precios en
el mercado mayorista de electricidad.
El LCOE de los sistemas de paneles FV, generalmente depende en gran medida del costo de los
componentes individuales del sistema, así como la ubicación geográfica y otros factores que
afectan el rendimiento global del sistema. El mayor componente del costo de inversión de los
sistemas fotovoltaicos es el costo del panel fotovoltaico. Hay otros factores de costos que afectan
al LCOE como el equilibrio de los componentes del sistema (ECS12), el costo de instalación,
operación y mantenimiento. Debido a la dinámica del desarrollo de costos de sistemas
fotovoltaicos, esta sección se centra en las tendencias de costos más que el costo actual.
Los costos de operación y mantenimiento de sistemas fotovoltaicos de generación de electricidad
son bajos y representan alrededor de un 0,5% a un 1,5% anual de los costos de inversión inicial 13,
siendo la vida útil esperada para los sistemas fotovoltaicos de 25 años.
Se sabe que el LCOE de los distintos proyectos depende en gran medida de la combinación
particular de los costos de inversión, tasas de descuento y los factores de planta, así como sobre la
tipología del proyecto (residencial, comercial, servicios públicos). Un parámetro que influye en los
costos de este tipo de sistemas, es el factor de planta de un sistema fotovoltaico (también llamado
factor de capacidad neto o factor de carga). Este factor tiene relación directa con la naturaleza del
recurso solar y depende de la radiación solar anual actual en un determinado lugar dada en
(kWh/m2) al año. Los factores de planta para las instalaciones fotovoltaicas se sitúan entre un 11%
y un 24%, que está acorde con los primeros hallazgos de la AIE acerca de los sistemas de potencia
PV, que encontró que la mayoría de los sistemas fotovoltaicos residenciales tenían un factor de
planta alrededor de 11% a 19%. Los sistemas a escala de servicio público en sistemas actualmente
en construcción o en fase de planificación se prevé tendrán un factor de planta de 20% a 30%14.
Varios estudios han publicado LCOE para la generación de electricidad fotovoltaica basada en
supuestos y metodologías diferentes. El LCOE en el rango de 192 a 226 US$/MWh en regiones de
radiación solar elevada (> 1.800 kW h/m2 al año) en Europa y los EE.UU. en 2009. En nuestro país,
12
ECS: todas las piezas de un sistema solar fotovoltaico con excepción de los módulos solares fotovoltaicos,
inversores, sistemas de montaje y estructuras
13
Breyer et al, 2009; IEA, 2010
14
Sharma, 2011
48
UMAG
en la zona norte de nuestro país, se están teniendo valores de LCOE de 109 US$/MWh para
centrales fotovoltaicas.15
Evaluación Mini Central Fotovoltaica
Una planta solar cuenta con los siguientes componentes o elementos:
- Generador fotovoltaico. Que a su vez consta de: Módulos fotovoltaicos y Estructuras Fija,
Seguidores en simple eje, Seguidores en doble eje, Cableado en BT y cajas de conexión,
Puesta a tierra.
- Inversor/es de conexión a red
- Cuadro de protección y medida (CPM)
- Centro/s de transformación
- Línea eléctrica de evacuación
- Sistema de monitorización
a) Módulos seleccionados
El módulo seleccionado para el campo solar fijo es el modelo STP 190T (190 W) del fabricante
SUNTECH. Es un módulo cuyas células son de Silicio mono-cristalino. Además, dispone de 3 diodos
bypass que evitan la anulación completa del módulo en caso de posibles sombras. El módulo
proporciona unas características técnicas excelentes, ya que el rendimiento de la placa es del
14,4%. En la Figura E.3.4, se muestra una imagen del tipo de módulo analizado.
Figura E.3.4 - Ejemplo de módulos fotovoltaicos sobre las estructuras fijas.
Fuente: Imagen Empresa SUNTECH
Para el campo de módulos fotovoltaicos con seguimiento solar, el módulo seleccionado es el
modelo STP 190-S del fabricante SUNTECH. Este módulo, con tecnología de células mono-
15
ACERA/NRDC 2013, Beneficios Económicos de ERNC en Chile.
49
UMAG
cristalinas tiene un rendimiento de la placa del 14,9%. En la Figura E.3.5, se muestra una imagen
del tipo de módulo analizado.
Figura E.3.5 - Ejemplo de módulos fotovoltaicos sobre un seguidor solar.
Fuente: Imagen Empresa SUNTECH
b) Inversor
El inversor seleccionado es un SOLARMAX 60 con una potencia nominal de salida de 50 kW y una
eficiencia máxima del 95%. Por tanto, para el funcionamiento de la central serán requeridas 2
unidades.
c) Separación entre filas
Se debe tener un especial cuidado en la distribución de los módulos fotovoltaicos en la superficie
disponible, para evitar que se generen sombras por los propios módulos.
La energía producida por la Central se calcula utilizando la expresión presentada en la Sección 3.4
del estudio de Más Energía, con el cuidado de considerar los siguientes factores de pérdidas cuyos
valores medios son generalmente asumidos de la siguiente forma:
- Pérdidas por tolerancia respecto a valores nominales = 4,5%
- Pérdidas por polvo y suciedad = 2,5%
- Pérdidas por temperatura = 1,5%
- Pérdidas por sombra = 2,0%
- Pérdidas en parte de CC = 3,5%
- Pérdidas en seguidor = 1,5%
- Pérdidas en inversor = 7,5%
- Pérdidas en parte de CA = 3%
En este caso, las pérdidas suman un 26%, por tanto el valor de NGF se considerará igual a un 74%.
La Tabla E.3.1 muestra la producción de energía de la Central Fotovoltaica propuesta para las
climatologías de Punta Arenas y Porvenir. Y el detalle de la energía total generada anualmente, se
muestra en la Tabla E.3.2.
50
UMAG
Tabla E.3.1- Energía generada por sistema Central PV
Energía media mensual y anual generada
Superficie
GPOA
NGF
EMF
PGF
Requerida
Mes
(kWh/m2)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Media anual
(m2)
p-Si
166
360,0
0,74
0,14
128
360,0
0,74
0,14
123
360,0
0,74
0,14
78
360,0
0,74
0,14
45
360,0
0,74
0,14
26
360,0
0,74
0,14
34
360,0
0,74
0,14
47
360,0
0,74
0,14
102
360,0
0,74
0,14
122
360,0
0,74
0,14
164
360,0
0,74
0,14
167
360,0
0,74
0,14
1.202,0
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
E. Fijo
(kWp)
(KWh)
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
6.368,0
4.910,3
4.718,5
2.992,2
1.726,3
997,4
1.304,3
1.803,0
3.912,9
4.680,1
6.291,3
6.406,4
46.110,6
Tabla E.3.2 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía total generada
E. Campo E. Campo
Mes
GPOA
E. Total
Fijo
Móvil
(kWh/m2)
(KW h)
(KWh)
(KWh)
Enero
166
6.368,0
9.797,0
16.165,0
Febrero
128
4.910,3
7.624,7
12.535,0
Marzo
123
4.718,5
7.063,6
11.782,1
Abril
78
2.992,2
4.179,1
7.171,3
Mayo
45
1.726,3
2.271,4
3.997,7
Junio
26
997,4
1.251,4
2.248,8
Julio
34
1.304,3
1.748,4
3.052,7
Agosto
47
1.803,0
2.397,6
4.200,6
Septiembre
102
3.912,9
5.081,7
8.994,5
Octubre
122
4.680,1
6.536,5
11.216,6
Noviembre
164
6.291,3
9.292,9
15.584,2
Diciembre
167
6.406,4
9.736,2
16.142,5
1.202,0
46.110,6
66.980,3
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
113.091,0
Media anual
51
UMAG
La configuración final de la planta considera 288 unidades para el campo de paneles fijos y 282
unidades para el campo de paneles móviles. Esta distribución requiere de un área mínima para el
emplazamiento de la central de 500 m2 y que podría estar cerca de la ubicación de las
instalaciones de la empresa eléctrica a objeto de minimizar costos de transmisión.
De la Tabla 12.8, se observa que la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte
(100 kW), genera una cantidad aproximada de 113 MWh que podrían ser inyectados a la red
eléctrica con un factor de planta de la instalación de un 12,9%. Si se considera que el consumo
medio anual de un hogar en la región es de 2.580 kWh, la central fotovoltaica conectada a la red
sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.
Para el caso de la ciudad de Natales, como puede ser observado en las Tablas E.3.3 y E.3.4, la
producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad
aproximada de 95,8 MWh con un factor de planta de 10,9%. Si se considera que el consumo
medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada a la red
sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.
Tabla E.3.3 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía total generada
E- Campo
Mes
GPOA
E. Campo Móvil
E. Total
Fijo
(kWh/m2)
(KWh)
(KWh)
(KWh)
Enero
116
4.449,9
6.846,1
11.296,0
Febrero
102
3.912,9
6.075,9
9.988,8
Marzo
93
3.567,6
5.340,8
8.908,4
Abril
65
2.493,5
3.482,5
5.976,1
Mayo
54
2.071,5
2.725,7
4.797,2
Junio
46
1.764,6
2.214,1
3.978,7
Julio
45
1.726,3
2.314,0
4.040,3
Agosto
66
2.531,9
3.366,8
5.898,7
Septiembre
88
3.375,8
4.384,2
7.760,0
Octubre
117
4.488,3
6.268,6
10.756,9
Noviembre
115
4.411,6
6.516,4
10.928,0
Diciembre
119
4.565,0
6.937,7
11502,8
Media anual
1.026,0
39.359,0
56.472,8
95.831,8
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
52
UMAG
Tabla E.3.4 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Fijo
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
116
360,0
Febrero
102
Marzo
p-Si
(kWp)
(KWh)
0,74
0,14
51,8
4.449,9
360,0
0,74
0,14
51,8
3.912,9
93
360,0
0,74
0,14
51,8
3.567,6
Abril
65
360,0
0,74
0,14
51,8
2.493,5
Mayo
54
360,0
0,74
0,14
51,8
2.071,5
Junio
46
360,0
0,74
0,14
51,8
1.764,6
Julio
45
360,0
0,74
0,14
51,8
1.726,3
Agosto
66
360,0
0,74
0,14
51,8
2.531,9
Septiembre
88
360,0
0,74
0,14
51,8
3.375,8
Octubre
117
360,0
0,74
0,14
51,8
4.488,3
Noviembre
115
360,0
0,74
0,14
51,8
4.411,6
Diciembre
119
360,0
0,74
0,14
51,8
4.565,0
Media anual
1.026,0
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
39.359,0
Para el caso de la ciudad de Puerto Williams, como puede ser observado en las Tablas E.3.5 y
E.3.6, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una
cantidad aproximada de 96,6 MWh con un factor de planta de un 11 %. Si se considera que el
consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada
a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.
53
UMAG
Tabla E.3.5 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía total generada
Mes
GPOA
E- Campo Fijo E. Campo Móvil
E. Total
2
(kWh/m )
(KWh)
(KWh)
(KWh)
Enero
161,2
6.183,9
9.513,7
15.697,6
Febrero
112
4.296,5
6.671,6
10.968,1
Marzo
86,8
3.329,8
4.984,7
8.314,5
Abril
45
1.726,3
2.411,0
4.137,3
Mayo
21,7
832,4
1.095,3
1.927,8
Junio
12
460,3
577,6
1.037,9
Julio
18,6
713,5
956,5
1.670,0
Agosto
40,3
1.546,0
2.055,8
3.601,8
Septiembre
78
2.992,2
3.886,0
6.878,2
Octubre
124
4.756,8
6.643,6
11.400,5
Noviembre
153
5.869,3
8.669,6
14.538,9
Diciembre
170,5
6.540,7
9.940,2
16.480,9
Media anual
1.023,1
39.247,8
57.405,6
96.653,3
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Tabla E.3.6 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Fijo
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
p-Si
(kWp)
(KW h)
Enero
161,2
360,0
0,74
0,14
51,8
6.183,9
Febrero
112
360,0
0,74
0,14
51,8
4.296,5
Marzo
86,8
360,0
0,74
0,14
51,8
3.329,8
Abril
45
360,0
0,74
0,14
51,8
1.726,3
Mayo
21,7
360,0
0,74
0,14
51,8
832,4
Junio
12
360,0
0,74
0,14
51,8
460,3
Julio
18,6
360,0
0,74
0,14
51,8
713,5
Agosto
40,3
360,0
0,74
0,14
51,8
1.546,0
Septiembre
78
360,0
0,74
0,14
51,8
2.992,2
Octubre
124
360,0
0,74
0,14
51,8
4.756,8
Noviembre
153
360,0
0,74
0,14
51,8
5.869,3
Diciembre
170,5
360,0
0,74
0,14
51,8
6.540,7
Media anual
1.023,1
39.247,8
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
54
UMAG
Análisis Sistema Aislados (Lago Deseado)
En la Figura E.3.6, se muestra un esquema del sistema fotovoltaico aislado, considerando todos los
requerimientos que deben suplirse en este sistema.
Figura E.3.6 – Esquema requerimiento sistema aislado
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Los componentes básicos que forman parte de un sistema solar fotovoltaico con acumulación, se
presenta en la siguiente Figura E.3.7:
Figura E.3.7 – Componentes Sistema Solar Fotovoltaico con acumulación
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
55
UMAG
Un esquema conceptual de la instalación se muestra en la siguiente Figura E.3.8:
Figura E.3.8 – Esquema instalación Sistema Solar Fotovoltaico con acumulación
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Uno de los aspectos fundamentales en el dimensionamiento de un sistema fotovoltaico de estas
características, es la estimación de la demanda que deberá ser cubierta, lo cual es mostrado
mediante un ejemplo en la Tabla E.3.7:
Tabla E.3.7 - Estimación de Demanda
Fuente: Software Censol 5.0
56
UMAG
En la Figura E.3.9 se muestra un esquema del software (CENSOL 5.0), empleado para el cálculo del
número de paneles fotovoltaicos necesarios para satisfazer la demanda descrita en la Tabla E.3.7.
Figura E.3.9– Imagen aplicación software (CENSOL 5.0)
Fuente: Software Censol 5.0
E.3.5 Descripción de análisis de casos tipos de instalaciones fotovoltaicas
a) Caso Sistema Tipo 1: Vivienda Residencial (2 kW)
Figura E.3.10 – Esquema de vivienda residencial con módulos FV en la techumbre
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Se va a suponer que la vivienda donde se situará la instalación tiene una orientación Norte, que
representa la orientación óptima. Además, la inclinación de los módulos fotovoltaicos es la misma
que la de la cubierta, que en este caso son 38° (inclinación óptima para Punta Arenas y Porvenir).
57
UMAG
De igual forma, se considera la forma del techo de la vivienda a objeto de disminuir al máximo la
ocurrencia de posibles sombreamientos.
Se supone también que la vivienda tiene un área de cobertura de techo útil de 42 m2 y que para
colocar los paneles fotovoltaicos dentro del área libre de sombras y maximizar el espacio
disponible en el techo, se podrían instalar 9 módulos de 240 Wp cada uno (por ej. de la marca
Canadian Solar o alguno similar de silicio poli-cristalino). En la formación propuesta, de 7 módulos
en la fila inferior y 2 módulos en la fila superior, estos producirían una potencia de 2,1 kWp.
Para servir a un sistema FV conectado a la red con almacenamiento en baterías, es necesario, usar
una clase de inversor especial que se llama inversor/cargador. Este equipo puede aceptar
electricidad del arreglo o de las baterías para accionar las cargas de la casa, y también, puede
aceptar electricidad de la red para cargar las baterías. Se podría utilizar un inversor OutBack o
similar (ubicado en planta baja) con una potencia admisible de 2,3 kW por tanto la potencia
nominal de la instalación será de 2,1 kW. La producción anual de esta instalación sería de
aproximadamente 1,9 MWh y se muestra en la Tabla E.3.8.
Tabla E.3.8 - Energía generada por sistema PV residencial 2 (kWp)
Energía media mensual y anual generada
Mes
GPOA
Arequerida
2
NGF
2
EMF
PGF
E
m-Si
(kWp)
(KW h)
(kWh/m )
(m )
Enero
166
14,4
0,8
0,14
2,0
267,7
Febrero
128
14,4
0,8
0,14
2,0
206,4
Marzo
123
14,4
0,8
0,14
2,0
198,4
Abril
78
14,4
0,8
0,14
2,0
125,8
Mayo
45
14,4
0,8
0,14
2,0
72,6
Junio
26
14,4
0,8
0,14
2,0
41,9
Julio
34
14,4
0,8
0,14
2,0
54,8
Agosto
47
14,4
0,8
0,14
2,0
75,8
Septiembre
102
14,4
0,8
0,14
2,0
164,5
Octubre
122
14,4
0,8
0,14
2,0
196,8
Noviembre
164
14,4
0,8
0,14
2,0
264,5
Diciembre
167
14,4
0,8
0,14
2,0
269,3
Media anual
1.202,0
1.938,6
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
58
UMAG
Costos de Inversión del Sistema
Tabla E.3.9 - Costos Sistema PV residencial 2 (kWp)
Presupuesto de la Instalación
Precio
Concepto
(US$) Cantidad Total
Módulos Fotovoltaicos
323
9
2.907
Canadian Solar (CS6P 240) ó similar
Inversor
1.500
1
1.500
Outback ó similar
Obra Civil
300
1
300
Material eléctrico
Caja Controlador Flex Ware PV
Desconexión CC
Desconexión AC
CC/MPPT FlexMax 60
Medidor bidireccional
Baterías
900
1
475
150
1
4
Total
900
475
600
6.682
Fuente: Elaboración CERE (2014)
b) Caso Sistema Tipo 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales (100 kW)
Figura E.3.11 - Esquema de nave industrial con módulos FV en la techumbre.
Fuente: Curso, Tecnología Fotovoltaica, presente y futuro, España (2005)
59
UMAG
Se supone que la nave industrial donde se sitúa la instalación tiene una orientación Norte, que
representa la orientación óptima. La inclinación de los módulos fotovoltaicos es la misma que la de
la cubierta, que en este caso son 38° (inclinación óptima para Punta Arenas y Porvenir). Debe
tomarse en cuenta además la forma de la cubierta de la nave industrial a objeto de disminuir al
máximo la posible la ocurrencia de sombreamientos. En la Figura E.3.11, se muestra un ejemplo de
instalaciones de este tipo. Si la nave industrial tuviese un área de cobertura de techo útil de 842
(m2), se podrían instalar 564 módulos fotovoltaicos de 210 Wp (por ej. de la marca Kyocera o
alguno similar de Silicio Mono-cristalino). Estos producirían una potencia aproximada de 118 kWp,
potencia superior a la proyectada pero que se justifica para compensar las pérdidas que se
producen en el sistema y así poder trabajar la instalación como máximo a un 85% para obtener su
máximo rendimiento. Para su conexión se utilizará un inversor único SolarMax 100C o similar
(ubicado en planta baja) con una potencia admisible de 130 kW por tanto la potencia nominal de
la instalación será de 100 kW. La producción anual de esta instalación sería de aproximadamente
113 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica
convencional, según se muestra en la Tabla E.3.10
Tabla E.3.10 - Energía generada por sistema Nave Industrial 100 (kWp)
Energía media mensual y anual generada
Mes
GPOA
Arequerida
2
NGF
2
(kWh/m )
(m )
EMF
PGF
E
m-Si
(kWp)
(KW h)
Enero
166
842,0
0,8
0,14
117,9
15.654,5
Febrero
128
842,0
0,8
0,14
117,9
12.070,9
Marzo
123
842,0
0,8
0,14
117,9
11.599,4
Abril
78
842,0
0,8
0,14
117,9
7.355,7
Mayo
45
842,0
0,8
0,14
117,9
4.243,7
Junio
26
842,0
0,8
0,14
117,9
2.451,9
Julio
34
842,0
0,8
0,14
117,9
3.206,3
Agosto
47
842,0
0,8
0,14
117,9
4.432,3
Septiembre
102
842,0
0,8
0,14
117,9
9.619,0
Octubre
122
842,0
0,8
0,14
117,9
11.505,1
Noviembre
164
842,0
0,8
0,14
117,9
15.465,9
Diciembre
167
842,0
0,8
0,14
117,9
15.748,8
Media anual
1.202,0
113.353,4
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
60
UMAG
Costos de Inversión del Sistema
Tabla E.3.11 - Costos Sistema Nave Industrial 100 (kWp)
Presupuesto de la Instalación
Precio
Total
Concepto
Cantidad
(US$)
(US$)
Módulos Fotovoltaicos
300
564
169.200
Kyocera (KD 210GX-LPU) ó similar
Inversor
21.080
1
21.080
Solar Max 100C ó similar
Obra Civil
50,470
1
50.470
Material eléctrico
Medidor bidireccional
31.620
1
31.620
475
1
475
Total 272.845
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
c) Caso Sistema Tipo 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios (20 kW)
Figura E.3.12 - Imagen de escuela con módulos FV en la techumbre
Fuente: Curso, Tecnología Fotovoltaica, presente y futuro, España (2005)
Estos sistemas de aprovechamiento de ERNC no sólo cumplirían la función de ser elementos de
producción de energía, sino que también se mostrarían como instrumentos pedagógicos, con los
cuales poder demostrar las posibilidades de estas tecnologías tanto a alumnos, padres y
ciudadanos, consiguiendo además inculcar una mentalidad de desarrollo tecnológico respetuosa
con el medio ambiente. La instalación permitirá mostrar la viabilidad técnica de producir
electricidad con la luz del sol a escala local, sin generar los impactos ambientales asociados a otras
61
UMAG
tecnologías convencionales. En la Figura E.3.12, se muestra un ejemplo de instalaciones de este
tipo. La electricidad obtenida en los módulos fotovoltaicos se inyectará en la red. Esto supone una
circulación de corriente eléctrica, lo cual determina una potencia eléctrica a transportar a través
de una línea eléctrica, desde el punto de generación hasta el punto de interconexión con la red. El
sistema consta, además, de las necesarias protecciones y la correspondiente instalación de puesta
a tierra. Si el colegio escogido tuviese un área de cobertura útil de 154 m2, se podrían instalar 124
módulos de 175 Wp (por ej. de la marca Green Energy Solar&Wind o alguno similar de Silicio
Mono-cristalino). Estos producirían una potencia máxima de 21.600 Wp. Para su conexión se
utilizará un Inversor SolarMax 20S o similar con una potencia nominal de 21.000 W por tanto la
potencia nominal de la instalación será de 20 kW. La producción anual de esta instalación sería de
aproximadamente 20.732 KWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados en un
cierto porcentaje a la red eléctrica convencional, según se muestra en la Tabla E.3.12
Tabla E.3.12 - Energía generada por sistema Tejados Fotovoltaicos Colegios (20 kWp)
Energía media mensual y anual generada
Mes
GPOA
Arequerida
2
NGF
2
EMF
PGF
E
m-Si
(kWp)
(KW h)
(kW h/m )
(m )
Enero
166
154,0
0,8
0,14
21,6
2.863,2
Febrero
128
154,0
0,8
0,14
21,6
2.207.7
Marzo
123
154,0
0,8
0,14
21,6
2.121,5
Abril
78
154,0
0,8
0,14
21,6
1.345,3
Mayo
45
154,0
0,8
0,14
21,6
776,2
Junio
26
154,0
0,8
0,14
21,6
448,4
Julio
34
154,0
0,8
0,14
21,6
586,4
Agosto
47
154,0
0,8
0,14
21,6
810,7
Septiembre
102
154,0
0,8
0,14
21,6
1.759,3
Octubre
122
154,0
0,8
0,14
21,6
2.104,3
Noviembre
164
154,0
0,8
0,14
21,6
2.828,7
Diciembre
167
154,0
0,8
0,14
21,6
2.880,4
Media anual
1.202,0
20.732,1
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
62
UMAG
Costos de Inversión del Sistema
Tabla E.3.13 - Costos sistema Tejados Fotovoltaicos Colegios (20 kWp)
Presupuesto de la Instalación
Precio
Total
Concepto
Cantidad
(US$)
(US$)
Módulos Fotovoltaicos
Green
Energy
Solar&Wind
(GESW1750) ó similar
Inversor
Solar Max 20S ó similar
Obra Civil
Cableado (de módulos a inv.
e inv. a cuadro de medida)
Protecciones y puesta a tierra
Medidor bidireccional
263
124
32.612
11.780
1
11.780
10.000
1
10.000
6.600
1
6.600
2.480
475
1
2.480
1
475
Total 63.947
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
OBS. Precios no incluyen IVA ni impuestos por importación e internación.
d) Caso Sistema Tipo 4: Central Fotovoltaica de pequeño porte (100 kW)
Figura E.3.13 - Esquema de Central Fotovoltaica
Fuente: MasEnergía (2011)
63
UMAG
Se denomina central fotovoltaica aquella instalación que está emplazada sobre una superficie de
terreno más o menos extensa y a la intemperie, con la finalidad de entregar energía eléctrica a una
red existente, normalmente en media tensión (MT), y en un punto de conexión con capacidad de
evacuación suficiente. En la Figura E.3.13, se muestra esquema de la central analizada. Con
relación a las características principales de estas centrales fotovoltaicas, se puede decir que:
Son instalaciones que abarcan desde los 100 kW hasta varios MW de potencia.
Entregan la energía eléctrica producida en MT a través de inversores de conexión
a red, una serie de centros de transformación y una línea eléctrica de MT (aérea o
subterránea) de nueva construcción hasta el punto de conexión de la línea
existente.
Al ser de mayor potencia tendrán un mayor costo de inversión inicial, pero
también tendrán una facturación mayor, por lo que el plazo de amortización podrá
ser incluso menor que en instalaciones conectadas a red en baja tensión (BT).
Deben disponer de una superficie adecuada de terreno y tal vez necesitar de una
serie de permisos que pueden dificultar el proyecto desde el punto de vista
administrativo.
Su rendimiento y producción anual en (kWh) dependerá de varios factores: del
tipo de módulo utilizado, del tipo de estructura de seguimiento empleada (fija,
simple eje o doble eje) y del lugar donde sea emplazada la instalación.
Tienen un impacto visual pequeño, en comparación con otras como la eólica.
Considerando la estimación de pérdidas las que suman un 26%, por tanto el valor de NGF se
considerará igual a un 74%, y aplicando este caso en las condiciones climatologías de Punta
Arenas y Porvenir, la configuración final de la planta considera 288 unidades para el campo de
paneles fijos y 282 unidades para el campo de paneles móviles. Esta distribución requiere de un
área mínima para el emplazamiento de la central de 500 m2 y que podría estar cerca de la
ubicación de las instalaciones de la empresa eléctrica a objeto de minimizar costos de transmisión.
La Tabla E.3.14, muestra la producción de energía de la Central Fotovoltaica propuesta para las
climatologías de Punta Arenas y Porvenir. Y el detalle de la energía total generada anualmente, se
muestra en la Tabla E.3.15.
64
UMAG
Tabla E.3.14 - Energía generada por sistema Central PV
Energía media mensual y anual generada
Superficie
GPOA
NGF
EMF
PGF
Requerida
Mes
(kW h/m2)
(m2)
Enero
166
360,0
Febrero
128
Marzo
E. Fijo
p-Si
(kWp)
(KW h)
0,74
0,14
51,8
6.368,0
360,0
0,74
0,14
51,8
4.910,3
123
360,0
0,74
0,14
51,8
4.718,5
Abril
78
360,0
0,74
0,14
51,8
2.992,2
Mayo
45
360,0
0,74
0,14
51,8
1.726,3
Junio
26
360,0
0,74
0,14
51,8
997,4
Julio
34
360,0
0,74
0,14
51,8
1.304,3
Agosto
47
360,0
0,74
0,14
51,8
1.803,0
Septiembre
102
360,0
0,74
0,14
51,8
3.912,9
Octubre
122
360,0
0,74
0,14
51,8
4.680,1
Noviembre
164
360,0
0,74
0,14
51,8
6.291,3
Diciembre
167
360,0
0,74
0,14
51,8
6.406,4
Media anual
1.202,0
46.110,6
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
Tabla E.3.15 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía total generada
E. Campo E. Campo
Mes
GPOA
E. Total
Fijo
Móvil
(kW h/m2)
(KW h)
(KW h)
(KW h)
Enero
166
6.368,0
9.797,0
16.165,0
Febrero
128
4.910,3
7.624,7
12.535,0
Marzo
123
4.718,5
7.063,6
11.782,1
Abril
78
2.992,2
4.179,1
7.171,3
Mayo
45
1.726,3
2.271,4
3.997,7
Junio
26
997,4
1.251,4
2.248,8
Julio
34
1.304,3
1.748,4
3.052,7
Agosto
47
1.803,0
2.397,6
4.200,6
Septiembre
102
3.912,9
5.081,7
8.994,5
Octubre
122
4.680,1
6.536,5
11.216,6
Noviembre
164
6.291,3
9.292,9
15.584,2
167
6.406,4
9.736,2
1.202,0
46.110,6
66.980,3
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
16.142,5
113.091,0
Diciembre
Media anual
65
UMAG
Costos de Inversión e Instalación
Una primera aproximación a los costos de esta instalación son los mostrados en la Tabla E.3.16:
Tabla E.3.16 - Costos de Inversión sistema Central PV (100 kWp)
Presupuesto de la Instalación
Total
Precio
(US$)
Cantidad
270
288
77.760
290
282
81.780
Inversor
Solar Max 60 ó similar
32.244
2
69.488
Obra Civil
62.000
1
62.000
Instalación en BT
12.400
1
12.400
Centro de Transformación
24.800
1
24.800
Concepto
Módulos Campo Fijo
STP 180S ó similar
Módulos Campo Móvil
(US$)
STP 190S ó similar
Total 328.228
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
Para el caso de la ciudad de Natales, como puede ser observado en las Tablas E.3.17 y E.3.18, la
producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad
aproximada de 95,8 MWh con un factor de planta de 10,9%. Si se considera que el consumo
medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kW h, la Central Fotovoltaica conectada a la red
sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.
66
UMAG
Tabla E.3.17 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía total generada
E- Campo
Mes
GPOA
E. Campo Móvil
E. Total
Fijo
(kW h/m2)
(KW h)
(KW h)
(KW h)
Enero
116
4.449,9
6.846,1
11.296,0
Febrero
102
3.912,9
6.075,9
9.988,8
Marzo
93
3.567,6
5.340,8
8.908,4
Abril
65
2.493,5
3.482,5
5.976,1
Mayo
54
2.071,5
2.725,7
4.797,2
Junio
46
1.764,6
2.214,1
3.978,7
Julio
45
1.726,3
2.314,0
4.040,3
Agosto
66
2.531,9
3.366,8
5.898,7
Septiembre
88
3.375,8
4.384,2
7.760,0
Octubre
117
4.488,3
6.268,6
10.756,9
Noviembre
115
4.411,6
6.516,4
10.928,0
Diciembre
119
4.565,0
6.937,7
11502,8
Media anual
1.026,0
39.359,0
56.472,8
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
95.831,8
Tabla E.3.18 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Fijo
Requerida
(kW h/m2)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Media anual
(m2)
p-Si
116
360,0
0,74
0,14
102
360,0
0,74
0,14
93
360,0
0,74
0,14
65
360,0
0,74
0,14
54
360,0
0,74
0,14
46
360,0
0,74
0,14
45
360,0
0,74
0,14
66
360,0
0,74
0,14
88
360,0
0,74
0,14
117
360,0
0,74
0,14
115
360,0
0,74
0,14
119
360,0
0,74
0,14
1.026,0
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
(kWp)
(KW h)
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
51,8
4.449,9
3.912,9
3.567,6
2.493,5
2.071,5
1.764,6
1.726,3
2.531,9
3.375,8
4.488,3
4.411,6
4.565,0
39.359,0
67
UMAG
La tipología de esta instalación, considerando el análisis recién presentado, resulta en un costo
específico de 3.156 US$/kWp instalado.
Para el caso de la ciudad de Puerto Williams, como puede ser observado en las Tablas E.3.19 y
E.3.20, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una
cantidad aproximada de 96,6 MWh con un factor de planta de un 11 %. Si se considera que el
consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada
a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.
Esta central fotovoltaica, de acuerdo al costo específico (US$/kWp) para este tipo de instalaciones
( 3.156 US$/kWp), tendría un costo aproximado de US$ 328.224.
Tabla E.3.19 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía total generada
E- Campo
Mes
GPOA
E. Campo Móvil
E. Total
Fijo
(kW h/m2)
(KW h)
(KW h)
(KW h)
Enero
161,2
6.183,9
9.513,7
15.697,6
Febrero
112
4.296,5
6.671,6
10.968,1
Marzo
86,8
3.329,8
4.984,7
8.314,5
Abril
45
1.726,3
2.411,0
4.137,3
Mayo
21,7
832,4
1.095,3
1.927,8
Junio
12
460,3
577,6
1.037,9
Julio
18,6
713,5
956,5
1.670,0
Agosto
40,3
1.546,0
2.055,8
3.601,8
Septiembre
78
2.992,2
3.886,0
6.878,2
Octubre
124
4.756,8
6.643,6
11.400,5
Noviembre
153
5.869,3
8.669,6
14.538,9
Diciembre
170,5
6.540,7
9.940,2
16.480,9
Media anual
1.023,1
39.247,8
57.405,6
96.653,3
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
68
UMAG
Tabla E.3.20 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Fijo
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
161,2
360,0
Febrero
112
Marzo
p-Si
(kWp)
(KWh)
0,74
0,14
51,8
6.183,9
360,0
0,74
0,14
51,8
4.296,5
86,8
360,0
0,74
0,14
51,8
3.329,8
Abril
45
360,0
0,74
0,14
51,8
1.726,3
Mayo
21,7
360,0
0,74
0,14
51,8
832,4
Junio
12
360,0
0,74
0,14
51,8
460,3
Julio
18,6
360,0
0,74
0,14
51,8
713,5
Agosto
40,3
360,0
0,74
0,14
51,8
1.546,0
Septiembre
78
360,0
0,74
0,14
51,8
2.992,2
Octubre
124
360,0
0,74
0,14
51,8
4.756,8
Noviembre
153
360,0
0,74
0,14
51,8
5.869,3
Diciembre
170,5
360,0
0,74
0,14
51,8
6.540,7
Media anual
1.023,1
39.247,8
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
e) Proyecto fotovoltaico localizado en sector rural de Tierra del Fuego
La cabaña se encuentra ubicada en el sector de Lago Deseado, que se encuentra ubicado a 250 km
al sur de la ciudad de Porvenir. Dado que el Lago se encuentra aproximadamente a 80 km en línea
recta de la localidad de Ushuaia en Argentina, según lo indicado en el mapa de la Figura E.3.14
serán utilizados para este análisis los datos de irradiación solar de esta localidad argentina.
69
UMAG
Figura E.3.14 – Mapa ubicación Lago Deseado en Tierra del Fuego
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
El procedimiento de diseño básico de las instalaciones solares fotovoltaicas para autoconsumo y
con acumulación, se centra en la conjunción de las necesidades energéticas de la carga y la energía
que es posible captar mediante el campo de generación, teniendo en cuenta todas las
condicionantes que afectan a este tipo de instalaciones. Posteriormente, una vez conocida la
demanda, se realiza el cálculo del número de paneles necesarios para satisfacer esta demanda.
Debido a que la cabaña sólo se ocupa permanentemente entre los meses de octubre a febrero
(temporada de pesca), solo se calculará el número de paneles necesarios para los dos meses
límite de ese intervalo de ocupación. Utilizando la asistencia de un software (CENSOL 5.0), se
realiza el análisis resultando 10 paneles fotovoltaicos, unidades que podrían ser módulos de la
marca Canadian Solar (CS6P 210) ó similares. Se utiliza una inclinación de los paneles
correspondiente a 35°, la cual es la inclinación existente de la cobertura del techo de la cabaña.
El presupuesto aproximado de esta instalación sería de 7.658 US$, cuyo detalle se muestra en la
Tabla E.3.21:
70
UMAG
Tabla E.3.21 - Costos sistema fotovoltaico autónomo en sector rural de Tierra del Fuego
Presupuesto de la Instalación
Precio
Total
Concepto
Cantidad
(US$)
(US$)
Módulos Fotovoltaicos
Canadian Solar (CS6P 210)
Inversor
Outback Modelo FX2300 ó similar
Regulador fotovoltaico TriStar
MorningStar ó similar
Baterias Sunlight Modelo 12 OPZS
1200
Material eléctrico
Obra Civil
283
10
2.830
1.500
1
1.500
284
1
284
511
4
2.044
500
500
1
1
Total
500
500
7.658
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
OBS. Precios no incluyen IVA ni impuestos por importación e internación.
Evaluación Territorial de iniciativas Fotovoltaicas
A continuación se presentan los resultados del estudio de sistemas fotovoltaicos instalados en
diferentes sectores (residencial, publico, industrial, educacional, etc.) de cada una de las ciudades
a objeto de estimar el potencial energético de ellas y su eventual aporte a la demanda media
proyectada en cada una de las localidades.
Punta Arenas
Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones
En la ciudad de Punta Arenas fueron seleccionados los siguientes conjuntos habitacionales debido
a su orientación solar favorable
71
UMAG
Años Conjunto
02-08
BARRIO ARCHIPIELAGO DE CHILOE
Superficie. Total
Tech. (m2)
32.047
Superficie Útil
(m2)
16.024
Figura E.3.15 – Vista de Barrio Archipiélago de Chiloé
Fuente: Google Earth (2014)
Años Conjunto
99-00
CARDENAL RAUL SILVA HENRIQUEZ
Superficie. Total
Tech. (m2)
31.638
Superficie Útil
(m2)
15.819
Figura E.3.16 – Vista de Barrio Raúl Silva Henríquez
Fuente: Google Earth (2014)
72
UMAG
Años Conjunto
03
LOTEO CUMBRES PATAGONICAS
Superficie. Total
Tech. (m2)
6.128
Superficie Útil
(m2)
3.064
Figura E.3.17 – Vista de Loteo Cumbres Patagónicas
Fuente: Google Earth (2014)
Años Conjunto
02
LOTEO HORNILLAS
Superficie. Total
Tech. (m2)
8.953
Superficie Útil
(m2)
4.477
Figura E.3.18 – Vista de Loteo Hornillas
Fuente: Google Earth (2014)
73
UMAG
Años Conjunto
06-09
VILLA NELDA PANICUCCI
Superficie. Total
Tech. (m2)
23.665
Superficie Útil
(m2)
11.833
Figura E.3.19 – Vista de Villa Nelda Panicucci
Fuente: Google Earth (2014)
Años Conjunto
97-01
LOTEO DEL MAR y LOTEO VARGO
Superficie. Total
Tech. (m2)
36.596
Superficie Útil
(m2)
18.298
Figura E.3.20 – Vista de Loteo del Mar y Loteo Vargo
Fuente: Google Earth (2014)
74
UMAG
La información anterior, se puede resumir en las siguientes tablas:
Tabla E.3.22 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Punta Arenas - Sistema Techumbres
Años
97-01
99-00
02
03
02-08
06-09
Conjunto
LOTEO DEL MAR y LOTEO VARGO
CARDENAL RAUL SILVA HENRIQUEZ
LOTEO HORNILLAS
LOTEO CUMBRES PATAGONICAS
BARRIO ARCHIPIELAGO DE CHILOE
VILLA NELDA PANICUCCI
Superficie Total
Conjuntos habitacionales
Superficie.
Total Tech.
(m2)
36.596
31.638
8.953
6.128
32.047
23.665
139.027
Superficie
Útil
(m2)
18.298
15.819
4.477
3.064
16.024
11.833
69.515
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
A los sectores poblacionales anteriores deben agregarse las viviendas de las Fuerzas Armadas (FF
AA), para lo cual se han considerado los siguientes 6 complejos habitacionales, que se exponen en
Tabla E.3.23.
Tabla E.3.23 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Punta Arenas - Sistema Techumbres
Nombre
FFAA-1
FFAA-2
FFAA-3
FFAA-4
FFAA-5
FFAA-6
Total Cubiertas de Techo estimadas
Superficie.
Total Tech.
(m2)
11.211
10.652
12.445
4.197
5.838
9.208
53.550
Superficie
Útil
(m2)
5.605
5.326
6.223
2.098
2.919
4.604
26.775
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
75
UMAG
Tomando en consideración los conjuntos habitacionales que se han escogido, estos poseen un
área total de techumbre de aproximadamente 192.577 m2 y un área total utilizable 96.290 m2 en
los cuales podrían ser instalados módulos fotovoltaicos (tipo mono-cristalino). Esto significa la
posibilidad de contar con una capacidad instalada de cerca de 15.406 kWh y una producción anual
aproximada de 154 kWh/m2 de energía eléctrica. Como puede ser observado en la Tabla E.3.24,
esto implicaría una producción anual de cerca de 14.814 MWh de energía eléctrica que podrían
ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional.
Tabla E.3.24– Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
166
96.290,0
Febrero
128
Marzo
Abril
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
15.406,4
2.045.969,9
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
1.577.615,4
123
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
1.515.989,8
78
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
961.359,4
Mayo
45
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
554.630,4
Junio
26
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
320.453,1
Julio
34
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
419.054,1
Agosto
47
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
579.280,6
Septiembre
102
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
1.257.162,2
Octubre
122
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
1.503.664,6
Noviembre
164
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
2.021.319,7
Diciembre
167
96.290,0
0,8
0,16
15.406,4
2.058.295,0
Media anual
1.202,0
14.814.794,2
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
76
UMAG
Caso de Estudio 2.: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales
Esto implicaría una producción anual de cerca de 46.641 MWh de energía eléctrica que podrían
ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional, tal como se muestra en la Tabla E.3.25:
Tabla E.3.25 – Energía total generada anualmente por Sistema Naves Industriales
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
166
303.150,0
Febrero
128
Marzo
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
48.504,0
6.441.331,2
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
4.966.809,6
123
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
4.772.793,6
Abril
78
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
3.026.649,6
Mayo
45
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
1.746.144,0
Junio
26
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
1.008.883,2
Julio
34
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
1.319.308,8
Agosto
47
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
1.823.750,4
Septiembre
102
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
3.957.926,4
Octubre
122
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
4.733.990,4
Noviembre
164
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
6.363.724,8
Diciembre
167
303.150,0
0,8
0,16
48.504,0
6.480.134,4
Media anual
1.202.0
46.641.446,4
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
77
UMAG
Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios
En Punta Arenas, fueron considerados los siguientes colegios tanto públicos como privados. En la
Tabla E.3.26 se muestran los resultados de la energía generadas con el sistema analizado.
Tabla E.3.26 – Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas
Colegios
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
166
85.574,0
Febrero
128
Marzo
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
13.691,8
1.818.276,4
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
1.402.044,4
123
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
1.347.277,1
Abril
78
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
854.370,8
Mayo
45
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
492.906,2
Junio
26
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
284.790,3
Julio
34
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
372.418,0
Agosto
47
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
514.813,2
Septiembre
102
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
1.117.254,1
Octubre
122
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
1.336.323,6
Noviembre
164
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
1.796.369,4
Diciembre
167
85.574,0
0,8
0,16
13.691,8
1.829.229,8
Media anual
1.202,0
13.166.073,3
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Como muestra la Tabla E.3.26, esto implicaría una producción anual de cerca de 11,55 MWh de
energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional.
78
UMAG
Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público y Privado
En Punta Arenas, se consideraron en este estudio las instalaciones, indicadas en la Tabla E.3.27:
Tabla E.3.27 – Instalaciones Públicas y Privadas
Superficie.
Superficie
Nombre
Total Tech.
Útil
(m2)
(m2)
Varios
3.353
1.677
Ex Asmar (municipal)
5.452
2.726
Total cubiertas techo estimada
8.805
4.402
8.355
Pudeto
16.710
5.344
Telecomunicaciones
10.688
9.260
Armada-3P
18.521
2.635
FACH
5.270
Total cubiertas techo estimada
51.189
25.595
Recintos Deportivos
51.105
25.553
Total cubiertas techo estimadas
51.105
25.553
Complejo Sur
2.810
1.405
Consultorio Juan Damianovic
1.367
683
Consultorio Mateo Bencur
1.739
869
Consultorio Tomas Fenton
896
448
Hospital Naval
7.156
3.578
Hospital Regional Antiguo
9.525
4.762
Hospital Regional Nuevo
1.532
7.766
Total cubiertas techo estimadas
39.024
19.512
Total cubiertas techo
150.123
75.062
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
En Punta Arenas, las instalaciones mostradas anteriormente, producirían anualmente la energía
mostrada en la Tabla E.3.28.
79
UMAG
Tabla E.3.28– Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Instalaciones Públicas y
Privadas
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EGF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
166
75.062,0
128
Media anual
1.202,0
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
12.009,9
1.594.917,4
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
1.229.815,8
123
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
1.181.776,1
78
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
749.419,0
45
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
432.357,1
26
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
249.806,3
34
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
326.669,8
47
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
451.573,0
102
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
980.009,5
122
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
1.172.168,2
164
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
1.575.701,5
167
75.062,0
0,8
0,16
12.009,9
1.604.525,3
11.548.739,1
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
Como muestra la Tabla E.3.28, esto implicaría una producción anual de cerca de 11.55 MWh de
energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional.
Caso de Estudio 5: Central Fotovoltaica de pequeña escala
A partir del análisis de la fotografía satelital mostrada en la Figura E.3.21, se puede observar que la
instalación tipo de 100 kW analizada en la sección de aplicaciones “tipo”, podría instalarse en el
sector aledaño a las instalaciones de la empresa eléctrica de Punta Arenas ubicada en el sector del
Barrio Industrial. Recordando el análisis realizado anteriormente, la configuración final de la planta
consideraría 288 unidades para el campo de paneles fijos y 282 unidades para el campo de paneles
móviles.
80
UMAG
Figura E.3.21 - Localización de Central FV de pequeña escala (Punta Arenas)
Fuente: Google Earth (2014)
Porvenir
Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones
Se elige una población de 102 viviendas entregadas recientemente, agrupadas en seis manzanas:
Como puede ser observado en la Tabla E.3.29, esto implicaría una producción anual de cerca de
565 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica
convencional.
81
UMAG
Tabla E.3.29 – Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
166
3.672,0
Febrero
128
Marzo
Abril
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
587,5
78.022,7
3.672,0
0,8
0,16
587,5
60.162,0
123
3.672,0
0,8
0,16
587,5
57.812,0
78
3.672,0
0,8
0,16
587,5
36.661,2
Mayo
45
3.672,0
0,8
0,16
587,5
21.150,7
Junio
26
3.672,0
0,8
0,16
587,5
12.220,4
Julio
34
3.672,0
0,8
0,16
587,5
15.980,5
Agosto
47
3.672,0
0,8
0,16
587,5
22.090,8
Septiembre
102
3.672,0
0,8
0,16
587,5
47.941,6
Octubre
122
3.672,0
0,8
0,16
587,5
57.342,0
Noviembre
164
3.672,0
0,8
0,16
587,5
77.082,6
Diciembre
167
3.672,0
0,8
0,16
587,5
78.492,7
Media anual
1.202,0
564.959,2
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales
Algunas de las naves industriales más relevantes en cuanto a superficie y que fueron consideradas
en este estudio para la ciudad de Porvenir, son las siguientes:
-
Pesquera Nova Austral
Frigorífico Patagonia
Regimiento de Porvenir
Esto implicaría una producción anual de cerca de 609 MWh de energía eléctrica que podrían ser
generados e inyectados a la red eléctrica convencional, tal como se muestra en la Tabla E.3.30.
82
UMAG
Tabla E.3.30 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Naves Industriales
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
166
3.960,0
Febrero
128
Marzo
123
Abril
m-Si
(kWp)
(KWh)
0,8
0,16
633,6
84.142,1
3.960,0
0,8
0,16
633,6
64.880,6
3.960,0
0,8
0,16
633,6
62.346,2
78
3.960,0
0,8
0,16
633,6
39.536,6
Mayo
45
3.960,0
0,8
0,16
633,6
22.809,6
Junio
26
3.960,0
0,8
0,16
633,6
13.178,9
Julio
34
3.960,0
0,8
0,16
633,6
17.233,9
Agosto
47
3.960,0
0,8
0,16
633,6
23.823,4
Septiembre
102
3.960,0
0,8
0,16
633,6
51.701,8
Octubre
122
3.960,0
0,8
0,16
633,6
61.839,4
Noviembre
164
3.960,0
0,8
0,16
633,6
83.128,3
Diciembre
167
3.960,0
0,8
0,16
633,6
84.649,0
Media anual
1,202.0
609.269,8
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios
En la ciudad de Porvenir, fueron considerados los siguientes colegios y liceos:
-
Colegio Libertador Bernardo O’Higgins
Liceo María Auxiliadora
Liceo Polivalente Hernando de Magallanes (Antiguo)
Liceo Polivalente Hernando de Magallanes (Nuevo)
Como puede ser observado en la Tabla E.3.31, esto implicaría una producción anual de cerca de
514 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica
convencional.
83
UMAG
Tabla E.3.31 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Porvenir
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
166
3.340,0
Febrero
128
Marzo
Abril
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
534,4
70.968,3
3.340,0
0,8
0,16
534,4
54.722,6
123
3.340,0
0,8
0,16
534,4
52.585,0
78
3.340,0
0,8
0,16
534,4
33.346,6
Mayo
45
3.340,0
0,8
0,16
534,4
19.238,4
Junio
26
3.340,0
0,8
0,16
534,4
11.115,5
Julio
34
3.340,0
0,8
0,16
534,4
14.535,7
Agosto
47
3.340,0
0,8
0,16
534,4
20.093,4
Septiembre
102
3.340,0
0,8
0,16
534,4
43.607,0
Octubre
122
3.340,0
0,8
0,16
534,4
52.157,4
Noviembre
164
3.340,0
0,8
0,16
534,4
70.113,3
Diciembre
167
3.340,0
0,8
0,16
534,4
71.395,8
Media anual
1.202,0
513.879,0
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público
En Porvenir se consideran las siguientes instalaciones:
-
Gimnasio Padre Mario Zabattaro
Museo
Sala de Uso Múltiple
Fide XII
Municipalidad
Casa de la Cultura
Edificios Públicos
Como muestra la Tabla E.3.32, esto implicaría una producción anual de cerca de 403 MWh de
energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional.
84
UMAG
Tabla E.3.32 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Edificios Públicos
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
166
2.620,0
Febrero
128
Marzo
m-Si
(kWp)
(KWh)
0,8
0,16
419,2
55.669,8
2.620,0
0,8
0,16
419,2
42.926,1
123
2.620,0
0,8
0,16
419,2
41.249,3
Abril
78
2.620,0
0,8
0,16
419,2
26.158,1
Mayo
45
2.620,0
0,8
0,16
419,2
15.091,2
Junio
26
2.620,0
0,8
0,16
419,2
8.719,4
Julio
34
2.620,0
0,8
0,16
419,2
11.402,2
Agosto
47
2.620,0
0,8
0,16
419,2
15.761,9
Septiembre
102
2.620,0
0,8
0,16
419,2
34.206,7
Octubre
122
2.620,0
0,8
0,16
419,2
40.913,9
Noviembre
164
2.620,0
0,8
0,16
419,2
54.999,0
Diciembre
167
2.620,0
0,8
0,16
419,2
56.005,1
Media anual
1202
403.102,7
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 5: Central Fotovoltaica de pequeña escala
A partir del análisis de la fotografía satelital de la Figura E.3.22, se puede observar que la
instalación tipo de 100 kW analizada en el capítulo anterior, podría instalarse en el sector aledaño
a las instalaciones de la empresa eléctrica de Porvenir.
Figura E.3.22 Localización de Central FV de pequeña escala (Porvenir)
Fuente: Google Earth (2014)
85
UMAG
Natales
Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones
En la ciudad de Natales fueron seleccionados 4 conjuntos habitacionales debido a su orientación
solar favorable.
Tabla E.3.33 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Natales - Sistema Techumbres
Años
97-04
01-05
07-09
09-12
Conjunto
Octavio Castro
Eduardo Frei
Sector Sur
Indígena
Superficie Total Conjuntos Habitacionales
Superficie. Total
Tech. (m2)
8.995
22.722
14.497
17.028
63.242
Superficie Útil
(m2)
4.498
11.361
7.249
8.514
31.622
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Como puede ser observado en la Tabla E.3.34, esto implicaría una producción anual de cerca de
4.153 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica
convencional.
Tabla E.3.34 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Complejos Habitacionales
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
116
31.622,0
Febrero
102
Marzo
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
5.059,5
469.523,5
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
412.856,8
93
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
376.428,3
Abril
65
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
263.095,0
Mayo
54
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
218.571,3
Junio
46
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
186.190,3
Julio
45
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
182.142,7
Agosto
66
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
267.142,7
Septiembre
88
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
356.190,2
Octubre
117
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
473.571,1
Noviembre
115
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
465.475,8
Diciembre
119
31.622,0
0,8
0,16
5.059,5
481.666,3
Media anual
1.026
4.152.854
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
86
UMAG
Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales
Las naves o galpones industriales de Natales, aportan un área total de cobertura de techo de
aproximadamente 5.553 m2. La Tabla E.3.35, muestra el detalle de la producción de energía.
Tabla E.3.35 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Naves Industriales
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
116
2.776,0
Febrero
102
Marzo
m-Si
(kWp)
(KWh)
0,8
0,16
444,2
41.218,0
2.776,0
0,8
0,16
444,2
36.243,5
93
2.776,0
0,8
0,16
444,2
33.045,5
Abril
65
2.776,0
0,8
0,16
444,2
23.096,3
Mayo
54
2.776,0
0,8
0,16
444,2
19.187,7
Junio
46
2.776,0
0,8
0,16
444,2
16.345,1
Julio
45
2.776,0
0,8
0,16
444,2
15.989,8
Agosto
66
2.776,0
0,8
0,16
444,2
23.451,6
Septiembre
88
2.776,0
0,8
0,16
444,2
31.268,9
Octubre
117
2.776,0
0,8
0,16
444,2
41.573,4
Noviembre
115
2.776,0
0,8
0,16
444,2
40.862,7
Diciembre
119
2.776,0
0,8
0,16
444,2
42.284,0
Media anual
1.026
364.566,5
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
87
UMAG
Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios
En Natales, fueron considerados 10 colegios y liceos indicados en la Tabla E.3.36
Tabla E.3.36 – Resumen Colegios ciudad de Natales
Origen
Nombre
Municipal
Municipal
Municipal
Municipal
Municipal
Municipal
Municipal
Privado
Privado
Privado
Liceo Politécnico Luis Cruz Martínez
Liceo B-11 Gabriela Mistral
Colegio E-3 Santiago Bueras
Colegio G-4 Baudilia Avendaño de Yousuff
Colegio diferencial Ramón Barros Luco
Colegio E-1 Bernardo O'Higgins Riquelme
Colegio E-5 Cap. Juan Guillermos
Colegio Charles Darwin
Monseñor Fagnano
Liceo María Mazarello
Total cubiertas techo estimada
Superficie
Total Tech.
(m2)
8.500
2.180
3.715
3.314
925
2.356
4.338
1.672
5.817
1.271
34.089
Superficie
Útil
(m2)
4.250
1.090
1.858
1.657
463
1.178
2.169
836
2.908
635
17.045
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Con los colegios antes mencionados, se obtiene una producción anual aproximada de 131 kWh/m2
de energía eléctrica, tal como se muestra en la Tabla E.3.37.
88
UMAG
Tabla E.3.37 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Natales
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
116
17.000,0
Febrero
102
Marzo
m-Si
(kWp)
(KWh)
0,8
0,16
2.720,0
252.416.0
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
221.952.0
93
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
202.368.0
Abril
65
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
141.440.0
Mayo
54
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
117.504.0
Junio
46
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
100.096.0
Julio
45
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
97.920.0
Agosto
66
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
143.616.0
Septiembre
88
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
191.488.0
Octubre
117
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
254.592.0
Noviembre
115
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
250.240.0
Diciembre
119
17.000,0
0,8
0,16
2.720,0
258.944.0
Media anual
1.026
2.232.576,0
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público
En la ciudad de Natales, se consideraron 3 tipos de instalaciones, que tal como se muestra en la
Tabla E.3.38,
Tabla E.3.38 – Resumen Sector Público de Natales
Superficie
Superficie
Nombre
Total Tech.
Útil
2
(m )
(m2)
Sector cultura y social
1.773
887
Salud (Hospital)
2.357
1.179
Construcciones públicas
1.208
604
Total cubiertas techo estimada
5.338
2.669
Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)
Esto implicaría una producción anual de cerca de 350 MWh de energía eléctrica que podrían ser
generados e inyectados a la red eléctrica, cuyo desglose se muestra en la siguiente tabla:
89
UMAG
Tabla E.3.39 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica en Edificios Públicos
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
m-Si
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
Enero
116
2.669,0
0,8
Febrero
102
2.669,0
Marzo
93
Abril
(kWp)
(KW h)
0,16
427,0
39.629,3
0,8
0,16
427,0
34.846,5
2.669,0
0,8
0,16
427,0
31.771,8
65
2.669,0
0,8
0,16
427,0
22.206,1
Mayo
54
2.669,0
0,8
0,16
427,0
18.448,1
Junio
46
2.669,0
0,8
0,16
427,0
15.715,1
Julio
45
2.669,0
0,8
0,16
427,0
15.373,4
Agosto
66
2.669,0
0,8
0,16
427,0
22.547,7
Septiembre
88
2.669,0
0,8
0,16
427,0
30.063,6
Octubre
117
2.669,0
0,8
0,16
427,0
39.970,9
Noviembre
115
2.669,0
0,8
0,16
427,0
39.287,7
Diciembre
119
2.669,0
0,8
0,16
427,0
40.654,2
Media anual
1.026
350.514,4
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 5: Central Fotovoltaica de pequeña escala
A partir del análisis de la fotografía satelital de Natales de la Figura E.3.23, se puede observar que
la instalación tipo de 100 kW analizada anteriormente en este estudio, podría instalarse en un
sector próximo a las instalaciones de la empresa eléctrica de Natales.
Figura E.3.23 - Localización de Central FV de pequeña escala, Natales
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
90
UMAG
Puerto Williams
Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones
Se elige una población de 41 viviendas pertenecientes a un conjunto habitacional de casas SERVIU
FSEV16 llamado Loteo Williams y que actualmente se encuentra en construcción. De acuerdo a los
planos, se dispone de una superficie construida de 45 m2 aproximadamente y está localizada con
una adecuada orientación hacia el Norte. Como puede ser observado en la Tabla E.3.40, esto
implicaría una producción anual de cerca de 100,9 MWh de energía eléctrica que podrían ser
generados e inyectados a la red eléctrica convencional.
Tabla E.3.40 – Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
161,2
656,0
Febrero
112
Marzo
m-Si
(kWp)
(KWh)
0,8
0,16
105,0
13.938,7
656,0
0,8
0,16
105,0
10.747,9
86,8
656,0
0,8
0,16
105,0
10.328,1
Abril
45
656,0
0,8
0,16
105,0
6.549,5
Mayo
21,7
656,0
0,8
0,16
105,0
3.778,6
Junio
12
656,0
0,8
0,16
105,0
2.183,2
Julio
18,6
656,0
0,8
0,16
105,0
2.854,9
Agosto
40,3
656,0
0,8
0,16
105,0
3.946,5
Septiembre
78
656,0
0,8
0,16
105,0
8.564,7
Octubre
124
656,0
0,8
0,16
105,0
10.244,1
Noviembre
153
656,0
0,8
0,16
105,0
13.770,8
Diciembre
170,5
656,0
0,8
0,16
105,0
14.022,7
Media anual
1.023,1
100.929,5
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Colegios
En Puerto Williams, fue considerado el Liceo Donald Mc Intyre, que posee un área total
proyectada de cobertura de techo de aproximadamente 2.840 m2. La producción anual
aproximada de 131 kW h/m2de energía eléctrica, tal como se muestra en la Tabla E.3.41.
16
Fondo Solidario de Elección de Vivienda
91
UMAG
Tabla E.3.41 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Puerto Williams
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kWh/m2)
(m2)
Enero
161,2
1.420,0
Febrero
112
Marzo
m-Si
(kWp)
(KWh)
0,8
0,16
227,2
29.299,7
1.420,0
0,8
0,16
227,2
20.357,1
86,8
1.420,0
0,8
0,16
227,2
15.776,8
Abril
45
1.420,0
0,8
0,16
227,2
8.179,2
Mayo
21,7
1.420,0
0,8
0,16
227,2
3.944,2
Junio
12
1.420,0
0,8
0,16
227,2
2.181,1
Julio
18,6
1.420,0
0,8
0,16
227,2
3.380,7
Agosto
40,3
1.420,0
0,8
0,16
227,2
7.324,9
Septiembre
78
1.420,0
0,8
0,16
227,2
14.177,3
Octubre
124
1.420,0
0,8
0,16
227,2
22.538,2
Noviembre
153
1.420,0
0,8
0,16
227,2
27.809,3
Diciembre
170,5
1.420,0
0,8
0,16
227,2
30.990,1
Media anual
1.023,1
185.958,7
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en el sector Público
En Puerto Williams se consideran 7 instalaciones públicas, tal como se muestra en la Tabla E.3.42.
Tabla E.3.42 – Resumen superficies del Sector Público de Puerto Williams
Superficie
Superficie
Nombre
Total Tech.
Útil
2
(m )
(m2)
Gobernación
248
124
Biblioteca
854
427
Municipalidad
323
161,5
Bomberos
352
176
Supermercado Naval
1.317
658,5
Galpón Naval
804
402
Edif.Deptos Navales
3.294
1.647
Total cubiertas techo estimada
7.192
3.596
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
92
UMAG
Esto implicaría una producción anual de cerca de 470,9 MWh de energía eléctrica que podrían ser
generados e inyectados a la red eléctrica convencional, cuyo desglose se presenta en la siguiente
tabla:
Tabla E.3.43 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Edificios Públicos
Energía media mensual y anual generada
Superficie
Mes
GPOA
NGF
EMF
PGF
E. Total
Requerida
(kW h/m2)
(m2)
161,2
3.596,0
Febrero
112
Marzo
86,8
Abril
m-Si
(kWp)
(KW h)
0,8
0,16
575,4
74.198,4
3.596,0
0,8
0,16
575,4
51.552,3
3.596,0
0,8
0,16
575,4
39.953,0
45
3.596,0
0,8
0,16
575,4
20.713,0
Mayo
21,7
3.596,0
0,8
0,16
575,4
9.988,2
Junio
12
3.596,0
0,8
0,16
575,4
5.523,5
Julio
18,6
3.596,0
0,8
0,16
575,4
8.561,4
Agosto
40,3
3.596,0
0,8
0,16
575,4
185.49,6
Septiembre
78
3.596,0
0,8
0,16
575,4
35.902,5
Enero
Octubre
124
3.596,0
0,8
0,16
575,4
57.075,7
Noviembre
153
3.596,0
0,8
0,16
575,4
70.424,1
Diciembre
170,5
3.596,0
0,8
0,16
575,4
78.479,1
Media anual
1.023
470.920,7
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Caso de Estudio 4: Central Fotovoltaica de pequeña escala
A partir del análisis de la fotografía satelital de Puerto Williams de la Figura E.3.24, se puede
observar que la central tipo de 100 kW analizada anteriormente en este estudio, podría instalarse
en un sector próximo a la central eléctrica de EDELMAG en Puerto Williams.
93
UMAG
Figura E.3.24 - Localización de Central FV de pequeña escala, Puerto Williams
Fuente: Google Earth (2014)
E.3.6 Evaluación de Energía Solar Térmica
Colectores Solares
Los colectores solares son equipos que captan la radiación solar y transmiten su energía a un
fluido, el cual puede ser directamente el agua a utilizar o algún otro fluido que transmitirá la
energía térmica. Existen 2 grupos de colectores cuya clasificación se basa en si utilizan energía
solar de alta o de baja entalpía.El presente trabajo considera en su evaluación de la aplicación de
la Energía Solar Térmica en Magallanes, colectores solares sin concentración para calentamiento
de agua sanitaria (ACS). De acuerdo al Manual Solar Térmico de la FENERCOM (2004), existen dos
tecnologías para este tipo de colectores:
Colectores de Placa Plana
Estos interceptan la radiación en una placa de absorción en cuyo interior se encuentra un
serpentín por la que pasa el fluido calo-portador. Éste se calienta al pasar a través de los canales
por transferencia de calor desde la placa de absorción. La energía transferida por el fluido
portador, dividida entre la energía solar que incide sobre el colector y expresada en porcentaje, se
llama eficiencia instantánea del colector. Estos son capaces de calentar el fluido transportador
hasta unos 82oC y obtener valores cercanos al 80% de eficiencia17. Por lo anterior, este tipo de
colectores se han utilizado eficazmente para calentar agua y también para calefacción. En la Figura
E.3.25, se muestra un colector de placa plana.
17
FENERCOM, 2004.
94
UMAG
Figura E.3.25-a - Colectores de Placa Plana
Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010
Figura E.3.25-b - Colectores de Placa Plana Compacto
Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010
Colectores Heat-Pipe o de Tubos al Vacío
Poseen una simetría cilíndrica, formados por dos tubos uno exterior y uno interior con una capa de
pintura o material selectivo. El tubo interno contiene un fluido de trabajo llamado también
superconductor por su extraordinaria capacidad y velocidad para transferir el calor sin tener
prácticamente pérdidas ya que existe vacío en su interior.18
18
RETSCREEN, 2010.
95
UMAG
Figura E.3.26 - Colectores de Tubos al Vacío
Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010
Figura E.3.27 - Componentes de un Sistema Solar Térmico para Calentamiento de Agua Caliente Sanitaria
(A.C.S.)
Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010
96
UMAG
Los sistemas solares térmicos cuenta con:
Una superficie de colectores que capta la energía solar; Los tanques solares que permiten acumular la energía captada bajo la forma de
agua caliente;
Un circuito solar que une la superficie colectora a los tanques. Este circuito
primario está compuesto por distintos accesorios que garantizan la correcta
operación del sistema: bomba impulsora, intercambiador de calor, controlador de
temperaturas para la mezcla de agua. Un circuito secundario que une el sistema solar al sistema de respaldo. Sistema de respaldo; el sistema solar puede estar conectado en serie a un sistema
de respaldo que proporcionará en forma automática la energía complementaria
necesaria para calentar el agua a la temperatura requerida. Este sistema de
respaldo puede ser perfectamente el sistema de A.C.S. existente en la vivienda. Si
el sistema de producción de A.C.S. es instantáneo, es importante asegurarse que
lleve un control termostático, es decir que controla su aporte energético según la
temperatura de entrada del agua. De esta manera se evitará sobre calentamiento
de agua, y desde luego, el riesgo que los usuarios se quemen. Si no llevara control
termostático, es recomendable cambiar el existente por un sistema que lo integra,
o instalar un conjunto de válvulas de corte que permiten elegir entre el agua
calentada por el sistema solar, o el agua calentada por el sistema tradicional
existente. La segunda opción presenta la desventaja que necesita la intervención
del usuario para cambiar de sistema según el recurso solar, sin embargo no
presenta costos adicionales. Se recomienda la opción del control termostático. Elementos a considerar para evaluar la pre-factibilidad económica de sistemas
el nivel de irradiación solar existente en el lugar. Este factor influye en la viabilidad del
proyecto y en el nivel de ahorro que pueda obtenerse;
la ocupación de la dependencia y evaluación de las necesidades de A.C.S. Mientras más
ocupación de la dependencia exista, mayor impacto generará la implementación del
proyecto. De la misma forma, mientras mayores sean las necesidades de A.C.S. la
aplicabilidad de un proyecto de este tipo será mayor;
la superficie disponible en la techumbre para instalación de colectores solares. Si las
necesidades de A.C.S. son altas y por ende existe un requerimiento energético mayor, será
necesaria una mayor superficie disponible para la instalación de colectores. Por lo
anterior, la superficie disponible para instalar los colectores solares de un sistema solar
térmico es determinante para la viabilidad técnica del proyecto; obstáculos que proyecten
sombra sobre la superficie escogida para instalación del sistema de colectores solares.
97
UMAG
Revisión de caso de un sistema solar de producción de ACS en Puerto Montt
En este caso fueron evaluadas dos tecnologías de captación solar térmica: colectores solares
térmicos al vacío y colectores solares térmicos planos siendo estas tecnologías analizadas desde
un punto de vista técnico y de viabilidad económica (E. Alzamora, Evaluación Técnica y Financiera
de Alternativas Energéticas Renovables no Convencionales para incorporar a la Gestión Energética
del Casino de Suboficiales Badilla, III Brigada de la Fuerza Aérea de Chile, Puerto Montt, 2012).
Dicho proyecto consistía en evaluar la producción de ACS con energía solar para satisfacer el
consumo de agua caliente de las duchas del Casino de Suboficiales de FACH el cual posee
aproximadamente 200 m2 de superficie disponible para la instalación de colectores solares. La
Figura E.3.28 muestra algunos supuestos que fueron analizados en este proyecto:
Figura E.3.28 - Supuestos técnicos sistema solar térmico de 30 colectores solares Heat Pipe para A.C.S
Fuente: E. Alzamora, Pto Montt (2012)
Los resultados del balance energético calculado con el modelo del Software Solo 2000 usado en el
análisis de este proyecto, se presentan a continuación:
Figura E.3.29 - Balance energético entregado por software Solo 2000 con aportes del sistema solar térmico
de 30 colectores de tubos al vacío (Heat-Pipe)
Fuente: E. Alzamora, Pto Montt (2012)
98
UMAG
E.4
Recurso Hidroeléctrico
No hay anexos para este tema.
99
UMAG
E.5
Recursos Marinos
E.5.1 Estado Actual de la investigación y desarrollo tecnológico en Chile.
Actualmente aún no se ha comercializado la energía marina en el país por lo que existe una
oportunidad para el país de jugar un papel relevante en la Investigación y Desarrollo tecnológico.
Prueba de ello es que a contar del año 2015 debiera entrar en funcionamiento el primer Centro de
Excelencia Internacional de Energía Marina del país- iniciativa de CORFO junto al Ministerio de
Energía-, el cual además de contribuir al desarrollo e investigación de las energías marinas, debiera
generar servicios especializados y patentes, entre otros, buscando con ello convertirse en un
laboratorio para que nuevos desarrolladores puedan probar sus tecnologías y de esa manera,
convertirse en un polo de I+D+i.
En nuestro país existen organizaciones que se encuentran relacionadas con las energías marinas,
entre ellas la ADEMAR19, la ACERA20 y algunas empresas como: ALAKALUF21 y ASMAR22. Fundación
CEQUA en La Patagonia, Corporación ENERMAR y varias universidades. Lo anterior resulta
fundamental dada la influencia que tiene cada una de ellas en ámbitos relacionados con el
desarrollo de las ERNC, sobretodo de las energías marinas.
En universidades y centros de investigación chilenos, ya realiza investigación en energía marina y,
en muchos casos, en colaboración con el sector privado. A continuación se presentan algunos
ejemplos:
HydroChile, desarrolló un proyecto denominado “Catastro del recurso energético asociado
a oleaje para el apoyo a la evaluación de proyectos de generación de energía Undimotriz”
terminado en junio del 2014. Los objetivos de este trabajo fueron fortalecer el proceso de
implementación de la energía Undimotriz a través de los siguientes aspectos: Valoración
del recurso Undimotriz (teórico) disponible, Información geo-espacial relevante para la
inversión, Estudio de dispositivos, condiciones de ingreso a mercado y aspectos
ambientales.
Escuela de Ingeniería Naval de la Universidad Austral, estudio de turbinas mareomotrices
de bajo caudal, para uso en granjas salmoneras.
El DOCE23 de la Universidad de Concepción actualmente hace investigación del uso de
19
Asociación de Energías del Mar
Asociación Chilena de Energías Renovables
21
empresa que promueve las energías marinas en Chile, ubicada en la Región de Magallanes.
22
Astilleros y Maestranzas de la Armada
23
Departamento de Oceanografía
20
100
UMAG
radares de alta frecuencia para la medición de las corrientes de marea o de oleaje.
Universidad Técnica Federico Santa María desarrolla un proyecto que estudia el
desempeño de la turbina de rebosadero de la empresa Wave Dragon, entre otros trabajos
acerca de la electrónica de potencia y modelamiento de potencia, que incluye el diseño de
convertidores para generadores de energía marina a base de generadores de imanes
permanentes.
El Ministerio de Energía en el marco del Convenio de Prestación de Servicios y
Transferencia de Recursos entre el Ministerio de Energía y Departamento de Geofísica de
la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile24, en conjunto con
el SHOA25 y la DIPRIDA26 desarrollan el proyecto de sitio web “Explorador de Energía
Marina” en cual se desea proporcionar mapas de los recursos de energía undimotriz y
Mareomotriz, actualmente se encuentra disponible el de undimotriz en la página web del
Ministerio de Energía, sección Energías Renovables.
El CEQUA27 desarrolló un proyecto de investigación sobre consideraciones
medioambientales de la energía marina.
Además existen empresas privadas que están desarrollando las primeras etapas de conceptos
tecnológicos para la generación de energía undimotriz y mareomotriz, detalladas a continuación:
Ausind, realizó pruebas a su propio modelo a escala de absorbedor puntual de energía
undimotriz, instalado en el mar cerca de Valparaíso. Blue Power Projects, realizó pruebas conceptuales de prototipo undimotriz en el Quisco. ETYMOL, ha realizado pruebas controladas de un prototipo a escala de su dispositivo de
energía undimotriz de baja potencia (250 kW).
Maestranza Diésel, ha realizado pruebas (a pequeña escala) de varios prototipos de dispositivos que aprovechan la energía undimotriz y mareomotriz, incluyendo una prueba
realizada en el Canal de Chacao. Undimotriz Chile, está en desarrollo de un nuevo concepto de energía undimotriz. Wilefko, recientemente realizó pruebas a un prototipo a pequeña escala de su aleta captadora de energía undimotriz en Concón. En base al estudio realizado por POCH, denominado Potencial de Utilización de Energías Marinas
en Tres Lugares de Interés en la Región de Magallanes, desarrollado en el marco del proyecto
“Aprovechamiento de la Energía Solar, del Viento y Marinas para mejorar la competitividad de la
24
Decreto Exento Nº550 del 28 de diciembre de 2011
Servicio Hidrográfico y Oceanográfico de la Armada
26
Dirección de Investigación, Programas y Desarrollo de la Armada
27
Centro de Estudios del Cuaternario, Fuego-Patagonia y Antártica
25
101
UMAG
Acuicultura y Turismo”28 , se logró determinar el potencial Mareomotriz específicamente de los
lugares estudiados: Península Antonio Varas, Seno Skyring e Isla Capitán Aracena. Dicho estudio
también señala que aun cuando existen tecnologías ampliamente probadas y ya en etapa
comercial, estas en su mayoría no son compatibles con los resultados obtenidos, ya que casi todas
funcionan con velocidades cercanas a los 2 m/s. Sin embargo, se ha detectado la necesidad de
desarrollar dispositivos que puedan funcionar con velocidades más bajas y por ello, existen
algunas alternativas que si bien en general aún se encuentran en etapas de experimentación y
prototipos, se espera que con el paso del tiempo se puedan ir perfeccionando y transformando en
alternativas viables. Finalmente, se pudo concluir que si bien las velocidades obtenidas en las
mediciones de las campañas de terreno son bastante bajas unas y muy bajas otras, existen
tecnologías disponibles que podrían ser compatibles con ellas como: Hydro-Gen Water Power y
Tocardo Serie T100. Por otro lado, el estado del arte de las tecnologías se obtuvo de los estudios
realizados por POCH y por el estudio desarrollado por Jordi Dagà Kunze en su memoria
“Aprovechamiento hidroeléctrico de las mareas y su posible desarrollo en chile” para optar al
título de Ingeniero Civil de la Universidad de Chile.
La IEA29 ha estimado los costos al año 2030 para tres tipos de energía proveniente de los mares,
entre ellas presas mareomotrices (a partir de rangos de mareas), corrientes mareomotrices (a
partir de corrientes de mareas) y oleaje (a partir de olas), los cuales se pueden ver en la siguiente
tabla. A partir de ella se puede concluir que el costo de inversión para aprovechar la energía que
proviene de las olas triplica el costo de inversión para aprovechar la energía proveniente de las
mareas. A modo de resumen se puede comentar que los costos en la producción de electricidad a
partir de las energías marinas se mueven en un rango entre 150 y 300 US$/MWh, costos con los
cuales en Chile no son competitivos con otras renovables, pero si podría competir con generación
a diésel, la cual margina costos en el SIC hasta valores de 252 US$/MWh (El costo de los contratos
de energía solar FV oscilan entre los 95-110 US$/MWh y de 90-105 US$/MWh para eólica a julio
de 2013, según datos de ACERA). Sin embargo, la apuesta del sector es a que con el paso de los
años estos costos vayan disminuyendo y a la vez, se vayan equiparando entre unas tecnologías y
otras, al menos en lo que respecta a los dispositivos en sí. En la Tabla E.5.1, se muestra algunos
rangos de valores de energía eléctrica, a través del uso de energías marinas.
28
29
Proyecto Innova CORFO de Bienes Públicos para la Competitividad Regional N°12BPCR-16638
Agencia Internacional de Energía
102
UMAG
Tabla E.5.1 - Valores aproximados de energía eléctrica.
Fuente: Universidad Autónoma de México, s/f.
En el siguiente Figura E.5.1, se muestra una relación entre la inversión inicial y la potencia
instalada para corrientes marinas, hidroeléctrica convencional y undimotriz, en base a estudios
realizados por la empresa ETYMOL. Si bien la inversión inicial es alta, también lo es la potencia
generada a partir de las corrientes utilizando los dispositivos adecuados.
Figura E.5.1 - Grafico Relación inversión inicial v/s potencia instalada.
Fuente: ETYMOL, (2010)
Si se compara lo anterior con la siguiente Figura E.5.2, donde se muestra la relación entre la
inversión inicial y la potencia promedio de generación para corrientes marinas, hidroeléctrica
convencional y undimotriz, se puede ver que la tendencia es la misma, y que no existen
variaciones significativas, ya que se reitera el hecho de que si bien la inversión inicial es bastante
alta en comparación a otras tecnologías (más del doble que las hidroeléctricas convencionales)
también lo es la potencia promedio generada.
103
UMAG
Figura E.5.2 - Grafico Relación inversión inicial v/s potencia promedio.
Fuente: ETYMOL, (2010)
Los componentes mínimos que se deben tener en consideración en la evaluación técnica de un
proyecto de energía a partir de corrientes según la SI-OCEAN, Energía de los Océanos: Estado del
Arte 2013, son los que se muestran en la Tabla E.5.2:
Tabla E.5.2 - Componentes Mínimos de Proyectos de Energías Marinas
104
UMAG
Fuente: SI-OCEAN, (2013)
La forma en que se disponen los dispositivos de generación y la forma en que operan para generar
electricidad de acuerdo a las condiciones presentes, se denominan “arreglos” En el caso de las
corrientes, su energía puede ser aprovechada de dos maneras: mediante el cambio en la altura de
las mareas (energía potencial), y utilizando el flujo del agua (energía cinética).
La energía de marea es muy sensible a la velocidad. La potencia de salida varía con el cubo de la
velocidad. En otras palabras, si el agua fluye dos veces más rápido, la potencia será ocho veces
mayor. También, las turbinas para mareas no requieren girar tan rápido como los molinos de
viento para generar energía, porque el agua es aproximadamente 800 veces más densa que el
aire.
La disposición o “arreglo”, de la tecnología más común hoy en día se puede clasificar en tres
categorías principales:
En corriente de marea: Hacen uso de la energía cinética del agua en movimiento para mover
turbinas, de una manera similar a los molinos de viento usan corrientes de aire. Este método
está ganando popularidad debido a que es removible, puede ampliarse de forma gradual
(desde un solo dispositivo, con una matriz, a una granja más grande), tiene costos más bajos y
su impacto ecológico es menor (en comparación con las presas).
105
UMAG
En barrera: En este arreglo, se hace uso de la energía potencial en la diferencia de altura entre
las mareas altas y bajas. Son presas de esencialmente todo el ancho de un estuario de marea o
de la desembocadura de un río que tiene una conexión fluida con el océano. Su principal
desventaja, es que las presas tienen costos muy altos, una escasez de sitios viables y
preocupaciones socio-ambientales asociadas.
En lago de marea: Son similares a las presas, pero se pueden construir como estructuras
autónomas que no se extienden completamente a través de un estuario lo que puede implicar
una reducción de costos e impactos globales. Ellos pueden ser configurados para generar
continuamente, lo que no es el caso con presas
De acuerdo a la información entregada por la División de Energías Renovables del Ministerio de
Energía, las tecnologías de Barrera y de Lagos de Mareas, no son aplicables a Chile.
Con relación a los artefactos o turbinas, de acuerdo a estudios del EMEC30, se han identificado seis
tipos principales de convertidores de energías de mareas: Turbina de eje horizontal, Turbina de eje
vertical, Perfil hidrodinámico (Hydrofoil) oscilante, Sistema de efecto Venturi, Tornillo de
arquímides y Tidal kite (cometa de corriente).
En la Tabla E.5.3, se describen más en detalle cada uno de los tipos de artefactos antes descritos,
ahondando principalmente en su modo de funcionamiento, como también la situación mundial de
las tecnologías marinas.
E.5.2 Desarrollo de Energías Marinas en el mundo
El desarrollo mundial de las energías marinas y sus inversiones se detallas en la siguiente tabla.
País/Autor
República de
Corea
Autor:
Keyyong Kong
Tabla E.5.3 – Energías Marinas en el Mundo
Descripción
Energía de mareas: El Instituto de Investigación y Desarrollo del Océano (Kordi)
informa que en el año 2011 ha sido inaugurada la planta Shiva de energía de
mareas; su potencia es de 254 MW; dicha planta fue iniciada en diciembre del
año 2004, está constituida por 10 turbinas de 25,4 MW de potencia nominal, su
capacidad anual de generación ronda los 552,7 GWh. El costo del proyecto fue
de US$ 462,5 millones. Además se está considerando construir otras tres plantas
más: Ganghwa de 838 MW, Incheon de 1440 MW y Garorin de 520 MW
Energía de las ondas: En el año 2012 se construirá una planta de 500 MW dotada
del sistema de columna de agua oscilante que se instalará en la isla de Jeju; el
equipo consta de dos columnas de aire acopladas cada una a una turbina
30
Centro Europeo de Energías Marinas
106
UMAG
País/Autor
Japón
Autor:
Yasuyuki
Ikegami
China
Autor:
Dengwen Xia.
Centro
Nacional de
Tecnología
Oceánica.
Australia
Autor: John
Wright. CSIRO
Descripción
generadora; este proyecto fue gestionado por el Kordi y financiado con fondos
del Estado con un presupuesto de US$ 15,5 millones para la planta piloto y US$
8,5 millones para I+D.
El Instituto de Energía Oceánica de la Universidad de Saga (EPN) junto con el
Instituto de Las Nuevas Energías y Tecnologías para el Desarrollo Industrial
(NEDO) han, concluido un estudio del potencial de las energías oceánicas en el
país. Las fuentes relevadas fueron la energía undimotriz, OTEC, energía de las
corrientes marinas y finalmente la energía mareomotriz considerando tanto las
corrientes de mareas como la diferencia de nivel; además se han localizados los
lugares favorables para el desarrollo de proyectos de energía oceánica.
China tiene previsto lanzar a fin del año 2011, el Plan Quinquenal de Energía
Marina Renovable (2011- 2015), este plan fue elaborado por la Administración
Oceánica Estatal (SOA) y por la Comisión Nacional de Administración de la
Energía (NEA).
La SOA ha sido también responsable de preparar una estrategia nacional para el
aprovechamiento de las energías renovables marinas con un horizonte cercano
fijado en el año 2020; este documento será liberado próximamente. Desde el
año 2010, la SOA ha establecido un “Fondo Especial para las Energías del Mar”
cubriendo varias áreas específicas de I + D como por ejemplo el ensayo de
equipos. En el año 2010, el monto total de apoyo financiero de este programa
fue de US$ 44 millones para 26 proyectos; en el año 2011 se asignaron US$ 31
millones para 39 proyectos; en este mismo año en la isla de Daguan ha
comenzado a funcionar un sistema múltiple de energías renovables que consta
de un equipo para el aprovechamiento de la energía de las ondas de 30 kW; una
turbina eólica de 60 kW y un equipo de energía solar fotovoltaica de 15 kW. Esta
combinación de energías de fuentes renovables es el foco de otros proyectos
que se están llevando a cabo en China: un proyecto de 500 kW en la isla de
Zhaitang y otro de similar potencia en la isla de Danwanshan; ambos proyectos
se encuentran en desarrollo.
Se han iniciado los planes para la creación de una grilla para la conexión a la red
eléctrica de un sistema de aprovechamiento de la energía undimotriz y mareas
en la zona de pruebas de Roncheng, en la región de Shangdong.
Hay alrededor de 12 empresas activas procurando alcanzar el estado comercial
de sus equipos.
La firma OPT Australia recibió a fines de 2009 una beca por $ 66 millones del
gobierno federal para el desarrollo comercial de 19 MW en la costa de Victoria.
El gobierno ha puesto en marcha el Programa de Energías Renovables
Emergentes con un presupuesto de $ 126 millones para el fomento de este tipo
de energías renovables; este fondo será administrado por un organismo nuevo;
el Centro Australiano para la Energía Renovable (ACRE), que finalmente será
sustituida por la creación de la Agencia Australiana de Energías Renovables
(ARENA).
Este organismo va a administrar $ 3,2 mil millones del presupuesto del gobierno
australiano para promover la I + D, la comercialización y el desarrollo de
107
UMAG
País/Autor
Nueva
Zelanda
Autor: John
Huckerby.
AWATEA
Canadá
Autor: Tracey
Kutney.
Recursos
Naturales
Descripción
proyectos de energía renovable para mejorar la competitividad del sector; los
postulantes pueden solicitar fondos en cualquier momento y no hay límites para
los financiamientos de proyectos en desarrollo.
El Comité Científico de la Commonwealth y la Organización de Investigación
Industrial (CSIRO), la Agencia Científica Nacional de Australia están realizando el
mapeo de los recursos oceánicos del país; además se formó una asociación con 9
miembros vinculada a la industria denominada Ocean Energy of Australia.
El gobierno de Nueva Zelanda lanzó el 30 de agosto de 2011 el Plan Estratégico
Energético. El objetivo señalado en el documento es alcanzar una generación del
90% de la energía del país mediante fuentes renovables; en este documento no
se hace una referencia específica a las energías marinas. Desde fines
del año 2007 el gobierno ha ofrecido recursos económicos para proyectos de
desarrollo por medio del Fondo de Desarrollo de Energías Marinas (MEDF); las
subvenciones se han asignado en 4 cuotas desde el año 2008 hasta el 2011,
como resultado de esta operatoria existen varios proyectos en marcha.
Corriente de marea La empresa Crest Energy aseguró un recurso de 200 MW
para un proyecto situado en el Puerto de Kaipara al norte de Auckland.
Energía de las ondas Chatam Islands Marine Energy Limited: planea obtener una
potencia de 220 kW con el dispositivo Wavegen LIMPET en la isla de Chatam a
800 km al este de Nueva Zelanda.
Tangaroa Energy: ha establecido una relación con la empresa Langlee Wave
Power de Noruega para desplegar un dispositivo de 20 kW en las proximidades
de la isla de Stewart.
Wave Energy Technology de Nueva Zelada (WET-NZ): recibió apoyo económico
para instalar un dispositivo absorbedor en escala 1:2 de 20 kW de potencia
frente a las costas de Wellington y también en la última ronda de negociación
recibió apoyo económico para la instalación del cable de vinculación del
dispositivo con la costa; este dispositivo se encuentra actualmente en el mar
realizando los ensayos preliminares en la zona de la Península de Banks cerca
Christchurch previa a su instalación en Wellington.
Technology Roadmap: vinculada a energías marinas renovables junto con el ente
de Recursos naturales de Canadá establecieron como objetivo para la industria
canadiense la instalación para el año 2016 de 75 MW y de 2 GW para el año
2030; esto representa una inversión de $ 2 billones considerados al valor del año
2013; como parte de estos desarrollos se le ha dado importancia tanto a los
aspectos técnicos como a los ambientales y al estudio de los recursos
energéticos renovables como corrientes marinas, fluviales y de marea como
también energía de las ondas.
Corrientes de mareas En este momento están siendo evaluados una serie de
proyectos por el Fund Ocean Research Center of Energy (FORCE).
Alstom cuenta actualmente con la tecnología adecuada para el aprovechamiento
de las corrientes de mareas y está trabajando intensamente para su
implementación en los próximos años.
New Energy Corp. está realizando ensayos en Canoa Pass en la Columbia
108
UMAG
País/Autor
Descripción
Británica y en el Grand Passage de Nueva Escocia.
Mavi Innovations está probando un equipo constituido por ductos en forma
vertical en escala 1:2 Energía de las ondas Surf Power se encuentra realizando
ensayos del modelado de equipos para instalar lejos de la costa precisamente en
cuencas de la costa oeste. El College of North Atlantic está llevando a cabo un
proyecto en la parte sur de la costa este en Terranova.
Corriente fluvial New Energy Corp. está realizando ensayos en Manitoba,
Columbia Británica y también en Alaska (USA).
RER (anteriormente conocida como RSW) instaló un equipo de 250 MW en el río
San Lorenzo cerca de Montreal.
Quebec Sabella Energy planea la instalación de un equipo en el río San Lorenzo
(2011-2012).
Clean Current: se encuentra realizando ensayos de un dispositivo.
Verdant Power de Canadá sigue trabajando en la propuesta para la instalación
de un equipo en el río San Lorenzo en las proximidades de Cornwall. Ontario.
Instream Energy está realizando ensayos en la Columbia Británica.
Estados
Para el año 2030 este país tiene como meta generar de 23 a 38 GW de potencia
Unidos de
a partir de fuentes oceánicas. Su Departamento de Energía está realizando una
Norte
rigurosa evaluación de los recursos marinos disponibles (ondas, mareomotriz,
América
corriente de marea y térmica oceánica) además está estudiando los distintos
Autor:
tipos de tecnologías para su aprovechamiento; al mismo tiempo se está
Michael C.
trabajando en la resolución de los desafíos asociados al medioambiente; estos
Reed.
estudios permitirán elaborar un informe de los recursos y la factibilidad
Departamento económica de los mismos; de esta forma los interesados del ámbito privado en
de Energía
el desarrollo de estas tecnologías puedan tener una cabal idea de los mismos y
(DOE)
que los organismos del estado puedan orientar los recursos económicos en I + D
a proyectos con posibilidades reales de concreción. En estos momentos se ya
encuentra disponible la evaluación de los recursos vinculados a las mareas y está
por finalizar la evaluación de las ondas y la energía térmica marina.
Cabe señalar que ya se encuentran en fase experimental en el mar equipos del
tipo MHK.
Los proyectos del ámbito privado que actualmente se están desarrollando que
corresponden al período 2011-2013 son los siguientes:
Free Flow Power: en julio de 2011 se instaló una turbina de 40 kW en el río
Mississippi.
Columbia Power Technologies: en marzo de 2011 se instaló un equipo de
captación de la energía undimotriz denominado “Sea Ray” en Puget Sound.
Washington.
Ocean Power Renovables Company: en marzo de 2012 instalará la primera de las
cinco turbinas de marea de 150 kW en la bahía Cobscook.
Ocean Power Technologies: en enero de 2012 instalará su equipo “Power Buoy”
de 150 kW para la captación de la energía de las ondas en Reedsport. Oregón.
Snohomish Public Utility District: en el año 2013 tiene previsto instalar dos
turbinas “Open Hydro” en Admiral Inlet. El Departamento de Energía a través de
sus laboratorios, universidades y empresas privadas está financiando una
109
UMAG
País/Autor
México
Autor:
Gerardo
Hiriart.
Energías
Alternativas.
Estudios y
Proyectos
(ENAL)
España
Autor: José
Luis Villate.
Tecnalia
Descripción
variedad de trabajos destinados al estudio de las tecnologías de captación de los
recursos energéticos para acelerar su desarrollo.
Algunos de estos trabajos son los siguientes:
Sandía National Laboratory: ha desarrollado una herramienta relacionada a un
curso de formación para la caracterización de los dispositivos de captación de la
energía mareomotriz; allí se estudian los fenómenos que se producen en el
campo cercano con la finalidad de actualizar el Código de la Dinámica de los
Fluidos Ambientales (EFDC).
The Northwest National Marine Renewable Energy Center: constituido por la
Oregón State University y la University of Washington han desarrollada un
equipo modular en escala para la medición del rendimiento de las turbinas
usadas en la captación de la energía mareomotriz además del estudio de su
costo, rendimiento y los afectos en el ambiente de este tipo de
aprovechamiento.
Pacific Northwest National Laboratory: trabaja con el Departamento de Energía
(DOE) en el Anexo IV de la OES-IA (Sistema de Energía Oceánica de la Agencia
Internacional de Energía) para crear un organismo internacional que reúna las
bases de datos de los impactos ambientales de los proyectos.
México se encuentra muy interesada en cuantificar sus recursos marinos; no
obstante no cuenta con un mecanismo de apoyo para estimular este tipo de
inversión. La inversión pública para financiar la I + D ha sido bastante escasa
pero se espera que en el futuro se mejore.
Un detallado atlas del recurso Undimotriz de la costa española ha sido
presentado por el Instituto de Hidráulica Ambiental de la Universidad de
Cantabria; este trabajo ha sido financiado por la Agencia Española de Energía del
Ministerio de Industria (IDEA); el mismo se encuentra disponible en: WWW.
Ihcantabria.com / enola
La Universidad de la Cantabria ha inaugurado en marzo una serie de laboratorios
de ensayos orientados a la investigación en Ingeniería Marítima (on shore y off
shore) en la costa de Cantabria y en la cuenca del Océano donde se podrán
realizar el modelado físico y numérico de los prototipos variando las condiciones
de ondas y viento.
España anunció recientemente los objetivos relacionados al aprovechamiento de
la energía undimotriz y de marea; en el año 2016 se espera alcanzar los primeros
10 MW de potencia y a continuación sobre la base de una tasa de crecimiento
anual de 20 a 25 MW desde el año 2016 hasta el 2020 se espera alcanzar en el
fin de ese período los 100 MW de potencia.
Energía de las ondas El primer sistema de aprovechamiento de la energía
Undimotriz conectado a la red eléctrica fue inaugurado en julio del 2011 en el
110
UMAG
País/Autor
Descripción
país vasco, este emprendimiento fue promovido por el Ente Vasco de Energía
(EVE) que depende de la Agencia Energética Vasca y se encuentra instalado en
un nuevo espigón en el Puerto de Mutriku. La usina se basa en el sistema
denominado columna de agua oscilante (OWC) y consta de 16 columnas donde
el agua que proviene del mar ingresa al tubo y se desplaza en forma vertical; el
movimiento de la turbina es producido por el aire que se encuentre encima de la
columna de agua; las turbinas son Voith Hydro Wavegen de una potencia de
18,5 kW. Otro caso donde Ente Vasco de la Energía está trabajando es el de los
convertidores flotantes BIMEP; se espera que para el año 2012 se pueda
conectar con el sistema eléctrico de la costa.
Portugal
EN ONDAS: una subsidiaria de la Red Nacional Portuguesa (REN), está llevando a
Autor: Ana
cabo las tareas de ingeniería asociadas para una Zona Piloto Portuguesa que se
Brito de Melo. denominará Ocean Plug (off shore).
Centro de
Proyecto OWC: en la isla de Pico ubicada en las Azores estuvo en
Energía de las funcionamiento una planta experimental de 400 kW, el prototipo se basa en el
Olas
sistema de columna oscilante de agua (OWC); el equipo pudo completar un
funcionamiento autónomo en forma continua durante tres meses del año
2010; a principios de 2011 se produjo una falla en el generador y durante el
otoño luego de varios ensayos se presentó una propuesta a los organismos de
financiación para renovar la estructura y la instalación de un segundo equipo. El
proyecto OWC de la isla de Pico forma parte de una selección de sistemas de
captación de la energía oceánica que es financiado por CE Marinet.
Proyecto Wave Roller: se espera que este proyecto de 300 kW se instale en
enero de 2012 en Peniche, la región marina central del país; este proyecto es
llevado a cabo por la empresa finlandesa AW-Energy en colaboración con la
firma Portugués Eneólica con financiación de la Unión Europea.
Proyecto Wind Float: a principio del año 2011 se instaló en la zona off shore de
Aguzadora en el norte del país el prototipo denominado Wind Float, el equipo
consta de una plataforma flotante con una turbina de 2.0 MW de la firma
Vestas.
Reino Unido
En la actualidad, en Inglaterra y Gales las tecnologías de energías marinas
de la Gran
reciben dos Certificados de Obligación de Energías Renovables (ROC) por cada
Bretaña
MWh colocado en la red eléctrica. El Departamento de Energía propone
Autor: Trevor aumentar este número a cinco ROC con la condición de que la energía sea
Raggatt.
generada a partir de fuentes marinas tal como corrientes de mareas u ondas
Departamento además que la potencia de los equipos no supere los 30 MW y finalmente que
de Energía y
estén instalados antes del 31 de marzo de 2017; después de esa fecha, la
Cambio
promoción se realizará a través de beneficios arancelarios que están siendo
Climático.
estudiados como parte de la reforma de los mercados del suministro eléctrico
DECC
(REM) Más información está disponible en:
http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/news/pn11 85/pn11 85.aspx
Dinamarca
En el año 2011 se inició un proyecto liderado por la Universidad de Aalborg y
Autor: Kim
financiado por el Programa de Demostración y Desarrollo de Tecnologías
Nielsen.
Energéticas Danesas (EUDP); su objetivo es el de generar estrategias para el
111
UMAG
País/Autor
Ramboll
Suecia
Autor: Maja
Wänström.
Agencia de
Energía Sueca
Noruega
Autor: Harald
Rikheim.
Descripción
desarrollo de la energía undimotriz.
En Dinamarca existen varias compañías trabajando en el aprovechamiento de la
energía undimotriz:
Dexawave: durante el año 2011 ha instalado un prototipo en escala 1:2 en el
DanWEC en Hanstholm, además se ha generado un acuerdo con el gobierno de
Malta para la instalación de 3 equipos de 250 kW de potencia para la captación
de la energía de las ondas; su intención a futuro es la instalación de 24
convertidores más; el modelo a escala 1:10 tomado como referencia de estos
equipos fue ensayado en Nissum Bredning y posteriormente fue transportado e
instalado en Malta en julio del año 2011.
Floating Power Plant: esta empresa anunció en abril del año 2011 su asociación
con Bridgeworks Capital de Oregón. USA; esta asociación derivó en la creación
en USA de una empresa denominada Floating Power Inc; cuyo objetivo es la
comercialización de equipos denominados Poseidon Wave; estos equipos están
constituidos por plataformas marinas dotadas de molinos eólicos.
Wave Dragon: en el año 2011 recibió financiamiento del EUDP para desarrollar
prototipos de 1,5 MW en el Centro de Ensayos DanWEC en Hanstholm.
Leacon: desde la primavera del año 2011 se halla trabajando en el prototipo 1:10
que se pondrá en funcionamiento en Nissum Bredning.
Crestwing: en octubre del año 2011 y por un término de 6 meses se pondrá a
prueba su modelo en escala 1:2 en el mar abierto de Frederikshavn.
Weptos: corresponde a un nuevo enfoque del sistema denominado “patos de
mar” donde se integra dos series, cada uno dispone de un eje propio; este
sistema está siendo probado en las nuevas instalaciones que la Universidad de
Cantabria de España dispone en Centro de la Costa y en Cuenca Oceánica (CCOB)
Wave Star: un equipo de esta empresa ha estado operando desde un muelle por
más de 2 años suministrando energía para la red eléctrica.
El gobierno de Suecia con un presupuesto de € 85 millones ha puesto en marcha
la construcción de una planta piloto para ensayar equipos para la captación de la
energía undimotriz. Entre los proyectos relacionados cabe mencionar:
Seabased AB & AB Fortum; el proyecto corresponde a una granja undimotriz de
10 MW; su costo de € 28 millones donde el gobierno sueco dispuso una subsidio
de € 15 millones para su realización.
Ocean Harvesting Technology AB: un prototipo en escala 1:4 para la captación
de la energía undimotriz está siendo desarrollado en forma conjunta con Fred
Olsen.
Ministro AB: recibió un subsidio de € 0,4 millones del Carbon Trust para realizar
los ensayos de su prototipo de corriente marina en Strangford Lough. Reino
Unido. Este proyecto es considerado por el Carbon Trust como ejemplo de
equipos de la tercera generación de conceptos tecnológicos para la captación de
la energía de la marea.
A partir de su promoción y financiamiento en los últimos años se produjo un
significativo aumento en I+D en el aprovechamiento de las energías renovables.
Una de las más beneficiadas fueron las energías oceánicas; se ha hecho hincapié
112
UMAG
País/Autor
Stalkraft
Irlanda
Autor: Heoin
Sweeney.
Autoridad de
Energía
Sustentable
de Irlanda
(SEAI)
Descripción
en el desarrollo de la energía undimotriz y la energía de las mareas.
Sea Horse Power. LLC: en el Centro Ambiental de Runde se está ensayando un
novedoso prototipo para el aprovechamiento de la energía undimotriz.
Fred Olsen Bolt: desde el año 2009 está en funcionamiento un dispositivo para el
aprovechamiento de la energía undimotriz denominado BOLT 2, su potencia
nominal es de 225 kW y tiene un diámetro de 16 m.
Actualmente se encuentra en construcción un equipo que será puesto a prueba
en el Fabtest; en este sitio se realizan los ensayos del Reino Unido y es operado
por la Universidad de Exeter.
Langlee Wave Power: un modelo donde se ha mejorado el sistema de amarre
tiene asegurado 700.000 libras esterlinas que serán financiadas por Farma Invest
AB. Un nuevo dispositivo para la captación de la energía undimotriz es del tipo
OWC y se encuentra en fase de desarrollo, el diseño está basado en el concepto
de Kvaerner de la década de 1980.
Hammerfest Strom. UK: esta firma de origen noruego se encuentra ensayando
una unidad de corriente de marea en una etapa pre comercial, el modelo HS
1000 de 1 MW está ubicado en el Centro Marino Europeo (EMEC), los fondos
para su construcción y ensayos provienen del Carbon Trust.
Hydra Tidal: su dispositivo está siendo modificado después de un período de
ensayos en el Seabased del Centro Ambiental de Runde en las Islas Lofoten.
Como base de una política nacional para acelerar el avance de la tecnología para
la captación de los recursos energéticos marinos se estableció como objetivo de
este país tener para el año 2020 una capacidad instalada de 500 MW de energía
oceánica. Un informe elaborado por la Autoridad de Energía Sustentable de
Irlanda (SEAI) fue publicado en junio de 2011; allí se detalla “la evaluación de los
puertos irlandeses y los requisitos para el desarrollo de la industria de las
energías renovables marinas”; este es un ejemplo para comenzar a trabajar en la
cadena logística industrial de Irlanda y optimizar el beneficio económico de la
utilización de los recursos energéticos marinos. Se ha lnlclado con el
establecimiento de la distribución de los recursos energéticos marinos en torno
a las costas irlandesas; esto permitirá determinar el puerto más adecuado para
el desarrollo de poblaciones costeras.
El Departamento de Comunicaciones, Energía y Recursos Naturales con el aporte
de la Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) y en paralelo con el
desarrollo realizado por ente de Evaluación Estratégica Ambiental (EAE) han
preparado un proyecto de un Plan de Desarrollo de Energía Renovable
Off shore (OREDP), allí se describe el contexto político para la captación de
energías tales como eólica marina, ondas, mareas en aguas irlandesas para el
año 2020; a raíz de las consultas públicas realizadas se esta elaborando un
informe que se publicará en breve.
Además el Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) ha coordinado un
estudio sobre la viabilidad y el análisis del costo-beneficio para exportar energía
eléctrica de fuentes renovables (RES-E) esto se propone a partir de los
mecanismos de cooperación previstos en la Directiva 2009/28/CE.
Un informe anterior a este denominado “Estudio de la red marina. Análisis de la
113
UMAG
País/Autor
Descripción
arquitectura apropiada ”fue preparado por Eir Grid en agosto de este año.
La Asociación de la Industria Marina Renovable (MRIA) en representación de los
principales interesados de Irlanda estableció un sector de Energías Marinas que
abarca el aprovechamiento de ondas y mareas; esta asociación incluye a las
siguientes empresas relacionadas con el desarrollo del aprovechamiento de
las energías marinas: Wavebob, Ocean Energy, Open Hydro y Aquamarine
además incluye a los servicios públicos, logística, consultores, desarrolladores de
sitios web, empresas de I + D, y a los investigadores académicos.
West Wave; un consorcio liderado por ESB International Limited ha logrado el
apoyo de la UE NER en la categoría de Energía de las Ondas; este consorcio está
integrado por cuatro de las principales empresas desarrolladoras de tecnologías
para el aprovechamiento de las energías renovables: Aquamarine, Pelamis Wave
Power, Ocean Energy y Wavebob; este consorcio tiene como objetivo para el
año 2015 el desarrollo de un proyecto de energía de ondas de 5 MW en la costa
oeste de Irlanda.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
E.5.3 Modelos de Prototipos
A continuación se muestran los diferentes artefactos descritos en Capitulo de Evaluación de
Alternativas con Energías Marinas, ahondando principalmente en su modo de funcionamiento.
N°
1
Tabla E.5.4 - Artefactos y Dispositivos para Utilización de Energías Marinas
Tipos de artefactos o turbinas/
Imagen
Descripción
Turbina de eje horizontal
Estas turbinas extraen energía a partir
del movimiento del agua de una
forma muy similar a las turbinas que
extraen energía a partir del
movimiento del viento. La corriente
de mareas produce que se muevan
las aspas, y hace que los rotores giren
alrededor de un eje horizontal y se
genere energía. El principio antes
descrito se puede ver en la siguiente
ilustración.
114
UMAG
N°
2
3
4
Tipos de artefactos o turbinas/
Descripción
Turbina de eje vertical
Estas turbinas extraen energía a partir
del movimiento del agua en una
forma muy similar a la antes descrita,
con la diferencia de la turbina está
montada sobre un eje vertical. La
corriente de marea produce que se
muevan las aspas, y hace que los
rotores se muevan alrededor del eje
vertical y generen energía. El principio
antes descrito se puede ver en la
siguiente ilustración.
Imagen
Perfil hidrodinámico (Hydrofoil)
oscilante
Un aerodeslizador (hidrofoil) se
encuentra unido a un brazo oscilante
que se mueve en sentido vertical. La
corriente de mareas fluye a cada lado
del hidrofoil lo que produce un
movimiento de ascenso y descenso
del mismo, el cual con el movimiento
ascendente y descendente impulsa el
fluido hasta un sistema hidráulico
donde es convertido en electricidad.
El principio antes descrito se puede
ver en la siguiente ilustración.
Sistema de efecto Venturi
Este tipo de dispositivos concentra el
flujo de las corrientes de las mareas el
cual pasa a través de una turbina.
Posee un diseño con cierta forma de
embudo, el cual tiene un diámetro
levemente mayor que en el rotor y
aguas abajo vuelve a ensancharse, lo
que produce que se acelere el flujo de
la corriente debido principalmente a
la diferencia de presión que se
genera. El principio antes descrito se
puede ver en la siguiente ilustración.
115
UMAG
N°
5
6
Tipos de artefactos o turbinas/
Descripción
Tornillo de arquímides
Este dispositivo posee una forma
similar a la de un tornillo, con una
configuración helicoidal, la cual
produce un movimiento de giro en
torno a un eje que se encuentra
anclado en el fondo marino. Este
dispositivo obtiene energía de la
corriente de mareas en la medida que
el agua se mueve hacia arriba
mediante el giro en forma de espiral
de las turbinas. El principio antes
descrito se puede ver en la siguiente
ilustración.
Tidal kite (cometa de corriente)
Un cometa de corrientes está atado al
lecho marino y lleva una turbina
debajo del ala. La “cometa” se
encuentra suspendida en el agua y se
mueve dentro de la corriente de
marea, describiendo una figura en
forma de ocho la cual le permite
aprovechar mejor las aceleraciones
que pueda experimentar la cometa
cuando baje súbitamente, ello
permite que la turbina en su interior
experimente una mayor rotación y
con ello, aumente la velocidad del
agua que fluye a través de la turbina.
El principio antes descrito se puede
ver en la siguiente ilustración.
Imagen
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
La clasificación de los distintos métodos que permiten fijar al lecho marino los convertidores
energéticos anteriormente descritos, según el Centro Europeo de Energías Marinas (EMEC) son:
Base fijada por gravedad, Pilotes, Flotantes y Hydrofoils en la base.
116
UMAG
Costos de Inversiones
Se muestran algunas tecnologías que han sido implementadas en diferentes lugares del mundo,
como mareo generadores de eje horizontal y vertical, especificando el costo de inversión de
dichos prototipos.
117
UMAG
Figura E.5.5 – Prototipo Energía Marina
Tipo, nombre comercial y Descripción
Imagen
Especificaciones
técnicas
Diámetro del
Rotor: 18m
Marine Current Turbines (MCT) SeaGen
El SeaGen consiste en un pilote el cual se
funda en el fondo oceánico enterrando una
parte de este. En el pilote se montan unas
vigas que salen en voladizo. A cada lado de
los extremos de cada una de estas vigas
hay una turbina, paralelas entre ellas, con
un rotor de dos aspas. Estas vigas pueden
deslizarse por el pilote hacia arriba y hacia
abajo, en forma conjunta, con la posibilidad
de sacar las turbinas sobre la superficie del
mar para su mantención. Los generadores y
las excitatrices están en carcasas
sumergibles,
exponiéndose
así
directamente en contacto con el agua de
mar, haciendo su sistema de refrigeración
más eficiente.
Potencia de Diseño:
2,5 MW con una
velocidad de diseño
de 3m/s.
Costos
US$2,9 millones
por
(MW)
instalado.
Equipo
US$2.500 por
(kW)
Velocidad
de obteniendo
Conexión: 0,7m/s
economías de
escala
hasta
Fundación: Pilote
llega a costos
enterrado en el
entre US$1.400
fondo oceánico.
y US$1.600 por
(kW)
Profundidad
del
Mar: < 50m
Costo
de
Instalación
vida útil nominal es US$360.000
de 20 años
118
UMAG
Verdant Power
La turbina de Verdant Power consiste en
una hélice de tres palas, con un diseño
patentado de las palas para obtener una
gran eficiencia en un amplio rango de
velocidades de corriente. Lo que
caracteriza esta turbina es que funciona
completamente bajo el agua haciéndolas
invisibles sobre el agua. El pilote que
sostiene la turbina está hecho de manera
tal que puede girar la turbina para seguir la
dirección de la corriente de marea, hacia el
flujo y el reflujo. La caja de engranajes y el
generador se encuentran dentro de una
carcasa a prueba de aguas, encontrándose
estos elementos sobre el pilote. El pilote se
atornilla a la fundación, la que está
enterrada en el fondo del mar. Las turbinas
Verdant se diseñan a escala según el sitio
donde se desean montar, optimizando los
costos. Actualmente en East River, Nueva
York, EEUU, hay turbinas Verdant
instaladas Estas turbinas son de 5 metros
de diámetro, diseñadas para producir 35,9
(kW).
Diámetro
del US$2.500 por
Rotor: 5 m
(kW)
Potencia de Diseño: instalado
35,9 kW con una
velocidad de diseño
de 2,2 m/s, pero
modificable, según
el proyecto.
Velocidad
de
Conexión: 0,7 m/s
Profundidad
del
Mar: > 9 m, tienen
una
vida
útil
indefinida.
119
UMAG
Open Hydro
La turbina Open Hydro es muy simple.
Consiste en un rotor móvil con centro
abierto, y con un anillo en el borde que va
fija. En este anillo se encuentra el estator y
el generador. Esta turbina no requiere caja
de engranajes, utilizando un generador
encapsulado en el borde de la turbina
como un anillo fijo, entonces la única pieza
que se mueve es el rotor. No tiene sellos.
Funciona para flujos en ambas direcciones.
Esta turbina ha sido exitosamente probada
a una escala 1:5 en EE.UU. y actualmente
está siendo probada en el Centro Europeo
de Energía Marina (EMEC por sus siglas en
inglés) con una turbina de 6 metros de
diámetro. En EMEC se probó con
fundaciones de dos pilotes enterrados en el
fondo marino con el fin de poder sacarla
fácilmente para su análisis, pero la idea de
la empresa desarrolladora es que estas
tengan fundaciones gravitacionales y que
no sobresalga absolutamente nada del
mar.
Diámetro
del No hay valores
Rotor: son dos de costos
turbinas idénticas disponibles.
de 15 m de
diámetro cada una,
con un
área de barrido del
rotor de 313.8 m2
(se debe descontar
el centro abierto),
pero se pueden
encontrar
a
distintas escalas.
Potencia de Diseño:
1520 kW con una
velocidad de diseño
de 2,57 m/s.
Velocidad
de
Conexión: 0,7 m/s
120
UMAG
Lunar Energy
La turbina de Lunar Energy, conocida como
Rotech Tidal Turbine (RTT) consiste en una
turbina de eje horizontal ubicada dentro de
un tubo simétrico. El tubo tiene forma de
un tubo venturi, provocando una
aceleración del flujo en ese lugar, y
ordenando la dirección del flujo,
aumentando así la eficiencia de la turbina.
Tiene palas regulables, y una caja de
engranajes mecánica. La turbina es
removible sin la necesidad de sacar el tubo
de venturi.
El prototipo está diseñado para producir 1
MW mientras el modelo comercial (RTT
2000) está diseñado para 2 MW con 3,1
m/s de velocidad de corriente. La empresa
prevé que habrán 3 o más modelos
disponibles para poder tener opciones que
se adapten mejor a condiciones de
distintos proyectos.
Diámetro del Tubo:
25 m
Diámetro del Buje:
3,9 m
Largo de las Palas:
7,8 m
Potencia de Diseño:
2 MW con una
velocidad de diseño
de 3,1 m/s.
Velocidad
de
Conexión: 1 m/s.
121
UMAG
US$1. 360 a US
$1.700 por (kW)
instalado, costo
que se espera
que baje debido
a que están en
una
etapa
temprana
de
desarrollo de la
tecnología.
SMD Hydrovision
El sistema de generación de SMD
Hydrovysion, conocido como TidEl consiste
en dos turbinas de eje horizontal unidas
entre ellas, de 500 kW cada una. Estas
turbinas están flotando, amarradas con
cadenas al fondo del mar, y cambian de
posición con los cambios de dirección y
sentido de las corrientes. Debido a su
sistema de fundaciones, estas turbinas se
pueden instalar en aguas profundas sin un
aumento significativo de costos. Las palas
son fijas y de 8 m de largo.
Diámetro
del US $2840 por
Rotor: 18,5 m
(kW).
Potencia de Diseño:
1 MW con una
velocidad de diseño
de 2,3 m/s.
Velocidad
de
Conexión: 0,7 m/s
Conexión
a
la
transmisión:
Es
opcional. La salida
es en 3 fases a 50 o
60 Hz según los
requerimientos del
país, y puede salir a
11 kV.
122
UMAG
Tipo, nombre comercial y
Descripción
Imagen
Especificaciones técnicas
GCK
La turbina de GCK es la Turbina
Helicoidal Gorlov (GHT por sus siglas
en inglés).
Esta turbina es de eje vertical, de
flujo cruzado y tiene palas con
forma de ala de avión.
Debido su forma simétrica, esta
turbina gira siempre en el mismo
sentido, independientemente del
sentido y dirección de la corriente.
La turbina GHT puede ser instalada
en zonas muy poco profundas, tanto
como 3 metros de profundidad, y
además permite que se instalen
varias en un mismo lugar, tanto una
al lado de la otra como un delante
de la otra, teniendo así la capacidad
de ampliar la planta sin grandes
modificaciones al proyecto.
Costos
Diámetro del Rotor: 1 m US $6.000
Altura del Rotor: 2,5 m
Potencia de Diseño: 1,5
kW con una velocidad de
1,5 m/s y de 180 kW con
una velocidad de 7,72
m/s. No hay más detalles
al respecto, por lo que se
aceptará que la turbina
está diseñada para una
velocidad de 7,72 m/s
con una potencia de 180
kW.
Velocidad de Conexión:
0,5 m/s. Por temas de
eficiencia
no
se
recomiendan
para
velocidades menores a
1,5 m/s.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
123
UMAG
E.6 Biomasa
E.6.1 Precios y mercado de calderas y pellets
En lo que respecta al mercado local de pellets aún no existe una empresa destinada a la venta de
este producto, sin embargo la empresa Maderas San Vicente, se encuentra en una etapa inicial de
estudios de producción para abastecer y comercializar el mercado regional. A continuación se
muestran algunos precios de pellets que se pueden encontrar en el mercado nacional.
Figura E.6.1 – Pallet de pellets de la empresa Amesti
Fuente: Amesti.
Desde la página web www.amesti.cl ofrecen sacos de pellets de 15 kg cada uno pero con una
venta mínima de 45 sacos. Su costo del pallet con los sacos de pellets es de $ 157.500, por lo tanto
cada saco cuesta $ 3.500, por ende cada kilogramo de pellets cuesta $233,3.
124
UMAG
Figura E.6.2 – Pellets de la empresa PelletFuel
Fuente: Pellet fuel
Desde la página web de la empresa www.pelletfuel.cl ofrecen sacos de pellets de madera
Premium de 20 kg cada uno, con un costo de $4.700, por ende cada kilogramo de pellets cuesta
$235, similar a la empresa AMESTI. Estos sacos de pellets también los venden paletizados en 72
bolsas de 20 kg cada una.
A comparación de las otras empresas Pelletfuel nos entrega mayor detalle de su producto.
Características Técnicas
Energía Entregada: 19.31 MJ/kg PCS / 4285 kcal/kg PCI
Humedad: 6.3%
Cenizas: 0.16%
Diámetro: 6 y 8 mm
Largo Entre: 10 y 30 mm
Materia Prima: 100% Pino Radiata, libre de contaminantes, químicos y corteza
Formato de entrega:
Paletizados en 72 bolsas x 20 kg.
Recomendaciones de Almacenamiento:
Almacenar bajo techo sobre Pallet.
Producto Higroscópico, evitar contacto con el agua y ambientes muy húmedos.
Inflamabilidad:
Producto Estable
Su punto de inflamabilidad es de 230 °C
El producto se quema con el aporte de Aire Forzado.
125
UMAG
Emisiones:
CO: Desde 15 a 50 ppm
Particulado: Desde 22 a 58 mg/m³n
En cuanto a las calderas y estufas a pellets, existen gran variedad en el mercado, dependiendo del
requerimiento de cada cliente. Por ejemplo:
Figura E.6.3 – Estufa a pellet marca Vulcania
Fuente: www.pelletfuel.cl
Esta estufa tiene un costo de $1.250.000. Está hecha de fierro fundido, tiene un depósito de 15 kg,
una potencia de 15 kW, un consumo de 0,8 a 2 kg/hr, una autonomía de 8 a 25 horas y un
rendimiento del 90%.
126
UMAG
Figura E.6.4 – Caldera de 12 kW marca Edilkamin
Fuente: www.pelletfuel.cl
Esta caldera tiene un costo de $2.785.000. Está hecha de fierro fundido, tiene una potencia de
12 kW, un consumo de 0,9 a 2,75 kg/hr, una autonomía de 19 a 58 horas, un rendimiento del 93%,
una cantidad de agua de 17 litros y un peso de 195 kg.
Por otro lado también están las calderas a leña. A modo de ejemplo se presenta una caldera que
vende la empresa www.anwo.cl marca ATMOS. Esta tiene un costo de US$ 15.612,48 de una
capacidad de 86.000 Kcal/hr.
127
UMAG
Figura E.6.5 – Caldera a leña de 100 kW de marca ATMOS
Fuente: www.anwo.cl
128
UMAG
E.7
Recurso Hidrógeno
E.7.1 Evaluación de Instalaciones para producción de Hidrógeno
129
UMAG
ANEXO F
PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA
PARA MAGALLANES AL 2050
Contenido
ANEXO F: EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ................................. 3
F.1
MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................... 3
F.1.1 Indicadores de rentabilidad de inversiones, evaluación privada y social de proyectos ............... 3
F.1.2 Metodología de preparación y evaluación de proyectos de reemplazo de equipos ..................... 9
F.1.3 Evaluación de Proyectos: caso ERNC híbrido solar-eólico ....................................................... 14
F.2
DISEÑO METODOLÓGICO .............................................................................................................. 35
F.2.1 Preparación de Proyectos ........................................................................................................... 36
F.2.2 Evaluación del Proyecto .............................................................................................................. 38
F.2.3 Estudio de Factibilidad Económica. .......................................................................................... 47
F.2.4 Evaluación económica privada. ................................................................................................ 50
2
UMAG
ANEXO F: Evaluación Económica de los Recursos Energéticos Renovables
F.1 Marco Teórico
F.1.1 Indicadores de rentabilidad de inversiones, evaluación privada y social de proyectos
Evaluación e indicadores de rentabilidad de inversiones
La evaluación de proyectos, o evaluación de inversiones, o análisis costo - beneficio, consiste
en comparar los costos (de inversión y operación) del proyecto con los beneficios que este
genera, con el objeto de decidir sobre la conveniencia de su realización. Para poder llegar a
comparar los costos con los beneficios, previamente es necesario identificarlos, medirlos y
valorarlos.
La identificación de costos y beneficios, consiste en determinar, en forma cualitativa, los
impactos positivos y negativos que genera el proyecto. Por ejemplo: la construcción de una
central hidroeléctrica permitirá entre otras cosas: disminuir las tarifas, aumentar la potencia
instalada y mejorar la oferta de energía (beneficios), por el lado de los costos, identificamos
entre otros: las obras civiles, movimientos de tierras, equipos, uso de recursos humanos
altamente capacitados y la migración de algunas aves cuyo hábitat se localiza precisamente
en el entorno del río que será utilizado para el embalse.
La medición de beneficios y costos se refiere a su cuantificación en unidades físicas,
siguiendo con el ejemplo anterior: cuantos kilowatt-hora podrán ser generados, cuantas
toneladas de materiales se necesitarán, cuantas máquinas, cuantos profesionales según
especialidad deberán participar en el proyecto, y por último, cuántas aves deberán migrar.
La valoración de beneficios y costos, consiste en transformar las unidades físicas en
indicadores económicos, mediante los precios de los bienes producidos y los recursos
utilizados, este último paso del proceso es el que presenta dificultades en algunos casos.
Siguiendo con el ejemplo anterior, la mayoría de los costos y beneficios identificados y
medidos en la central hidroeléctrica son valorables, sin embargo, ¿qué costo tiene la
migración de las aves?.
Adicionalmente, existen costos y beneficios que pueden ser identificados pero difícilmente
pueden ser medidos (ex ante) en unidades físicas, por ejemplo, ¿cuánto mejorará el
aprendizaje de los alumnos beneficiados por un proyecto de informática educativa?, podemos
estimar cuántos alumnos se beneficiarán, pero resulta complejo predecir cuánto aumentará la
3
UMAG
calidad de su proceso educativo.
Una vez que hemos logrado completar este proceso de identificar-medir-valorar, suponiendo
que los principales beneficios y costos pudieron ser valorados, debemos pensar en cómo
compararlos.
Esta comparación de costos y beneficios en distintos instantes del tiempo finalmente se
traduce en indicadores de rentabilidad, el más común de estos indicadores es el VAN (Valor
Actual Neto, también conocido como Valor Presente Neto ó VPN). En este trabajo
usaremos indistintamente las dos denominaciones anteriores (VPN o VAN).
Evaluación privada y evaluación social de proyectos
Cuando la evaluación de un proyecto se hace desde el punto de vista de un inversionista en
particular, se estará haciendo una evaluación privada del proyecto, en el sentido de que los
costos y beneficios que se deben identificar, medir y valorar son aquéllos que resulten
relevantes desde el punto de vista del inversionista privado. Cuando la identificación,
medición y valoración se hace desde el punto de vista de todos los agentes económicos que
conforman la comunidad nacional, se estará efectuando una evaluación social del proyecto.
Un ejemplo que ayuda a clarificar la distinción entre evaluación privada y social es el
tratamiento del impuesto a las utilidades. Estos serán considerados como costos para el
privado, ¿serán beneficios desde el punto de vista social?, la respuesta es no, ya que desde
el punto de vista social debemos identificar, medir y valorar los beneficios y costos desde el
punto de vista de todos los agentes económicos. Por lo tanto, si bien el impuesto es un
beneficio desde el punto de vista del fisco, es un costo desde el punto de vista privado, y por
lo tanto, al evaluar para el conjunto de los agentes económicos el impuesto se anula, es
riqueza que sale de un bolsillo para entrar en otro, y no constituye generación de riqueza.
Desde el punto de vista social el impuesto no es ni un costo ni un beneficio, es simplemente
una transferencia, lo mismo ocurre con los préstamos bancarios.1
Es así como en la evaluación social, tradicionalmente consideramos como beneficios
solamente la mayor riqueza para el país asociada a la mayor disponibilidad de bienes y
servicios que se generan con los proyectos (crecimiento económico), y como costos
solamente los sacrificios de recursos que el país debe realizar para lograr esos beneficios.
1
En rigor, esto no es exactamente así. Más adelante cuando analicemos los enfoques de eficiencia y
distributivo veremos que la anulación de impuestos del ejemplo sólo es válida bajo el enfoque de eficiencia,
si analizamos con el enfoque distributivo que pondera en distinta medida a cada agente, se puede tener que
una transferencia entre agentes arroje un resultado neto distinto de cero.
4
UMAG
¿En qué casos se debe hacer la evaluación social de un proyecto? Se hace cuando el agente
económico dueño del proyecto es el conjunto de la sociedad, que se supone representada
por las autoridades de Gobierno y sus organismos centrales y descentralizados que ejecutan
proyectos.
Los beneficios y costos por períodos para un proyecto, son el resultado del proceso de
identificación, medición y valoración de beneficios y costos que se determinan en el caso de
la evaluación privada a partir del concepto de “Flujo de Caja”. Este concepto nos permite
precisar con un poco más de detalle en qué consisten las diferencias entre las ya
mencionadas “evaluación social” y “evaluación privada”.
Ya mencionamos que una primera gran diferencia entre evaluación privada y evaluación
social, está dada por el hecho de que los ítems a considerar como costos y beneficios no son
los mismos. Comencemos a aproximarnos a la evaluación social a partir de la otra cara de la
moneda: la evaluación privada.
Puede tener que una transferencia entre agentes arroje un resultado neto distinto de cero.
Presentamos una versión muy simplificada del Flujo de Caja típico de un Proyecto Privado.2
=
=
+
+
+
=
Ventas
Costos
Depreciación
Intereses
Utilidad
Utilidad después de impuestos
Depreciación
Amortización
Préstamos
Inversión
Valor residual
Flujo de caja
v
c
d
r
T
d
a
p
L
vr
F
Todo lo anterior es “visto” desde la óptica del agente económico privado dueño del proyecto
que genera los costos y beneficios presentados en el esquema anterior. En este mismo flujo
podemos identificar a otros agentes económicos que son afectados de alguna forma por el
proyecto, así tenemos que:
2
No hemos incluido las cuentas de pérdidas y ganancias de capital, pérdidas de ejercicios anteriores (antes
de impuestos), tampoco hemos considerado el hecho de que algunos costos y beneficios relevantes desde
un punto de vista económico, no están incluidos en la información contable con la que se construye el flujo
de caja y por lo tanto deben ser agregados al mismo.
5
UMAG
T es percibido por el fisco.
p, a, y r son percibidos por un financista, por ejemplo un banco.
F es percibido por el empresario dueño del proyecto.
Es decir, el empresario dueño del proyecto no es el único que tiene algo en juego con
el proyecto, este afecta además a otros agentes económicos. Si construimos el flujo de caja
para cada uno de los agentes identificados, obtenemos:
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜 = 𝑣 − 𝑐 − 𝑟 − 𝑡 − 𝑎 + 𝑝 − 𝑙 + 𝑣𝑟
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐹𝑖𝑠𝑐𝑜 = 𝑡
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑖𝑠𝑡𝑎 = 𝑎 + 𝑟 − 𝑝
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 Social = 𝑣 − 𝑐 − 𝑟 − 𝑙 + 𝑣𝑟
Este último lo obtenemos de la suma directa de los flujos de todos los agentes que participan
en el proyecto. Varias partidas (t,a,r,p) se anularon al hacer la suma, es decir, no
consideramos las transferencias de riqueza entre agentes y sólo consideramos el aporte del
proyecto a la disponibilidad de bienes y servicios y el consumo de recursos necesario
para obtener dichos resultados. En este flujo agregado, v, c, I, y vr reflejan transacciones a
precios de mercado.
Hemos puesto deliberadamente entre comillas la palabra Social, porque hasta aquí sólo
hemos agregado dos agentes económicos más al flujo del empresario. Para considerar el
punto de vista de todos los involucrados, deberíamos incorporar además a los consumidores
quienes comprarán el producto de este proyecto (generando para el empresario los ingresos
por venta) y los proveedores de insumos necesarios tanto para la inversión como para la
operación del proyecto, estos efectos serán analizados en el Capítulo III, donde se
introducirán los conceptos de excedente del consumidor y excedente del productor.
En el ejemplo anterior del flujo de caja vemos ilustrada la primera dimensión en la que la
evaluación social difiere de la privada, una pretende incorporar los puntos de vista de todos
los afectados por el proyecto, la otra sólo pretende medir el impacto para el empresario:
a) Diferencia: distintos ítems en el flujo de caja de la evaluación social con respecto
a la evaluación privada.
Esta diferencia se refuerza si introducimos dos conceptos adicionales: efectos indirectos y
externalidades. Los beneficios y costos indirectos, son aquéllos inducidos por un proyecto que
afecta directamente al mercado del bien “x”, pero que además afecta a mercados relacionados
con el bien “x”, por ejemplo a mercados de productos que son sustitutos o complementarios
de dicho bien. Las externalidades son costos o beneficios generados por el proyecto en otros
6
UMAG
mercados que no están relacionados con el mercado en al cual interviene el proyecto, por
ejemplo, los desechos evacuados al río durante la construcción de un puente (mercado del
transporte) afectan la captura de una comunidad de pescadores.
b) Diferencia: en la evaluación privada v, c, I, vr están valorados a precios de mercado,
en la evaluación social se valora a "precios sociales", estos últimos serán
analizados en detalle en el Capítulo IV pero ya adelantaremos algo:
Existen factores que distorsionan los precios de mercado de bienes e insumos con respecto al
costo de oportunidad social, podemos mencionar entre otros:
-
Distorsiones del mercado: impuestos, subsidios, etc.
Mercados imperfectos: monopolios, oligopolios, etc.
Externalidades.
Riesgos e Incertidumbre.
Objetivos Múltiples.
Se puede ver que cada uno de los factores anteriores, son alejamientos con respecto al
modelo teórico de mercado perfectamente competitivo, el que supone que la oferta y la
demanda están atomizadas (con lo que no habría monopolios ni monopsonios), la
información sería perfecta (no habría riesgo), los individuos maximizan utilidades, etc.
Luego de esta aproximación a la evaluación social (por contraste con la evaluación privada),
y luego de resaltar las dos principales diferencias que acabamos de comentar, podemos ya
entregar una definición de lo que entenderemos por evaluación social.
Evaluación Social es el proceso de identificación, medición, y valorización de los beneficios y
costos de un proyecto, desde el punto de vista del Bienestar Social (desde el punto de
vista de todo el país).
Considerando la reducción del tamaño del estado, nos podríamos hacer la siguiente
pregunta:
¿Es relevante el porcentaje de inversión que hace el sector público respecto a la inversión
privada? (y por ende ¿es relevante la evaluación social?).
La respuesta en la mayoría de los casos es sí. Los proyectos de inversión del sector público
continúan siendo una significativa proporción de la inversión total, aún después
de las privatizaciones. Adicionalmente, existe un creciente consenso en la necesidad de
hacer Evaluación Social de los proyectos concesionados.
7
UMAG
En síntesis:
1- La evaluación social o socio económico de proyectos consiste en comparar los beneficios
con los costos que dichos proyectos implican para la sociedad, de manera de determinar
su verdadera contribución de ellos al incremento de la riqueza del país.
Es así como un proyecto de inversión será socialmente rentable en la medida que el
bienestar económico alcanzado con el proyecto sea mayor al bienestar que el país como
un todo habría alcanzado sin el proyecto. Es decir cuando el VPN social sea positivo.
2- Tanto la evaluación social como la privada usan criterios similares para estudiar la
viabilidad de un proyecto, aunque difieren en la identificación de los ítems a contabilizar
como costos y beneficios, y en la valoración de las variables determinantes que se les
asocian. La evaluación privada trabaja con precios de mercado, mientras que la
evaluación social lo hace con precios sombra o sociales. Estos últimos, con el objeto
de medir el efecto de implementar un proyecto sobre la economía en su conjunto,
deben considerar la existencia distorsiones (impuestos, subsidios, monopolios, etc.), los
efectos indirectos y externalidades que genera el proyecto sobre el bienestar de la
sociedad.
La apretada e incompleta síntesis anterior, nos muestra la tremenda importancia de la
evaluación social y del cálculo de los precios sociales: en efecto, éstos nos permiten
realizar evaluaciones sociales y calcular rentabilidades sociales, que entregan la información
necesaria para tomar decisiones dentro de una gama de alternativas en cada sector: ¿Se
debe o no ejecutar el proyecto?, ¿Debe ejecutarlo el Estado o los privados?, ¿Se debe o no
subsidiar?, etc.
A modo de ejemplo del impacto de la evaluación social en la toma de decisiones,
consideremos el siguiente cuadro sobre proyectos de telefonía del Fondo de Desarrollo de las
Telecomunicaciones en Chile (1998). Estos proyectos son ejecutados por empresas privadas,
para quienes en general resultan no rentables, debiendo por lo tanto ser subsidiados por el
Estado.
8
UMAG
Tabla F.1.1 – Proyectos urbanos de telefonía con resultados positivos y negativos
Nombre
Pozo al Monte
Arica
Iquique
Pical
TOTAL
Nº
Poblaciones
1
1
16
4
22
Inversión
(pesos de
1998)
110.167
440.668
6.389.683
1.211.836
8.162.354
VAN social
(de pesos de
1998)
2.393.214
36.401.243
496.191.020
78.876.655
VAN
privado
Negativo
Positivo
Positivo
Positivo
Fuente: Proposición de Programa de Proyectos Subsidiables 1998, Fondo de Desarrollo de las
Telecomunicaciones, Subtel. Chile.
Podemos apreciar, que si las decisiones se hubiesen tomado en base sólo a la evaluación
privada, tomando directamente los precios de mercado para calcular las rentabilidades
(VAN), sólo se habrían realizado 3 proyectos (VAN privado positivo), mientras que desde el
punto de vista de la evaluación social se tenían 4 proyectos rentables (VAN social positivo),
en este caso la toma de decisión correcta en base a las evaluaciones fue subsidiar 1 de los 4
proyectos socialmente rentables (el de Pozo Almonte).
F.1.2 Metodología de preparación y evaluación de proyectos de reemplazo de equipos
La presente metodología tiene como objetivo entregar los elementos necesarios para tomar la
decisión de adquirir equipos nuevos o para reemplazar equipos usados, ya sea porque estos últimos
están presentando fallas en su operación o aún no presenten fallas significativas.
La metodología también facilita la labor de selección de alternativas de equipos nuevos que ofrece
el mercado.
Para el caso de adquisición de equipos por primera vez, se calculan indicadores para evaluar la
conveniencia de automatizar labores que actualmente se desarrollen en forma manual, es decir, la
conveniencia de la sustitución del factor mano de obra por el factor capital.
9
UMAG
Tipologías de Proyectos
Se pueden definir tres tipologías de proyectos:
Proyectos de Reposición: implica la renovación total o parcial de un equipo ya existente, sin
cambios de la capacidad y calidad de los servicios de dicho equipo, o con cambios que
signifiquen mejorías pequeñas de la capacidad y calidad del servicio.
Proyectos de Equipamiento: consiste en la adquisición y/o instalación de nuevos equipos para
algún servicio o proceso existente, estos equipos no reemplazan a ningún otro, ya que
se adquieren para labores o tareas a ser dotadas de equipamiento por primera vez.
Proyectos de Ampliación: consiste en el aumento de la capacidad del servicio por medio de la
adquisición de equipamiento adicional o por medio del cambio tecnológico.
Teoría sobre la cual se basa la metodología.
Identificación de beneficios y costos
Los beneficios de estos proyectos provienen de dos fuentes. En primer lugar, el nuevo equipo
puede entregar una mayor cantidad de bienes y servicios producidos, mejor calidad, continuidad
en la entrega, seguridad en términos de programación de producción, etc. Por otra parte, la
adquisición de nuevo equipamiento genera un ahorro de costos, ya que lo normal es que los
equipos nuevos tengan menores costos de operación, mantención y menores costos por falla del
equipo.
Los costos corresponden principalmente a los ítems de adquisición del equipo (inversión) y sus
costos de operación y mantención. Dentro de los costos de inversión deben considerarse tanto el
costo de adquisición del equipo, como también los costos en que se debe incurrir para dejar el
equipo en condiciones de funcionar, tales como: inversiones adicionales en infraestructura,
instalaciones eléctricas y otros.
Se denomina costos de operación a los que se requieren para que el equipo funcione y produzca o
entregue los bienes y servicios previstos, como insumos y materiales, remuneraciones del personal y
gastos generales (agua, energía, etc.). Los costos de mantención son aquellos en que se debe
incurrir periódicamente a efectos de mantener el equipo en buen estado de funcionamiento.
10
UMAG
Para la evaluación del proyecto, se deben estimar los costos y beneficios adicionales que el nuevo
equipo implica, con respecto a la situación actual o situación base. La diferencia entre los costos y
beneficios que se generan bajo la alternativa de adquirir un nuevo equipo, y los que se generarían si
se continúa con la situación base, permitirá determinar la conveniencia o no de adquirir un nuevo
equipo.
Para los proyectos de equipamiento, la situación base es la realizar una tarea o labor sin equipos, es
decir en forma manual, o bien subcontratando parte de las operaciones a terceros (“outsourcing”).
En el primer caso se habla de sustitución de trabajo por capital y el segundo caso se conoce como
el problema de “hágalo o cómprelo”. Cuando la adquisición del equipo no involucre aumento de
capacidad con respecto a la situación base, la naturaleza de los beneficios será similar al caso de
proyectos de reposición, se tienen en este caso beneficios por ahorro de costos con respecto a la
situación base (principalmente, costos de mano de obra o costos de subcontratación), y el
equipamiento resultará conveniente cuando los costos totales de los equipos sean menores que los
costos de la situación base.
Para proyectos de ampliación y proyectos de equipamiento que involucren aumento de capacidad,
se tendrán, además de los beneficios por ahorro de costos que se presentaban en los casos
anteriores, beneficios por el aumento de la capacidad y/o calidad del servicio, estos beneficios se
estimarán por medio de la diferencia en los ingresos por venta comparando las situación base
versus la situación con proyecto de adquisición. Los mayores ingresos por venta se producen debido
al aumento de capacidad que se genera en la situación con proyecto, por lo tanto hay un mayor
volumen de ventas; sin embargo, también podrían obtenerse mayores ingresos por ventas producto
de un mayor precio del bien o servicio, debido a una mejora en la calidad de éstos.
Indicadores de rentabilidad
El criterio de decisión más general aplicable los proyectos de adquisición de equipamiento es el
Valor Actual Neto (VAN). De acuerdo a este indicador, un proyecto cualquiera es conveniente si su
VAN es positivo y la alternativa más conveniente entre reemplazar o no reemplazar será aquella que
tenga mayor VAN.
El VAN permite sumar costos y beneficios que se producen en distintos períodos de tiempo, los
cuales no pueden ser sumados directamente debido a que el valor del dinero varía en el tiempo, es
decir, no tiene el mismo valor dinero de hoy que dinero futuro. Para corregir esto, el VAN
"actualiza" los flujos futuros de costos y beneficios mediante una tasa de descuento,
transformándolos en flujos expresados en dinero de hoy, para luego sumarlos sobre una base
común.
11
UMAG
La tasa de descuento o costo del capital corresponde a la rentabilidad de la mejor alternativa de
inversión de la empresa o el inversionista que evalúa el proyecto. A modo de ejemplo, si la mejor
alternativa de inversión para la empresa o el inversionista es comprar bonos del Banco Central que
ofrecen una cierta tasa de interés, entonces esa tasa de interés será el costo del capital y la tasa de
descuento relevante para calcular el VAN.
El VAN puede determinarse con la siguiente expresión:
𝑖=𝑛
VAC = ∑
𝐵𝑖 − 𝐶𝑖
(1 + 𝑟)𝑖
𝑖=0
Donde “r” es la tasa de descuento, "n" es el horizonte de evaluación del proyecto (número de
períodos de tiempo a considerar en el análisis) y Bi y Ci son los beneficios y costos del período "i".
Cuando se comparan alternativas de proyectos que tienen iguales beneficios y que por lo tanto se
diferenciarán solamente por los costos, puede usarse el Valor Actual de Costos (VAC), indicador que
sirve para seleccionar la alternativa de mínimo costo, es decir, la que consume menos recursos. El
VAC se calcula mediante la siguiente expresión matemática:
𝑖=𝑛
VAC = ∑
𝐶𝑖
(1 + 𝑟)𝑖
𝑖=0
Cuando se están evaluando alternativas de equipos de distinta vida útil, se utilizan los indicadores
Valor Anual Equivalente (VAE) y el Costo Anual Equivalente (CAE), éste último, cuando las
alternativas producen los mismos beneficios. Estos indicadores calculan un flujo de costos y
beneficios anual constante para todos los períodos de la vida útil, tal que al actualizar dicho flujo al
año cero se obtenga como resultado el VAN y el VAC respectivamente.
El VAE se calcula mediante la siguiente expresión matemática:
VAE = 𝑉𝐴𝑁 × [
(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟
]
(1 + 𝑟)𝑛 − 1
El término entre paréntesis cuadrado se denomina Factor de Recuperación del Capital.
Esta fórmula “reparte” el VAN en montos iguales, a lo largo de la vida útil del proyecto.
12
UMAG
El CAE se calcula de forma similar, pero en este caso lo que se anualiza es el VAC.
(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟
CAE = 𝑉𝐴𝐶 × [
]
(1 + 𝑟)𝑛 − 1
Para los proyectos de reemplazo de equipos interesa comparar las alternativas de seguir con el
equipo antiguo versus adquirir uno nuevo, las cuales son alternativas de distinta vida útil, por lo
tanto, se debe usar para comparar el VAE o el CAE, el primero cuando el equipo nuevo proporciona
mayores beneficios que el antiguo (proyectos de equipamiento con aumento de capacidad o
proyectos de ampliación) y el segundo cuando el nuevo equipo proporciona los mismo beneficios
que el antiguo pero a un costo menor (caso de proyectos de reposición o de equipamiento sin
aumento de capacidad).
Horizonte de evaluación y momento óptimo de reemplazo
La vida útil económica de estos proyectos siempre es menor que su vida útil técnica. En términos
generales, la vida útil económica de un equipo finaliza cuando los beneficios que proporciona al
operar un período adicional son menores que los costos que involucra mantenerlo operando un
período más. Ese momento representa el momento óptimo de reemplazo del equipo, es decir, el
momento en que culmina la vida útil económica determina el momento óptimo de reemplazo. Los
beneficios netos adicionales que puede proporcionar un equipo entre la vida útil económica y su
vida útil técnica quedan incorporados a los flujos mediante el valor residual económico.
Para conocer la vida útil económica del equipo nuevo se realiza el siguiente proceso iterativo: en la
fórmula del CAE antes descrita, se deja como variable a determinar el "n", es decir el horizonte o
período de evaluación. Se deberá calcular el CAE para n=1, 2, 3,.....etc. En general, se obtienen
valores cada vez menores para el CAE cuando aumenta "n", hasta que llegado un punto el CAE
comenzará a aumentar. Aquel período para el cual el CAE es mínimo corresponderá al que fija la
vida útil económica del equipo y también el momento óptimo de reemplazo.
Este comportamiento del CAE, decreciente y luego creciente en función del horizonte de evaluación
"n", obedece a que este indicador anualiza dos términos de comportamiento opuesto: por un lado
se tienen los costos totales de operación (la sumatoria de los Cj) que crecen a medida que
transcurre el tiempo, ya que se agregan más términos a la sumatoria, y por otro lado está la
inversión anualizada, que tiende a disminuir ya que es el producto del valor de adquisición en el
año cero (I0) por el Factor de Recuperación del Capital, el cual es decreciente con el tiempo.
La fórmula del CAE antes calculada, queda más claramente especificada al separar como costo del
año cero al valor de adquisición y al restar de los costos el beneficio que significa el valor de
reventa del equipo al final de su vida útil (Valor Residual), de esta manera:
13
UMAG
𝑖=𝑛
𝑉𝑅
𝐶𝑖
(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟
CAE = (𝐼0 −
+
×
∑
)
[
]
(1 + 𝑟)𝑛
(1 + 𝑟)𝑛 − 1
(1 + 𝑟)𝑖
𝑖=1
Al conjugar ambos términos se obtiene la curva de CAE decreciente y luego creciente tal como se
presenta en el siguiente gráfico.
F.1.3 Evaluación de Proyectos: caso ERNC híbrido solar-eólico
Una evaluación de proyectos tiene por finalidad medir objetivamente ciertas
magnitudes cuantitativas resultantes del respectivo estudio, las que utilizan herramientas
y operaciones 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 él está inserto proyecto y que deberá rendir sus beneficios.
14
UMAG
Figura F.1.1 Sistema alumbrado público híbrido solar-eólico en Guiyang, China.
Fuente: Spark Optoelectronics S&T Co., Ltd. (2012)
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 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?.
15
UMAG
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.
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.
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).
16
UMAG
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).
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.
17
UMAG
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 de la magnitud y del grado de irreversibilidad del
daño ambiental causado por estos.
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).
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).
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).
18
UMAG
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.
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).
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.
19
UMAG
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).
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 clientegenerador, el cual deberá ser remitido a la Dirección de Peajes del respectivo Centros
de Despacho Económico de Carga (CDEC).
20
UMAG
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 artículo 150 ter, nuevo:
Se efectuaran licitaciones públicas 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 años 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 él o a los oferentes que ofrezcan el menor precio de energía.
El precio de energía que percibirán aquellos participantes adjudicados en los
21
UMAG
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:
Modificase 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).
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.
22
UMAG
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:
VAN =
∑𝐶𝐹𝑖
(1 + 𝑟)𝑖
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
23
UMAG
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:
∑𝐶𝐹𝑖
=0
(1 + 𝑟)𝑖
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.
24
UMAG
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 específica, 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
25
UMAG
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
escasa o nada controlable. Habiendo dicho
formular un proyecto se entreguen los máximos
tomar la decisión de emprenderlo disponga
para ello.
base de una serie de antecedentes
esto, es necesario entonces, que al
antecedentes, para que quien deba
de los elementos de juicio suficiente
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 aun 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:
𝐴𝑐 = 𝑝𝑐 ∗△ 𝐸𝐸
26
UMAG
𝐴𝑐 : Ahorro en emisiones generado por el menor consumo energético;
𝑝𝑐 : Precio de transacción de los derechos de emisión de carbono en el mercado spot;
△ 𝐸𝐸 : 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
27
UMAG
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
28
UMAG
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).
Beneficios totales.
Los beneficios totales del proyecto pueden estimarse como: Donde:
BS = ∑
𝑘
𝑖=1
∑
𝑚
𝑗=1
𝑘
𝑎𝑝
𝐴𝑖𝑗 = ∑ (𝐶𝑖
𝑖
𝑠𝑝
𝑚
𝑎𝑝
− 𝐶𝑖 ) + ∑ (𝐸𝑗
𝑗
𝑠𝑝
− 𝐸𝑗 )
BS
𝐴𝑖𝑗
𝐾
m
𝑎𝑝
𝐶𝑖
: Beneficios sociales del proyecto
: Ahorros generados por el proyecto en el costo tipo i y la externalidad tipo j
: Número de costos distintos tipo i
: Número de externalidades distintas tipo j
: Costos tipo i en la situación CP
𝐶𝑖
: Costos tipo i en la situación SP
𝑠𝑝
𝑎𝑝
𝐸𝑗
𝑐𝑝
𝐸𝑗
: Valor económico de la externalidad tipo j en la situación con proyecto
: Valor económico de la externalidad tipo j en la situación sin proyecto
29
UMAG
a.1. 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.2. 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.
30
UMAG
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.3. 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.
31
UMAG
El VANS del proyecto estará dado por:
𝑛
VANS = ∑
𝑡=0
−𝐼0 + 𝐵𝑆𝑡
𝑉𝑅
+
(1 + 𝑟)𝑡
(1 + 𝑟)𝑡
VANS : Valor actual neto social del proyecto.
−𝐼0 : Inversión inicial.
𝐵𝑆𝑡 : Beneficios sociales en el año.
𝑟
: Tasa social de descuento.
T
: Horizonte de evaluación total del proyecto.
𝑉𝑅
: Valor residual de los equipos o valor de reventa de 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:
𝐴
VANS =
𝑟
VANS : Valor residual económico de un proyecto que genera flujos constantes en el tiempo.
𝐴
: Valor del flujo de cada periodo.
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:
32
UMAG
𝑛
0=∑
𝑡=0
−𝐼0 + 𝐵𝑆𝑡
𝑉𝑅
+
𝑡
(1 + 𝑝)
(1 + 𝑟)𝑡
Donde
P: Tasa interna social de retorno
El criterio de decisión al utilizar la TIRS es el siguiente:
si p* > r*, es conveniente ejecutar el proyecto;
si p* < r*, no es conveniente ejecutar el proyecto.
a.4. 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.
a.5. 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
33
UMAG
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.
34
UMAG
F.2 DISEÑO METODOLÓGICO
35
UMAG
F.2.1 Preparación de Proyectos
Análisis de Antecedentes
En primer lugar, se deberán presentar datos referentes a la institución que presenta el proyecto:
antecedentes generales respecto de su actividad, servicio que presta, tamaño (número de
trabajadores, volumen de producción o servicios prestados), ubicación geográfica y
disponibilidad de recintos adecuados para el equipo.
En relación al equipo o componente de equipo objeto del proyecto, deberá indicarse:
Tipo de equipo y producto que proporciona
Descripción del equipo existente, marca y año de adquisición, vida útil técnica y calidad de
producción del bien o servicio (si es que ya existe un equipo, es decir, en el caso de proyectos de
reposición o ampliación)
Descripción del equipo que se pretende adquirir, vida útil técnica y calidad de su producción
Volúmenes de producción o de prestación de servicios durante los últimos años, y precios de venta
del producto o servicio que se obtiene con el equipo
Volúmenes de producción o servicios subcontratados a terceros (si fuera el caso)
Diagnóstico
En el planteamiento y análisis del problema, corresponde definir la necesidad que se pretende
satisfacer o se trata de resolver, establecer su magnitud y señalar las deficiencias detectadas.
Si se trata de una reposición o ampliación, el problema seguramente estará relacionado con el
funcionamiento actual de un equipo antiguo. La presentación del proyecto deberá en este caso
respaldarse con informes técnicos referidos a las causas del funcionamiento deficiente. Si, en
cambio, se trata de equipamiento nuevo, se deberá describir los problemas, oportunidades
desaprovechadas o necesidades insatisfechas que se han producido debido al procesamiento
manual o la subcontratación de servicios a terceros. Como resumen de este punto deben quedar
justificados los problemas y requerimientos, diferenciando claramente cuáles están asociados a
problemas de gestión organizacional (problemas administrativos) y cuáles a problemas
netamente tecnológicos; los primeros debieran solucionarse previamente a la introducción de
soluciones tecnológicas; respecto a los segundos, éstos debieran sintetizarse en requerimientos
técnicos, a objeto de poder con posterioridad seleccionar entre distintas alternativas
tecnológicas.
36
UMAG
Optimización de la Situación Actual
La definición de la situación actual optimizada (o situación base optimizada) es clave para
determinar los beneficios atribuibles al reemplazo de un equipo específico.
Se entiende por situación base optimizada, a la situación actual mejorada por medio de
medidas correctivas que permitan elevar el nivel de desempeño sin necesidad de adquirir aún
un nuevo equipo. Dichas medidas siempre deberían ser implementadas en forma previa a la
decisión de adquirir un nuevo equipo, de otra forma, se estarán sobreestimando la rentabilidad
del proyecto, ya que parte de los beneficios se podrían obtener de todas maneras con medidas
que implican costos mucho menores que una adquisición de equipos
Ejemplos de medidas de tipo administrativas son los siguientes: mejorar el rendimiento del
equipo existente perfeccionando al personal a cargo de su operación, medidas de racionalidad
del servicio tales como mejorar las políticas de mantenimiento preventivo y correctivo, rediseños
menores del proceso productivo (redistribución de cargas de trabajo entre equipos, reasignación
de cargas entre turnos de trabajo, etc.). En el caso en que en la situación actual se esté
subcontratando servicios se podría cambiar la empresa subcontratada.
Alternativas de Solución
En el caso de proyectos de reposición o de ampliación, las alternativas son: continuar operando
con el equipo existente (con las necesarias reparaciones y mantenciones) o reemplazarlo por uno
nuevo. En el caso de proyectos de equipamiento, las alternativas son: continuar con procesos
manuales o subcontratados a terceros, o adquirir el equipamiento. También podría considerarse
como dos alternativas más de la situación con proyecto la subcontratación a terceros, ya que
ésta puede a veces ser preferible a la situación base en proyectos de reposición, ampliación o los
de equipamiento en los que la situación actual es un proceso manual. Invertir una reparación
mayor y reacondicionamiento del equipo antiguo, es similar a la adquisición de un equipo nuevo,
por lo tanto, se procede de la misma manera en la evaluación.
Preselección de Alternativas
Este es un análisis técnico necesario y previo a la evaluación económica de las alternativas. La
idea es descartar aquellas opciones que no sean técnicamente factibles.
Si el proyecto pretende mantener la capacidad y calidad actual (reposición o equipamiento sin
incremento de capacidad), se deberán descartar aquellas alternativas tecnológicas que no
permitan alcanzar dicha capacidad. Por otra parte, si el proyecto pretende aumentar la
capacidad (ampliación o equipamiento con incremento de capacidad), se deberán descartar
aquellas alternativas que no permitan alcanzar el nuevo estándar de capacidad deseado.
37
UMAG
En cualquiera de los casos anteriores, un punto de la mayor importancia es seleccionar
correctamente entre las alternativas de equipos para la situación con proyecto, es decir, la
selección entre la gama de equipos nuevos de características similares que ofrece el mercado.
Para hacer esta selección del equipo nuevo se deberá realizar el siguiente proceso de evaluación:
Sean "m" el número de equipos de características similares que ofrecen los proveedores, se
deben seguir los siguientes pasos:
1. Calcular para los "m" equipos su vida útil económica o momento (año) óptimo, de la manera
que se detalla en los puntos teóricos anteriores.
2. Sea n*i el año óptimo de reemplazo para la alternativa "i" de equipo nuevo. Se deberá calcular
para cada equipo su CAE mínimo, es decir el CAE calculado para año n*i . Se definirá CAE*i al CAE
mínimo del equipo "i".
3. Seleccionar entre todos los equipos aquel que presente el menor CAE *i , es decir, se
selecciona el equipo "j" tal que CAE*j = MIN { CAE*i } i=1,2,...m
Cabe señalar que cuando la situación con proyecto considere la subcontratación de servicios a
terceros, dicha alternativa será analizada como una alternativa más de equipo nuevo, es decir,
se la deberá calcular el CAE a la subcontratación, considerando los costos del servicio
subcontratado, y se incluirá la alternativa dentro del ranking del que será seleccionada la
alternativa de menor CAE*i
F.2.2 Evaluación del Proyecto
En esta etapa corresponde definir todos los beneficios y los costos atribuibles al proyecto. Estos
pueden ser directos o indirectos. La evaluación privada sólo considerará los beneficios y los
costos que afectan directamente a los "dueños" del proyecto, vale decir a la empresa o
institución ejecutora del proyecto, en tanto la evaluación social introducirá correcciones a
dichos valores privados para que reflejen el efecto del proyecto en el conjunto de la sociedad, a
la vez que se agregarán aquellos costos y beneficios que el proyecto genera en otros mercados
(productores y consumidores) y que no son considerados en la evaluación privada.
Además, los proyectos pueden generar beneficios y costos difíciles de medir y valorar, tales como
contaminación, calidad de la producción, mayor confiabilidad y oportunidad de la información,
etc. A este tipo de beneficios y costos se les denomina intangibles o no cuantificables y debido a
38
UMAG
las dificultades para su medición y valoración, solamente deberán describirse en términos
cualitativos.
Los beneficios y costos que se pueden medir y valorar (se les denomina tangibles o
cuantificables), deberán considerar sólo los beneficios y costos incrementales, es decir, sólo
aquellos costos y beneficios adicionales que proporciona el proyecto con relación a la situación
base optimizada (sin proyecto).
Beneficios y Costos según Tipología de Proyectos
La evaluación de proyectos de reemplazo de equipos que mantienen un determinado nivel de
capacidad y calidad en la producción de bienes y servicios, no requiere determinar los
beneficios de las situaciones con y sin proyecto, ya que en la comparación se anularían. En ese
caso los beneficios están dados exclusivamente por las diferencias en los costos totales
(inversión, operación y mantención) de ambas situaciones. Este sería el caso de los proyectos
de reposición y de equipamiento sin aumento de capacidad y calidad en la producción.
En los proyectos de reemplazo que involucran aumento de capacidad (ampliación y
equipamiento con aumento de capacidad), no bastará con comparar los costos, sino que
además, debido al aumento de capacidad en la situación con proyecto, esta última situación
presentará beneficios con respecto a la situación sin proyecto, estos beneficios normalmente
podrán estimarse en base a los mayores ingresos por venta que se obtendrían debido al aumento
de la capacidad o la calidad de la producción. Cabe señalar que los costos de producción y/o
mantenimiento podrían incluso aumentar, debido a mayores niveles de producción.
En el siguiente esquema se resume la identificación de beneficios y costos según tipología de
proyectos descrita en los dos párrafos anteriores:
39
UMAG
Estimación de beneficios sociales y privados
Los beneficios deben estimarse para la alternativa de mínimo costo anual equivalente y se
compararán con los beneficios de la situación base optimizada, obteniéndose así beneficios netos
incrementales de la situación con proyecto, es decir
𝐵𝑁𝑐/𝑠 = (𝐵𝑐𝑝 − 𝐶𝑐𝑝 ) − (𝐵𝑠𝑝 − 𝐶𝑠𝑝 )
Donde
𝐵𝑁𝑐/𝑠 : Beneficio neto con proyecto versus sin proyecto.
𝐵𝑐𝑝 : Beneficios con proyecto.
𝐵𝑠𝑝 : Beneficios sin proyecto.
𝐶𝑐𝑝 : Costos con proyecto.
𝐶𝑠𝑝 : Costos sin proyecto.
Nótese que reordenando los términos
𝐵𝑁𝑐/𝑠 = (𝐵𝑐𝑝 − 𝐵𝑠𝑝 ) − (𝐶𝑐𝑝 − 𝐶𝑠𝑝 )
Se observa que el beneficio neto incremental en el caso más general, provendrá de incremento
de beneficios, de ahorro de costos o de ambos. La estimación de los ahorros de costos se
abordará en el punto siguiente (Estimación de costos).
El incremento de beneficios atribuible a la mayor capacidad de producción de bienes o
servicios, puede determinarse por la diferencia en los ingresos por venta que se obtendrían en
las situaciones con y sin proyecto. Los ingresos por venta (precio de venta multiplicado por la
cantidad vendida) serán mayores en la situación con proyecto asumiendo que la producción
adicional debida al proyecto podrá ser vendida en el mercado.
El incremento de beneficios atribuible a la mayor calidad y seguridad en la producción, puede
estimarse de dos formas alternativas:
Buscar datos de precios de venta de productos que tengan niveles de calidad similares a
los que se alcanzará en la situación con proyecto; estos precios debieran ser mayores a
los precios de venta en la situación base con un producto de calidad inferior.
Si no existen datos sobre precios de productos de calidad similar a la que permitirá
alcanzar el proyecto, o si por políticas de las empresas no se diferencian precios entre
productos de distinta calidad, se puede estimar el incremento de beneficios por calidad,
simulando que en la situación base se intenta alcanzar el nivel de calidad de la situación
40
UMAG
con proyecto, mediante mayores costos de operación, supervisión, rediseños de
procesos, y cualquier otro costo que no involucre adquirir aún un nuevo equipo. En
este caso el incremento de beneficios por calidad y seguridad puede estimarse como el
ahorro de esos costos.
Por otra parte, al final de la vida útil del proyecto debe considerarse el valor residual del equipo
(que dependerá de los años de funcionamiento que aún la quedan). Se puede tomar como valor
residual el probable valor de reventa que tendría el equipo a esa fecha, o el valor de sus
elementos y componentes que pudieran utilizarse como repuestos.
En la evaluación privada los valores antes indicados no deberán incluir el impuesto IVA. Para la
evaluación social del proyecto, deben corregirse los factores de ajuste de la divisa y la mano de
obra calificada y no calificada, eliminando previamente del cálculo todo impuesto o subsidio
Estimación de costos
Costos privados
Los costos que deben considerarse corresponden a los desembolsos que requeriría la
alternativa seleccionada en relación a la situación base optimizada. En el caso de bienes y
servicios, su valor debe excluir el impuesto al valor agregado (IVA), e incluir los aranceles de
importación, además de todas las erogaciones necesarias para tenerlos disponibles en la
institución o empresa. En el caso del personal, el costo se mide por las remuneraciones que
deben pagarse. Ellas deben incluir todos los conceptos que signifiquen una erogación para la
institución (lo que se le paga al empleado, el pago de las leyes sociales de salud y fondos de
pensiones, los impuestos, etc.)
a. Costos de Inversión:
El costo de inversión corresponde a la adquisición de equipos, considerando la inversión total
de la compra del equipo nuevo hasta su puesta en funcionamiento, incluyendo también las
modificaciones y/o adaptaciones de infraestructura y edificios que se pudieran necesitar.
Corresponde asignar este gasto en el momento inicial del proyecto (llamado momento cero). Si
la inversión durara más de un año, se asignará a cada año la parte que corresponda de la
inversión total.
La base para la estimación de la inversión serán las cotizaciones obtenidas de una o más
empresas proveedoras.
Es importante conocer el plazo en que pudiese necesitarse una mantención mayor, es decir,
dentro de cuántos años a partir del año cero, habría que hacer una inversión importante en
41
UMAG
mantención y a cuánto ascendería dicha mantención mayor.
En la situación sin proyecto no se considera la inversión en equipos, ya que ésta se realizó en el
pasado (caso de reposiciones o ampliaciones) o bien nunca se hizo dicha inversión (caso de
equipamiento).
b. Costos de operación:
Estos costos ocurrirán durante todos los años de vida del proyecto a partir del momento en que
el equipo (nuevo o reparado) quede listo para entrar en funcionamiento.
El costo total de operación será igual a los costos fijos, que no dependen de los niveles de
producción, más el costo unitario variable multiplicado por el nivel de producción o prestación de
servicios. Para obtener el costo unitario variable por producto o prestación de servicio se deben
determinar los costos totales variables incurridos en un determinado período, en el tipo de
producto o servicio que se está estudiando y se dividirá luego por el nivel de producto o servicio
de ese mismo período. El costo fijo se estimará como un promedio de esos gastos en una
época de funcionamiento normal del equipo.
Deben incluirse en este análisis los costos correspondientes a la adquisición de:
-Insumos, materiales necesarios para la producción o prestación del servicio
-Remuneración del personal (operarios, profesionales, ayudantes, secretarias, etc.)
-Gastos generales, fijos y variables.
c. Costos de mantención:
Para la situación base optimizada y para la alternativa seleccionada deberán estimarse los costos
de mantención. Esta información generalmente es proporcionada por las empresas que reparan
o venden los equipos. Puede aparecer como un porcentaje del valor inicial del equipo y
generalmente los gastos de mantención crecen a medida que el equipo se hace más antiguo.
d. Costos financieros e impuestos a las utilidades
Dentro de los costos privados, se consideran además el pago de los costos financieros y el
pago de los impuestos a las utilidades.
Costos Sociales
A partir de los datos de costos privados se estiman los costos sociales correspondientes a las
alternativas de solución y la situación considerada como base. Para ello, se deben realizar
correcciones a los costos de acuerdo con las instrucciones sobre precios sociales dadas por el
Ministerio de Desarrollo Social cada año.
42
UMAG
Los bienes, tanto materiales y como servicios, se dividirán en bienes importados y bienes
nacionales.
Bienes importados: en primer lugar se debe descontar el IVA y el arancel de importación; luego,
se deberá aplicar el factor de corrección de la divisa.
Bienes nacionales: se debe descontar solamente el IVA y otros impuestos específicos
aplicables a ese bien.
Remuneraciones: se deberá distinguir entre mano de obra calificada, mano de obra semi
calificada y mano de obra no calificada, aplicando los factores de corrección correspondientes a
cada categoría.
Estos cálculos referentes a bienes materiales y a remuneraciones se harán para los siguientes
rubros de costos: Inversión, operación y mantención, es decir, no todos los indicados
anteriormente (caso privado), ya que no se incluyen los costos financieros y los impuestos.
Cálculo de indicadores para la evaluación social
Para cualquiera tipología de proyecto (reposición, equipamiento o ampliación), previo a
determinar la conveniencia del reemplazo (de un equipo antiguo por uno nuevo, de mano de
obra por un equipo nuevo, o de subcontratación a terceros por un equipo nuevo), se deberá
seleccionar entre las alternativas de equipos nuevos existentes en el mercado, es decir, se
deberá determinar cuál es el equipo más conveniente para considerar en la situación con
proyecto. Esta selección se realizará con el criterio de optar por el equipo de menor CAE tal y
como se describió en el punto anterior de Preselección de alternativas de solución.
Caso de proyectos de reposición y equipamiento sin aumento de capacidad
Una vez seleccionada la alternativa de equipo nuevo más conveniente, y para el caso de
proyectos de reposición o equipamiento sin aumento de capacidad, se compara el CAE de ese
nuevo equipo con el costo marginal de seguir operando el equipo antiguo durante un año más, o
el costo marginal de seguir operando con procesos manuales o el de seguir subcontratando a
terceros según fuera el caso. En cualquiera de estas tres situaciones base el costo marginal (CM)
se calcula como:
CM =
𝐶1
𝑉𝑅1
+ 𝑉𝑅0 −
(1 + 𝑟)
(1 + 𝑟)
43
UMAG
𝐶1
: Costos directos e indirectos asociados a la operación del equipo durante un
período adicional
𝑉𝑅0 : Valor residual del equipo en el momento cero, es decir, al inicio del año
adicional
𝑉𝑅1 : Valor residual del equipo al final del período adicional (al final del año
adicional)
r
: Tasa de descuento relevante para la empresa o servicio
La comparación del CAE del nuevo equipo con el costo marginal (CM) de la situación base, es lo
que permite determinar si existen ahorros de costos al hacer el reemplazo. Claramente el criterio
de decisión será:
Si CAE del nuevo equipo es mayor que Costo Marginal de la situación actual, entonces
no conviene reemplazar ya que no hay beneficios por ahorro de costos
Si CAE del nuevo equipo es menor que el Costo Marginal de la situación actual,
entonces conviene reemplazar ya que habría un beneficio igual a la diferencia de los
costos, es decir, Beneficio anual = Costo Marginal de la situación actual - CAE del equipo
nuevo.
Caso de proyectos de equipamiento con aumento de capacidad y de ampliación
Como ya se vio anteriormente, en este caso no basta con comparar los costos de las
situaciones con proyecto y sin proyecto, porque se deben considerar además las diferencias
entre los beneficios que se generan en ambas situaciones. Para incorporar estas diferencias en
los indicadores, se modifica la ecuación del CAE para el equipo nuevo, restando de los costos
anuales de operación y mantención los beneficios incrementales que el nuevo equipo
proporciona con respecto a la situación base, de esta forma las alternativas que generen mayores
beneficios tendrán menores CAE y por lo tanto serán seleccionadas. La ecuación corregida del
CAE (CAE') será
𝑖=𝑛
(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟
𝑉𝑅
𝐶𝑖 − 𝐶𝑖
′
𝐶𝐴𝐸 = (𝐼0 −
+∑
)∗[
]
(1 + 𝑟)𝑛
(1 + 𝑟)𝑛 − 1
(1 + 𝑟)𝑖
𝑖=1
Nótese que esta fórmula corregida del CAE corresponde exactamente al VAE con signo
opuesto, es decir, CAE' = - VAE. Se utilizará el CAE' en lugar del VAE, para poder tener indicadores
comparables en cuanto al signo (positivo o negativo) entre proyectos de reposición,
equipamiento o ampliación.
44
UMAG
La fórmula del CM no se modifica ya que la situación base no debiera presentar beneficios
netos con respecto a la situación con proyecto (con el nuevo equipo).
El criterio de decisión vuelve a ser el mismo que en el caso anterior, es decir:
Si CAE' del nuevo equipo es mayor el Costo Marginal de la situación actual,
entonces no conviene reemplazar ya que no hay beneficios netos considerando los
costos y los beneficios del nuevo equipo.
Si CAE' del nuevo equipo es menor que el Costo Marginal de la situación actual,
entonces conviene reemplazar ya que habría un beneficio igual a la diferencia de los
costos, en este caso ese beneficio provendrá de la mayor capacidad y calidad, pudiendo
o no existir beneficios por ahorro de costos, es decir, los beneficios netos (beneficios
menos costos) del nuevo equipo, serán mayores que los beneficios netos de la situación
actual.
Cálculo de indicadores para la evaluación privada
En el caso de la evaluación privada, se aplica exactamente el mismo método anterior, sólo que
los beneficios y costos son los privados en lugar de los sociales. Además, pasan a ser
relevantes otros ítems de costos y beneficios (como por ejemplo los impuestos).
Al existir un impuesto que grave las utilidades de las empresas, se introduce una distorsión en
la toma de decisiones con respecto al momento óptimo de reemplazar un equipo y la
conveniencia de reemplazar o no. Esto se debe a que los costos marginales de cualquier
empresa que genera utilidades son absorbidos en parte por ella y en parte por quien recibe los
impuestos (el fisco). En este caso la expresión para el cálculo del Costo Anual Equivalente
(CAE) se modifica según se indica a continuación:
𝑖=𝑛
(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟
𝑉𝑅 − 𝑡 ∗ (𝑉𝑅𝑛 − 𝑉𝐿𝑛 )
𝐶𝑖 (1 − 𝑡) − 𝑡𝐷𝑖
CAE = (𝐼0 −
+
∑
)
∗
[
]
(1 + 𝑟)𝑛
(1 + 𝑟)𝑡
(1 + 𝑟)𝑛 − 1
𝑖=1
Donde
Di : Depreciación del equipo asociada al año i.
VLn : Valor Libro (valor contable) del equipo en el año n.
t
: Tasa de impuesto a las utilidades de la empresa.
45
UMAG
También se verá modificada la ecuación de los costos marginales para los dos casos
analizados con anterioridad, según se verá a continuación
Caso de proyectos de reposición y equipamiento sin aumento de capacidad
En este caso la ecuación del costo marginal de operar un año más se modifica a la siguiente
expresión:
𝐶𝑀 =
𝐶𝑖 (1 − 𝑡) − 𝑡𝐷1
𝑉𝑅1 − 𝑇(𝑉𝑅1 − 𝑉𝐿1 )
+ 𝑉𝑅0 − 𝑡(𝑉𝑅0 − 𝑉𝐿0 ) −
𝑡
(1 + 𝑟)
(1 + 𝑟)
Donde
𝐷1
: Depreciación del equipo asociada al año 1
𝑉𝐿0 : Valor libro del equipo en el año 0
𝑉𝐿1 : Valor libro del equipo en el año 1
T
: Tasa de impuesto a las utilidades
Con las nuevas expresiones, el criterio para la toma de decisiones sigue siendo el mismo.
Caso de proyectos de equipamiento con aumento de capacidad y de ampliación
La expresión para el cálculo del costo marginal en este caso queda igual que en la expresión
anterior, dado que no se consideran beneficios netos adicionales para la máquina antigua. La
expresión para el cálculo del CAE del nuevo equipo se verá modificada a la siguiente expresión
𝑖=𝑛
(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟
𝑉𝑅𝑛 − 𝑡 ∗ (𝑉𝑅𝑛 − 𝑉𝐿𝑛 )
(𝐶𝑖 − 𝐵𝑖 )(1 − 𝑡) − 𝑡𝐷𝑖
CAE = (𝐼0 −
+
∑
)
∗
[
]
i
(1 + 𝑟)𝑛
(1 + 𝑟)𝑛 − 1
(1 + 𝑟)𝑖
𝑖=1
Donde Bi son los beneficios netos incrementales por aumento de capacidad o calidad que el
nuevo equipo presenta con respecto al antiguo.
46
UMAG
F.2.3 Estudio de Factibilidad Económica.
Evaluación Costo – Beneficio.
Para el desarrollo de la presente tesis, se estudiará una evaluación costo – beneficio
asociado al 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).
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).
47
UMAG
Los costos fijos corresponden a los siguientes:
Insumos y materiales necesarios para la prestación del servicio de iluminación.
Remuneración del personal (operarios, profesionales, ayudantes, etc.).
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:
𝑁𝑘 ∗ 𝑃𝑖
𝑒𝑘 =
ℎ
𝑝𝑘
Donde
𝑒 : Energía anual consumida por la luminaria 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.
48
UMAG
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 mil 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.
𝑘
𝐸𝐴𝑃 = ∑ 𝑒𝑘
𝑘
Donde
𝐸𝐴𝑃 : Energía total anual consumida por el sistema de alumbrado público (kWh/año).
𝑘 : Número de luminarias distintas por tipo y nivel de potencia. (Servicio Nacional Inversiones,
2011)
b.2. Valorización del ahorro energético.
Para valorar el ahorro de energía deberá aplicarse la siguiente ecuación:
𝐴𝑒 =△ 𝑝𝑒 ∗△𝑒
𝐴𝑒
: Ahorro en consumo de energía ($/año)
△ 𝑝𝑒 : Cambio en la tarifa cobrada por la distribuidora de energía eléctrica al municipio
afectado ($/kWh).
△𝑒
: Cambio de energía consumida (kWh/año) en la situación CP relativo a la sustitución SP.
Dónde:
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).
49
UMAG
F.2.4 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:
c.
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.
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.
50
UMAG
c.
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.
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.
51
UMAG
ANEXO G
PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA
PARA MAGALLANES AL 2050
1
UMAG
Contenido
ANEXO G ...................................................................................................................................................... 3
G.1
G.2
G.3
G.4
G.5
FLUJO DE CAJA SISTEMA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ..................................................................................... 3
FLUJO DE CAJA SISTEMA DISTRITAL – BIOMASA .......................................................................................... 16
FLUJO DE CAJA GEOTERMIA-BAJA ENTALPIA .............................................................................................. 18
FLUJO DE CAJA SISTEMA FOTOVOLTAICO .................................................................................................. 21
FLUJO DE CAJA SISTEMA HIBRIDO - EÓLICO ............................................................................................... 25
2
UMAG
ANEXO G
G.1
Flujo de caja Sistema de Eficiencia Energética
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
energía ELÉCTRICA (LFC+TF)
inversión PRIVADA + ESTATAL
comuna PUNTA ARENAS
+
+
+
+=
=
+
+
+
+
-+
=
+
+
+
+
+
+
=
=
2,015
0
Beneficio por mayor productividad
Ahorro costo energía sistema actual
Beneficio liberación de recursos
Ganancias (pérdidas) de K
Costos operación
Costos mantención
Gastos financieros
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ut antes de impto
Impto 1ra categoría
Ut después de impto
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ganancias (pérdidas) de K
FLUJO OPERACIONAL
Inversión Infra
0
Inversión Equipos
-633,952
Inversión Equipamiento
0
Valor residual infra
Valor residual Equipos
Valor residual Equipamiento
IVA de la inversión
IVA de la inversión
Capital de trabajo
0
Recuperación CT
Préstamo (Subsidio)
633,952
Amortizaciones
FLUJO de CAPITALES
0
FLUJO DE CAJA
0
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
1,126
1,213
1,307
1,409
1,518
1,589
1,664
1,742
1,824
1,909
1,965
2,022
2,081
2,141
2,203
2,274
2,347
2,422
2,500
2,580
2,656
2,735
2,815
2,899
2,984
3,066
3,150
3,236
3,325
3,415
3,503
3,592
3,684
3,778
3,874
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
-18,113
0
-16,987
0
-16,987
-16,987
-33,887
0
-33,887
-33,887
-50,693
0
-50,693
-50,693
-67,397
0
-67,397
-67,397 -83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168
-83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168 -547,407
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168 -547,407
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
18,113
0
16,987
33,887
50,693
67,397
83,992
100,516
116,965
133,336
149,625
165,829
181,977
198,068
214,100
230,072
245,982
261,821
277,587
293,278
308,891
324,424
339,880
355,258
370,556
385,770
400,899
415,946
430,909
445,786
460,575
475,272
489,882
504,403
518,832
533,168
1,126
1,213
1,307
1,409
1,518
1,589
1,664
1,742
1,824
1,909
1,965
2,022
2,081
2,141
2,203
2,274
2,347
2,422
2,500
2,580
2,656
2,735
2,815
2,899
2,984
3,066
3,150
3,236
3,325
3,415
3,503
3,592
3,684
3,778
3,874
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,126
0
1,213
0
1,307
0
1,409
0
1,518
0
1,589
0
1,664
0
1,742
0
1,824
0
1,909
0
1,965
0
2,022
0
2,081
0
2,141
0
2,203
0
2,274
0
2,347
0
2,422
0
2,500
0
2,580
0
2,656
0
2,735
0
2,815
0
2,899
0
2,984
0
3,066
0
3,150
0
3,236
0
3,325
0
3,415
0
3,503
0
3,592
0
3,684
0
3,778
0
3,874
17,703
#DIV/0!
0
3
UMAG
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
energía ELÉCTRICA (LFC+TF)
inversión PRIVADA + ESTATAL
comuna NATALES
+
+
+
+=
=
+
+
+
+
-+
=
+
+
+
+
+
+
=
=
2,015
0
Beneficio por mayor productividad
Ahorro costo energía sistema actual
Beneficio liberación de recursos
Ganancias (pérdidas) de K
Costos operación
Costos mantención
Gastos financieros
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ut antes de impto
Impto 1ra categoría
Ut después de impto
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ganancias (pérdidas) de K
FLUJO OPERACIONAL
Inversión Infra
0
Inversión Equipos
-110,160
Inversión Equipamiento
0
Valor residual infra
Valor residual Equipos
Valor residual Equipamiento
IVA de la inversión
IVA de la inversión
Capital de trabajo
0
Recuperación CT
Préstamo (Subsidio)
110,160
Amortizaciones
FLUJO de CAPITALES
0
FLUJO DE CAJA
0
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
180
204
230
260
293
316
341
368
397
429
451
474
498
524
551
579
608
638
670
704
735
768
802
838
875
910
947
985
1,024
1,065
1,104
1,144
1,185
1,228
1,273
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
-3,147
0
-2,967
0
-2,967
-2,967
-5,911
0
-5,911
-5,911 -8,828 -11,716 -14,571 -17,402 -20,208 -22,987 -25,738 -28,456 -31,153 -33,827 -36,476 -39,099 -41,696 -44,264 -46,804 -49,313 -51,790 -54,233 -56,645 -59,025 -61,370 -63,679 -65,951 -68,188 -70,389 -72,551 -74,675 -76,757 -78,801 -80,805 -82,767 -84,686
-8,828 -11,716 -14,571 -17,402 -20,208 -22,987 -25,738 -28,456 -31,153 -33,827 -36,476 -39,099 -41,696 -44,264 -46,804 -49,313 -51,790 -54,233 -56,645 -59,025 -61,370 -63,679 -65,951 -68,188 -70,389 -72,551 -74,675 -76,757 -78,801 -80,805 -82,767 -84,686 -86,561
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Ahorro costo energía sistema actual
Beneficio liberación de recursos
Ganancias (pérdidas) de K
Costos operación
Costos mantención
Gastos financieros
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ut antes de impto
Impto 1ra categoría
Ut después de impto
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ganancias (pérdidas) de K
FLUJO OPERACIONAL
Inversión Infra
0
Inversión Equipos
-43,650
Inversión Equipamiento
0
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Valor residual Equipos
Valor residual Equipamiento
IVA de la inversión
IVA de la inversión
Capital de trabajo
0
Recuperación CT
Préstamo (Subsidio)
43,650
Amortizaciones
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0
FLUJO DE CAJA
0
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
91
102
114
128
144
154
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178
191
205
215
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237
248
260
273
286
300
314
330
344
358
374
390
407
422
439
456
473
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585
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
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-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
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-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
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-1,247
-1,247
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-1,247
-1,247
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-1,247
-1,247
-1,247
-1,247
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0
-1,156
-1,156
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-2,301
-2,301
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-3,434
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-4,553
-4,553
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-5,657
-5,657
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0
-6,749
-6,749
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-7,831
-7,831
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0
-8,900
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-9,956 -10,998 -12,030 -13,051 -14,061 -15,060 -16,047 -17,021 -17,982 -18,929 -19,862 -20,780 -21,683 -22,572 -23,445 -24,302 -25,143 -25,967 -26,776 -27,567 -28,341 -29,096 -29,834 -30,554 -31,255 -31,937 -32,600
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1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
1,247
0
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2,301
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6,749
7,831
8,900
9,956
10,998
12,030
13,051
14,061
15,060
16,047
17,021
17,982
18,929
19,862
20,780
21,683
22,572
23,445
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25,967
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91
102
114
128
144
154
166
178
191
205
215
226
237
248
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273
286
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314
330
344
358
374
390
407
422
439
456
473
492
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0
565
0
585
1,945
#DIV/0!
0
9
UMAG
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
energía ELÉCTRICA (LED+TF)
inversión PRIVADA + ESTATAL
comuna CABO DE HORNOS
+
+
+
+=
=
+
+
+
+
-+
=
+
+
+
+
+
+
=
=
2,015
0
Beneficio por mayor productividad
Ahorro costo energía sistema actual
Beneficio liberación de recursos
Ganancias (pérdidas) de K
Costos operación
Costos mantención
Gastos financieros
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ut antes de impto
Impto 1ra categoría
Ut después de impto
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ganancias (pérdidas) de K
FLUJO OPERACIONAL
Inversión Infra
0
Inversión Equipos
-19,175
Inversión Equipamiento
0
Valor residual infra
Valor residual Equipos
Valor residual Equipamiento
IVA de la inversión
IVA de la inversión
Capital de trabajo
0
Recuperación CT
Préstamo (Subsidio)
19,175
Amortizaciones
FLUJO de CAPITALES
0
FLUJO DE CAJA
0
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
31
2,019
4
35
2,020
5
39
2,021
6
42
2,022
7
45
2,023
8
48
2,024
9
52
2,025
10
58
2,027
12
61
2,028
13
64
2,029
14
67
2,030
15
73
2,032
17
77
2,033
18
81
2,034
19
2,035
20
84
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
28
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
0
-523
0
-523
-523
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0
-1,043
-1,043
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0
-1,559
-1,559
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0
-2,072
-2,072
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0
-2,581
-2,581
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0
-3,087
-3,087
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0
-3,589
-3,589
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0
-4,089
-4,089
-4,585
0
-4,585
-4,585
-5,078
0
-5,078
-5,078
-5,568
0
-5,568
-5,568
-6,055
0
-6,055
-6,055
-6,539
0
-6,539
-6,539
-7,020
0
-7,020
-7,020
-7,498
0
-7,498
-7,498
-7,972
0
-7,972
-7,972
-8,443
0
-8,443
-8,443
-8,910
0
-8,910
-8,910
-9,374
0
-9,374
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
548
0
523
1,043
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2,581
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5,078
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6,055
6,539
7,020
7,498
7,972
8,443
8,910
9,374
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11,188
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12,505
12,936
13,361
13,783
14,199
14,610
15,017
15,419
15,816
25
28
31
35
39
42
45
48
52
55
58
61
64
67
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84
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127
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151
156
0
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2,031
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25
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55
2,026
11
88
92
96
100
105
109
113
117
122
127
132
136
141
146
151
156
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
-548
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-9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816 -16,208
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0
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0
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0
0
0
-9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816 -16,208
0
0
0
0
0
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0
146
0
151
0
156
526
#DIV/0!
0
10
UMAG
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
gas natural - AISLACION TÉRMICA
comuna PUNTA ARENAS
2,015
0
+ Beneficio por mayor productividad
+ Ahorro costo energía sistema actual
+ Beneficio liberación de recursos
+- Ganancias (pérdidas) de K
- Costos operación
- Costos mantención
- Gastos financieros
- Dep infra (obras)
- Dep máq y equipos
- Dep equipamiento (mob.)
- Pérdida ej anterior
= Ut antes de impto
- Impto 1ra categoría
= Ut después de impto
+ Dep infra (obras)
+ Dep máq y equipos
+ Dep equipamiento (mob.)
+ Pérdida ej anterior
-+ Ganancias (pérdidas) de K
= FLUJO OPERACIONAL
- Inversión Infra
- Inversión Equipos
- Inversión Equipamiento
-3,000
+ Valor residual infra
+ Valor residual Equipos
+ Valor residual Equipamiento
- IVA de la inversión
+ IVA de la inversión
- Capital de trabajo
0
+ Recuperación CT
+ Préstamo (Subsidio)
- Amortizaciones
= FLUJO de CAPITALES
-3,000
= FLUJO DE CAJA
-3,000
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
494
650
856
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4,941
4,941
4,941
4,941
4,941
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0
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-82
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-86
0
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-113
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-257
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-343
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1,523
-429
0
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-430
1,722
-429
0
2,536
-507
2,029
-514
0
2,626
-525
2,100
-514
0
2,812
-562
2,249
-600
0
2,923
-585
2,338
-600
0
3,131
-626
2,505
-686
0
3,267
-653
2,613
-686
0
3,447
-689
2,758
-771
0
3,550
-710
2,840
-771
0
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-749
2,998
-857
0
3,868
-774
3,094
-857
0
4,083
-817
3,267
-943
0
3,998
-800
3,198
-943
0
3,998
-800
3,198
-1,029
0
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-782
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-1,029
0
3,912
-782
3,130
-1,114
0
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-765
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-1,114
0
3,826
-765
3,061
-1,200
0
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-1,200
0
3,741
-748
2,992
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0
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-1,286
0
3,655
-731
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3,483
-697
2,787
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0
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-680
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0
86
0
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0
171
0
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0
257
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0
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0
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0
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0
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0
943
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0
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0
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0
1,286
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0
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537
719
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2,938
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3,611
3,769
3,951
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4,141
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4,158
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4,175
4,192
4,192
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4,210
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4,227
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4,244
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-3,000
-3,000
-3,000
-3,000
-3,000
-3,000
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0
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-3,000
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-3,000
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-3,000
105
0
3,299
-3,000
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0
4,141
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0
4,158
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0
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0
4,210
0
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0
4,227
0
4,244
0
4,244
7,714
11,975
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
gas natural - AISLACION TÉRMICA
comuna NATALES
2,015
0
+ Beneficio por mayor productividad
+ Ahorro costo energía sistema actual
+ Beneficio liberación de recursos
+- Ganancias (pérdidas) de K
- Costos operación
- Costos mantención
- Gastos financieros
- Dep infra (obras)
- Dep máq y equipos
- Dep equipamiento (mob.)
- Pérdida ej anterior
= Ut antes de impto
- Impto 1ra categoría
= Ut después de impto
+ Dep infra (obras)
+ Dep máq y equipos
+ Dep equipamiento (mob.)
+ Pérdida ej anterior
-+ Ganancias (pérdidas) de K
= FLUJO OPERACIONAL
- Inversión Infra
- Inversión Equipos
- Inversión Equipamiento
-1,200
+ Valor residual infra
+ Valor residual Equipos
+ Valor residual Equipamiento
- IVA de la inversión
+ IVA de la inversión
- Capital de trabajo
0
+ Recuperación CT
+ Préstamo (Subsidio)
- Amortizaciones
= FLUJO de CAPITALES
-1,200
= FLUJO DE CAJA
-1,200
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
198
309
484
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1,186
1,313
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1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
1,976
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131
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0
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0
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0
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0
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0
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1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
1,650
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-1,200
-1,200
-1,200
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-1,200
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-1,200
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-1,200
12
-1,200
144
-1,200
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0
1,650
0
1,650
0
1,650
0
1,650
0
1,650
0
1,650
0
1,650
0
1,650
0
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0
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0
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12
UMAG
0
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0
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0
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0
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0
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0
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0
1,968
0
2,349
0
2,808
0
3,359
1,543
5,564
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
gas natural - AISLACION TÉRMICA
comuna PORVENIR
2,015
0
+ Beneficio por mayor productividad
+ Ahorro costo energía sistema actual
+ Beneficio liberación de recursos
+- Ganancias (pérdidas) de K
- Costos operación
- Costos mantención
- Gastos financieros
- Dep infra (obras)
- Dep máq y equipos
- Dep equipamiento (mob.)
- Pérdida ej anterior
= Ut antes de impto
- Impto 1ra categoría
= Ut después de impto
+ Dep infra (obras)
+ Dep máq y equipos
+ Dep equipamiento (mob.)
+ Pérdida ej anterior
-+ Ganancias (pérdidas) de K
= FLUJO OPERACIONAL
- Inversión Infra
- Inversión Equipos
- Inversión Equipamiento
-600
+ Valor residual infra
+ Valor residual Equipos
+ Valor residual Equipamiento
- IVA de la inversión
+ IVA de la inversión
- Capital de trabajo
0
+ Recuperación CT
+ Préstamo (Subsidio)
- Amortizaciones
= FLUJO de CAPITALES
-600
= FLUJO DE CAJA
-600
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
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2,022
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2,023
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395
395
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395
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395
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330
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330
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330
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330
0
330
0
330
0
330
0
330
0
330
0
330
103
433
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
gas natural - AISLACION TÉRMICA
comuna TORRES DEL PAINE
2,015
0
+ Beneficio por mayor productividad
+ Ahorro costo energía sistema actual
+ Beneficio liberación de recursos
+- Ganancias (pérdidas) de K
- Costos operación
- Costos mantención
- Gastos financieros
- Dep infra (obras)
- Dep máq y equipos
- Dep equipamiento (mob.)
- Pérdida ej anterior
= Ut antes de impto
- Impto 1ra categoría
= Ut después de impto
+ Dep infra (obras)
+ Dep máq y equipos
+ Dep equipamiento (mob.)
+ Pérdida ej anterior
-+ Ganancias (pérdidas) de K
= FLUJO OPERACIONAL
- Inversión Infra
- Inversión Equipos
- Inversión Equipamiento
-75
+ Valor residual infra
+ Valor residual Equipos
+ Valor residual Equipamiento
- IVA de la inversión
+ IVA de la inversión
- Capital de trabajo
0
+ Recuperación CT
+ Préstamo (Subsidio)
75
- Amortizaciones
= FLUJO de CAPITALES
0
= FLUJO DE CAJA
0
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
2
3
3
4
4
4
4
4
4
4
4
4
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-0
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0
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0
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0
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-4
-4
-4
0
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-4
-4
-4
0
-4
-4
-4
-4
0
-4
-4
-4
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0
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-4
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0
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0
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0
4
0
4
0
4
2
6
Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"
gas natural - REC CALEFACTORES
comuna PUNTA ARENAS
2,015
0
+ Beneficio por mayor productividad
+ Ahorro costo energía sistema actual
+ Beneficio liberación de recursos
+- Ganancias (pérdidas) de K
- Costos operación
- Costos mantención
- Gastos financieros
- Dep infra (obras)
- Dep máq y equipos
- Dep equipamiento (mob.)
- Pérdida ej anterior
= Ut antes de impto
- Impto 1ra categoría
= Ut después de impto
+ Dep infra (obras)
+ Dep máq y equipos
+ Dep equipamiento (mob.)
+ Pérdida ej anterior
-+ Ganancias (pérdidas) de K
= FLUJO OPERACIONAL
- Inversión Infra
- Inversión Equipos
-30
- Inversión Equipamiento
+ Valor residual infra
+ Valor residual Equipos
+ Valor residual Equipamiento
- IVA de la inversión
+ IVA de la inversión
- Capital de trabajo
0
+ Recuperación CT
+ Préstamo (Subsidio)
- Amortizaciones
= FLUJO de CAPITALES
-30
= FLUJO DE CAJA
-30
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
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0
27
-5
22
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
49
89
163
297
337
384
437
497
566
612
662
715
773
836
884
935
988
1,045
1,105
1,155
1,206
1,260
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1,375
1,375
1,375
1,375
1,375
1,375
1,375
1,375
1,375
1,375
1,375
-9
-9
-9
-9
-9
-17
-17
-17
-17
-17
-26
-26
-26
-26
-26
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-34
-34
-34
-34
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-43
-43
-43
-43
-43
-43
-43
-43
-43
-43
-43
-43
-43
0
41
-8
32
0
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-16
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0
154
-31
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0
288
-58
230
0
329
-66
263
0
367
-73
294
0
420
-84
336
0
480
-96
384
0
549
-110
439
0
595
-119
476
0
636
-127
509
0
690
-138
552
0
748
-150
598
0
810
-162
648
0
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-172
687
0
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0
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-191
763
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-202
809
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857
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-224
896
0
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931
0
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-243
974
0
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-255
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0
1,332
-266
1,066
0
1,332
-266
1,066
0
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-266
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0
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-266
1,066
0
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-266
1,066
0
1,332
-266
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0
1,332
-266
1,066
0
1,332
-266
1,066
0
1,332
-266
1,066
0
1,332
-266
1,066
0
1,332
-266
1,066
43
9
9
9
9
9
17
17
17
17
17
26
26
26
26
26
34
34
34
34
34
43
43
43
43
43
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43
43
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43
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0
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272
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353
401
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493
534
577
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674
712
754
797
843
891
930
973
1,016
1,061
1,108
1,108
1,108
1,108
1,108
1,108
1,108
1,108
1,108
1,108
1,108
-298
-298
-298
-298
-298
468
0
-298
-276
0
41
0
73
0
132
0
239
-298
-26
0
311
0
353
0
401
0
456
-298
195
0
534
0
577
0
624
0
674
-298
414
0
754
0
797
0
843
0
891
3,260
43%
109
15
UMAG
-298
632
0
973
0
1,016
0
1,061
0
1,108
0
1,108
0
1,108
0
1,108
0
1,108
0
1,108
0
1,108
0
1,108
0
1,108
0
1,108
468
1,577
G.2
Flujo de Caja Sistema distrital – Biomasa
Flujo de Caja Privado "Distrital Biomasa - sector Residencial"
Reemplazo
comuna CABO DE HORNOS
+
+
+
+=
=
+
+
+
+
-+
=
+
+
+
+
+
+
=
=
2,015
0
Beneficio por mayor productividad
Ahorro costo energía sistema actual
Beneficio liberación de recursos
Ganancias (pérdidas) de K
Costos operación
Costos mantención
Gastos financieros
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ut antes de impto
Impto 1ra categoría
Ut después de impto
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ganancias (pérdidas) de K
FLUJO OPERACIONAL
Inversión Infra
0
Inversión Equipos
-2,228
Inversión Equipamiento
0
Valor residual infra
Valor residual Equipos
Valor residual Equipamiento
IVA de la inversión
IVA de la inversión
Capital de trabajo
0
Recuperación CT
Préstamo (Subsidio)
0
Amortizaciones
FLUJO de CAPITALES
-2,228
FLUJO DE CAJA
-2,228
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
2,034
19
2,035
20
2,036
21
2,037
22
2,038
23
2,039
24
2,040
25
2,041
26
2,042
27
2,043
28
2,044
29
2,045
30
2,046
31
2,047
32
2,048
33
2,049
34
2,050
35
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
541
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
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80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
-64
-64
-64
-64
-64
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-64
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446
0
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-111
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0
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0
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-111
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0
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-111
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0
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0
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0
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0
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0
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-111
446
0
557
-111
446
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
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509
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509
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509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
509
0
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1
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Nuevo
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+
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+
+
+
+
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=
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Dep máq y equipos
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2,031
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-+
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+
+
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=
2,015
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Beneficio por mayor productividad
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Costos operación
Costos mantención
Gastos financieros
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ut antes de impto
Impto 1ra categoría
Ut después de impto
Dep infra (obras)
Dep máq y equipos
Dep equipamiento (mob.)
Pérdida ej anterior
Ganancias (pérdidas) de K
FLUJO OPERACIONAL
Inversión Infra
0
Inversión Equipos
-1,542
Inversión Equipamiento
0
Valor residual infra
Valor residual Equipos
Valor residual Equipamiento
IVA de la inversión
IVA de la inversión
Capital de trabajo
0
Recuperación CT
Préstamo (Subsidio)
1,542
Amortizaciones
FLUJO de CAPITALES
0
FLUJO DE CAJA
0
Indicadores rentabilidad
VAN (10%)
TIR
IVAN
2,016
1
2,017
2
2,018
3
2,019
4
2,020
5
2,021
6
2,022
7
2,023
8
2,024
9
2,025
10
2,026
11
2,027
12
2,028
13
2,029
14
2,030
15
2,031
16
2,032
17
2,033
18
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Dep equipamiento (mob.)
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IVA de la inversión
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33
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34
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2,015
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2,026
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2,027
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2,030
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2,037
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2,039
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2,040
25
2,041
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-145
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3
0
3
0
3
0
3
31
#DIV/0!
0.1
35
UMAG
ANEXO H
PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA
PARA MAGALLANES AL 2050
1
UMAG
Contenido
ANEXO H: BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 3
H.1
H.2
H.3
H.4
H.5
H.6
H.7
H.8
H.9
H.10
H.11
H.12
HIDROCARBUROS ................................................................................................................................... 3
CARBÓN ............................................................................................................................................... 4
TURBA ................................................................................................................................................. 5
EÓLICO ................................................................................................................................................ 5
SOLAR ................................................................................................................................................. 6
BIOMASA ............................................................................................................................................. 6
RESIDUOS ............................................................................................................................................. 7
GEOTERMIA .......................................................................................................................................... 7
HÍDRICO ............................................................................................................................................... 8
MARINO .............................................................................................................................................. 9
HIDRÓGENO........................................................................................................................................ 10
REGIÓN DE MAGALLANES Y SUS COMUNAS ............................................................................................... 10
2
UMAG
ANEXO H: Bibliografía
H.1
Hidrocarburos
ENAP (2007), Licitación de CEOP compromete inversiones por US$267 millones en
Magallanes. (CEOP Información ENAP)
ENAP (2011), “ENAP: su historia, el presente y el futuro”, V Congreso Nacional de
Estudiantes Ingeniería Química (presentado en UMAG)
ENAP (2012), Presentación “Exploración de Hidrocarburos en Reservorios No
Convencionales en la Cuenca de Magallanes, Carlos Herrero (Gerente de Exploraciones Enap
Magallanes).
ENAP (2012), Presentación” El futuro del petróleo y el gas natural en Chile “,Seminario
Futuro del sector petróleo y gas del Colegio de Ingenieros, Lisandro Rojas (ex gerente
Exploraciones ENAP – Sipetrol)
ENAP (2013), Documento “Participación en Negocios Conjuntos y otros negocios”( Detalle
de la exploración y explotación del Grupo ENAP y participantes de los CEOP; con
actualización al 31 de diciembre 2013)
ENAP (2013), Memoria Anual.
ENAP y METHANEX (2010), Presentación “Diversificación Energética” (Una Propuesta
Público Privada), en conjunto con el Gobierno Regional presentado en el seminario “Futuro
energético de Magallanes”.
GEOPARK (2013), “Crear Valor y Retribuir: Impacto Económico de GEOPARK en la Región de
Magallanes”(Libro representativo de las actividades de la empresa del año 2006 al 2012
desarrollado por la consultora Gemines)
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UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE
EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA
EN
PROPUESTA MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
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UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
RESUMEN EJECUTIVO
La matriz energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, se sustenta
únicamente en el Gas Natural. El consumo sectorial de este energético de acuerdo al Balance
Energético 2013 desarrollado por el CERE para este Estudio, es de un 70% para uso térmico, un
26% para uso eléctrico y un 4% para el uso del sector transporte.
Esta distribución permite dimensionar que depender de sólo un energético para abastecer
todos estos sectores, sumado a que la producción ha ido disminuyendo año a año, provoca
estancamiento en el desarrollo regional por la incertidumbre que genera la falta de energía
además de preocupación en las autoridades ante un eventual desabastecimiento que afecte a la
población.
Por esta razón, resulta fundamental proponer la diversificación de la matriz energética, a
partir del análisis de factibilidad técnica, económica y ambiental de incorporar otros energéticos, o
bien analizar tecnologías no presentes en la región, pero que pudieran ser una solución, al
mediano y largo plazo, que satisfaga la demanda por energía; disminuya la incertidumbre en la
disponibilidad de recursos y permita mantener precios razonables para el cobro de energía
térmica y eléctrica.
El presente informe corresponde a la aplicación de Criterios de una Evaluación Ambiental
Estratégica (en adelante EAE), en el marco del trabajo desarrollado por la Universidad de
Magallanes para la elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050.
La metodológica aplicada al proceso de EAE fue desarrollada por el Centro de Estudios del
Desarrollo (CED), la cual cuenta con cuatro etapas y distintos pasos al interior de cada una de ellas.
La primera etapa está enfocada en la definición del Alcance de la EAE con la finalidad de alinearla
con las características del problema de decisión que sea abordado. La segunda etapa se orienta a
elaborar un Diagnóstico Estratégico para conocer el contexto en que se analiza el problema de
decisión y a la vez, generar la información que posibilite enfocar la evaluación en los aspectos
estratégicos que lo caracterizan. La tercera etapa apunta a un Análisis Estratégico con base en
factores críticos y opciones o alternativas estratégicas viables para abordar el problema de
decisión. La cuarta etapa de Lineamientos Estratégicos consiste en diseñar una estrategia y
directrices que permitan implementar y dar seguimiento a los riesgos y oportunidades de la
opción preferente que sea seleccionada.
Para la obtención de información fue necesario vincular al Estudio a Órganos de la
Administración del Estado como el Ministerio de Energía, Secretaría Regional Ministerial de
Energía, Gobierno Regional de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, Consejo Regional,
Municipalidades de la Región, Gobernaciones Provinciales, Secretarías Regionales Ministeriales y
Direcciones de Servicios, Empresas regionales como ENAP, Compañías con contratos especiales de
operación para la explotación de hidrocarburos (CEOP), Mina Invierno, Ingeniería Civil Vicente
(ICV), Pecket Energy, Antofagasta Minerals (AMSA), EDELMAG S.A., GASCO S.A. Empresas
asociadas a ERNC y la Cámara Chilena de la Construcción; además de Organizaciones de Base,
Sociales y Ambientales.
El proceso de participación se llevó a cabo a través de Talleres Provinciales, Paneles de
Expertos y reuniones con empresas o personas claves del sector energético regional. Levantando
información de primera fuente, que permiten dar cuenta de la diversidad que existe en la visión
que tienen estos respecto del problema de decisión, diferenciada territorialmente, pues de
acuerdo a los resultados se pudo obtener que el territorio, su geografía y el recurso que es
2
UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
utilizado en la matriz de cada provincia o comuna, determina su forma de ver la necesidad de
diversificar la matriz.
La nueva matriz energética debiese favorecer aquellos energéticos que por un lado
impacten en menor medida el medio ambiente, pero que impulsen el desarrollo equitativo de
todos los integrantes del territorio regional, así como también aquellos recursos que tengan un
potencial que permita tener autonomía energética. Integración que se logró a través del análisis,
tanto de los aspectos ambientales como de sustentabilidad, definido en los aspectos Sociales,
Económicos, Tecnológicos y de Potencial. Para todos ellos se propusieron criterios (31) con
objetivos específicos a los cuales apuntar en la priorización de los energéticos que podrían integrar
tanto la Matriz Térmica como Eléctrica.
De este universo, fue necesario seleccionar los Factores Críticos de Decisión (FCD), que de
acuerdo a los Términos de Referencia de este Estudio, fue responsabilidad del Comité Consultivo
Regional, hacer la selección en base a la representación que cada uno de los integrantes tiene en
relación a su organización, institución o ámbito de acción.
Los FCD seleccionados fueron siete, los cuales se detallan a continuación: Clase Medio
Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de
contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las
emisiones de gases de efecto invernadero. (2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones
difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas. Clase Social: (3)
Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de
los distintos sectores con una buena calidad de servicio. Clase Economía: (4) Desarrollo Regional:
Favorecer el desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el
uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico.
Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías
robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación
de energía. Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región:
Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región.
La Evaluación multicriterio de los FDC estuvo a cargo del Equipo de Trabajo de este
Estudio, manteniéndose al margen de este proceso el Equipo a cargo de la EAE para resguardar la
rigurosidad y objetividad de los resultados, los Evaluadores fueron especialista en temas de
energía, ambientales, eficiencia energética, energías renovables, fósiles e hidrocarburos.
Los recursos energéticos analizados con miras a participar de la matriz energética fueron
Fósiles: Gas Natural correspondiente a la exploración y explotación de yacimientos No
Convencionales, Gas Natural Licuado (GNL), Propano-Aire, Propano (Gas Licuado de Petróleo GLP), Gas Natural de Síntesis (GNS) obtenido de la gasificación de Carbón y, Diésel. Energías
Renovables: Hídrica, Eólica, Biomasa, Solar Fotovoltaica y Solar Térmica, Geotermia, Marina,
Residuos (obtención de energía, de los diversos residuos presentes en la región, tanto como
Biogás, Combustible u otros usos).
3
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APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
De este análisis se pudo priorizar los recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz
Energética Regional, el cual se presenta en la siguiente Tabla.
Eólica
Carbón (GNS)
Hídrica
GNL
Gas Natural
(*)
Solar –
Fotovoltaica
Biomasa
GLP
Solar –
Térmica (**)
Marina
Propano/Aire
Geotermia
Diésel
Residuos
(***)
Tabla A. Priorización de recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética
Regional.
16,5
15,8
15,3
14,8
14,7
14,0
13,7
13,5
13,3
13,2
13,0
11,5
11,4
9,7
Fuete: Elaboración Propia (CERE, 2014)
Para la identificación de una Matriz Energética, en base a la priorización de los energéticos
disponibles, fue necesario considerar la información técnica que se posee en cuanto al nivel de
penetración del energético a la matriz, el cual depende tanto de la componente técnica, como del
consumo energético de la matriz actual. Con el objetivo de facilitar el entendimiento del tema, se
definieron Matrices Térmica y Eléctrica de manera separada porque poseen diferencias en los
posibles energéticos con potencial para ingresar a cada una de ellas.
Las propuestas de Matrices Térmica y Eléctrica, comparten las opciones de GNS, GNL y
Gas Natural No convencional, energéticos con capacidades de abastecer ambas matrices. Cabe
destacar que sólo para el GNS y GNL se tendría certeza del éxito en la obtención del recurso,
debido a que la explotación de Gas Natural No Convencional aún no ha certificado sus reservas.
La Matriz Eléctrica sería la receptora de los energéticos renovables. Observándose como la
gran promesa a la Eólica, la cual podría tener una fuerte penetración en la Matriz Eléctrica
Regional, situación que requiere un análisis de los aspectos técnicos y económicos que se
presentan en el informe que complementa este estudio de EAE.
Se reafirman las barreras económicas (figura actual del subsidio al gas), legales (falta de
regulaciones adecuadas a las características de los sistemas medianos, entre otras) y políticas
(inexistencia de política energética nacional y regional) para la entrada de otros recursos y
tecnologías a la matriz; por lo que para el desarrollo de futuras propuestas que apunten a su
diversificación, el Estado debiese ser el responsable de resguardar y promover el acceso
equitativo a energía de calidad y segura en todo el territorio de la región.
Se observan expectativas elevadas con respecto a la Eficiencia Energética, que no
necesariamente se traducen de manera óptima y efectiva en la realidad; por lo que se prevé que
las medidas que se desarrollen vayan de manera paralela con la promoción de cambios culturales
con respecto al consumo de energía, a través de la Educación de los distintos segmentos etáreos y
sectores de consumo (residencial, comercial, industrial, entre otros).
Los Lineamientos estratégicos se han planteado pensando tanto en la propuesta de la
Matriz Energética como el proceso que se iniciará con la elaboración de política, donde se observa
que este Estudio podrá ser un apoyo desde el punto de vista estratégico.
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UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Contenido
1.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 7
1.1
2.
METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA ............................................................................ 8
DEFINICIÓN DE ALCANCE ................................................................................................................... 10
2.1
DEFINICIÓN DEL PROBLEMA DE DECISIÓN ................................................................................................. 10
2.2
DEFINICIÓN DEL OBJETO DE EVALUACIÓN ................................................................................................. 11
2.2.1 Matriz Energética Regional de Magallanes 2013 ....................................................................... 12
2.3
OBJETIVOS DE LA APLICACIÓN DE CRITERIOS DE LA EAE ............................................................................... 14
2.3.1 Objetivo General ......................................................................................................................... 14
2.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................................................... 14
2.4
CARACTERIZACIÓN DEL PROCESO DE DECISIÓN E INTEGRACIÓN CON LA EAE .................................................... 15
2.5
NECESIDADES DE PARTICIPACIÓN ............................................................................................................ 16
2.5.1 Proceso de Participación ............................................................................................................. 20
2.6
NECESIDADES DE INFORMACIÓN ............................................................................................................. 24
2.6.1 Instituciones que Aportan Información ...................................................................................... 24
2.6.2 Información Específica ................................................................................................................ 27
2.7
IDENTIFICACIÓN DE OTRAS INICIATIVAS RELACIONADAS ............................................................................... 29
2.8
PROGRAMACIÓN DE LA EAE ................................................................................................................... 30
3.
DIAGNÓSTICO ESTRATÉGICO ............................................................................................................. 32
3.1
MARCO DE REFERENCIA ESTRATÉGICO ..................................................................................................... 32
3.1.1 Lineamientos Ambientales Transversales ................................................................................... 33
3.1.2 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Fósiles: Hidrocarburos y Carbón .......... 40
3.1.3 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Renovables: Marino, Hidráulico y
Biomasa ................................................................................................................................................... 43
3.1.4 Planes y Programas .................................................................................................................... 46
3.1.5 Otros Lineamientos Relacionados............................................................................................... 48
3.2
ANÁLISIS DE PERCEPCIÓN DE LOS ACTORES................................................................................................ 50
3.2.1 Problema Energético Regional.................................................................................................... 50
3.2.2 Principales Preocupaciones......................................................................................................... 53
3.2.3 Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad ............................................................................... 54
3.2.4 Visualización de Conflictos .......................................................................................................... 59
3.3
ANÁLISIS DE ASPECTOS AMBIENTALES Y DE SUSTENTABILIDAD....................................................................... 61
4.
ANÁLISIS ESTRATÉGICO ..................................................................................................................... 65
4.1
4.2
4.3
4.4
FACTORES CRÍTICOS DE DECISIÓN (FCD) .................................................................................................. 66
IDENTIFICACIÓN DE RECURSOS ENERGÉTICOS VIABLES ................................................................................. 67
ANÁLISIS DE RIESGOS Y OPORTUNIDADES.................................................................................................. 67
IDENTIFICACIÓN DE ALTERNATIVAS DE ENERGÉTICOS PREFERENTES ................................................................ 72
5
UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
4.4.1
4.4.2
4.4.3
5.
Matriz Térmica............................................................................................................................ 76
Matriz Eléctrica ........................................................................................................................... 78
Barreras para la Diversificación de la Matriz Energética Regional ............................................. 79
LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS.......................................................................................................... 81
5.1
DIRECTRICES DE LOS PROCESOS DE PLANIFICACIÓN ..................................................................................... 81
5.2
DIRECTRICES DE LAS CAPACIDADES INSTITUCIONALES .................................................................................. 84
5.3
DIRECTRICES SOBRE EL SEGUIMIENTO ....................................................................................................... 86
5.3.1 Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático y (2) Medio Acuático.
86
5.3.2 Clase Social: (3) Equidad. ............................................................................................................ 86
5.3.3 Clase Economía: (4) Desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro. . 87
5.3.4 Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica............................................................................... 87
5.3.5 Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región. ......................... 87
5.3.6 Seguimiento en la Política Energética de Magallanes ................................................................ 88
6.
CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 89
7.
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 92
8.
ANEXO 1: METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA ............................................. 93
8.1
ENFOQUE DE LA EAE ............................................................................................................................ 93
8.1.1 Conceptualización de la EAE ....................................................................................................... 93
8.1.2 Alcances de la EAE en Chile......................................................................................................... 94
8.2
APLICACIÓN DE LA EAE ......................................................................................................................... 95
8.2.2 Aspectos Metodológicos Generales ............................................................................................ 96
8.2.3 Detalle de las etapas de trabajo ............................................................................................... 100
8.2.4 Informes del proceso de EAE ..................................................................................................... 108
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UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
1. INTRODUCCIÓN
El presente informe corresponde a la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental
Estratégica (en adelante EAE), en el marco del trabajo desarrollado por la Universidad de
Magallanes para la elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050,
según el cumplimiento de los Términos de Referencia acordados entre el Ministerio de Energía, y
la Universidad. No se aplicará una EAE propiamente tal, dado que la Ley 20.417 en su artículo 7°
bis, señala que “Se someterán a evaluación ambiental estratégica las políticas y planes de carácter
normativo general, así como sus modificaciones sustanciales, que tengan impacto sobre el medio
ambiente o la sustentabilidad que el Presidente de la República, a proposición del Consejo de
Ministros, señalado en el artículo 71, decida.” Si bien, la propuesta de Matriz Energética para
Magallanes no tiene la figura indicada por la ley, ha sido el Ministerio de Energía quien lo ha
solicitado para este proceso, dado que ésta se convierte en un nuevo y buen instrumento de
gestión ambiental, cuyo reglamento se encuentra en trámite en Contraloría General de la
República y donde existe una metodología propiamente aplicada al sector energético.
Para la aplicación de los Criterios de EAE solicitados por el Ministerio de Energía, se ha utilizado la
propuesta metodológica para el proceso de EAE desarrollada por la Consultoría ejecutada por el
Centro de Estudios del Desarrollo (CED) la cual se denominó “Análisis de la Experiencia
Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”.
Protocolo de trabajo que se ha aplicado de acuerdo a los Objetivos y Alcance que tiene el proyecto
desarrollado por la Universidad de Magallanes para la elaboración de una Propuesta Matriz
Energética para Magallanes al 2050, el cual será un insumo relevante para el desarrollo de la
Política Energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, a desarrollarse en el presente
año 2015.
A continuación se presenta el marco metodológico del trabajo y la aplicación de los criterios de
EAE, resultados y conclusiones.
7
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APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
1.1
Metodología de Evaluación Ambiental Estratégica
Para la aplicación de criterios de EAE se ha utilizado una metodología basada en la propuesta
desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED), la que se presentó en el documento
denominado “Análisis de la Experiencia Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de
Políticas Públicas del Sector Energía” (Licitación ID 584105‐18‐LE13) con fecha 20 de febrero del
2014, empleando las Etapas y Actividades que aplican al proceso y características tanto del
contexto regional como de los requerimientos detallados en los Términos de Referencia del
trabajo desarrollado por la Universidad de Magallanes.
En el documento desarrollado por el CED se comenta que la consultoría desarrollada por ese
organismo para el Ministerio de Energía, tuvo como objetivo establecer una metodología de EAE
en el sector energético chileno que, en el contexto de la experiencia internacional, también
responda a las demandas establecidas en la legislación nacional. En el informe del CED se señalan
los antecedentes generales del diseño metodológico con base en: i) el contexto del sector energía
en Chile; ii) los requisitos legales de la EAE en el país; y iii) el marco conceptual junto al enfoque de
aplicación del instrumento de acuerdo a la experiencia internacional.
La metodología propuesta, que cuenta con cuatro etapas y distintos pasos al interior de cada una
de ellas, puede ser aplicada a cualquier decisión de política y plan del sector energía. Sin embargo,
requiere una especificación caso a caso de acuerdo la diversidad temática y a las condiciones de
contexto en que ellas son generadas.
La primera etapa está enfocada en la definición del Alcance de la EAE con la finalidad de alinearla
con las características del problema de decisión que sea abordado. La segunda etapa se orienta a
elaborar un Diagnóstico Estratégico para conocer el contexto en que se analiza el problema de
decisión y a la vez, generar la información que posibilite enfocar la evaluación en los aspectos
estratégicos que lo caracterizan. La tercera etapa apunta a un Análisis Estratégico con base en
factores críticos y opciones o alternativas estratégicas viables para abordar el problema de
decisión. La cuarta etapa de Lineamientos Estratégicos consiste en diseñar una estrategia y
directrices que permitan implementar y dar seguimiento a los riesgos y oportunidades de la
opción preferente que sea seleccionada.
A continuación se presenta el Diagrama Metodológico a seguir para la aplicación de los criterios de
EAE, el detalle de la Metodología se presenta en el ANEXO 1 del presente documento.
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Diagrama de la Metodología de EAE Aplicada al Estudio “Elaboración de Propuesta de Matriz
Energética para Magallanes al 2050” desarrollado por la Universidad de Magallanes.
ETAPAS
Definición del
Alcance
PASOS
1.
2.
3.
4.
5.
Definición del problema de decisión
Definición del objeto de evaluación
Definición del objetivo de la EAE
Caracterización del proceso de decisión
Necesidades de participación: Actores
Claves
6. Necesidades de Información
7. Identificación de otras iniciativas
relacionadas
8. Programación de la Evaluación: No
PARTICIPACIÓN
Equipo de
Trabajo
considera presentar el inicio al MMA
Diagnostico
Estratégico
Análisis Estratégico
Lineamientos
Estratégicos
1. Análisis del marco de referencia
2. Análisis de la percepción de actores
3. Análisis de aspectos ambientales y de
sustentabilidad
1. Definición de los Factores Críticos de
Decisión (FCD)
2. Identificación de opciones viables
3. Análisis de riesgos y oportunidades
4. Identificación de alternativas preferentes
1. Definición de directrices de planificación y
gestión
2. Definición de directrices de capacidades
institucionales
3. Definición de recomendaciones sobre el
seguimiento
Expertos
Políticos
Comunidad
organizada
Otros
Expertos
Equipo de
Trabajo
Figura 1.1 Diagrama de la Metodología de EAE Aplicada al Estudio
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
9
UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
2. DEFINICIÓN DE ALCANCE
La Definición de Alcance es la primera etapa de la Metodología y tiene como objetivo focalizar y
establecer los requerimientos para implementar la evaluación en función de las características y
situación en que se encuentra el problema de decisión que es objeto de análisis.
Considera desarrollar una Definición del problema de decisión, del objeto de evaluación, del
objetivo de la EAE, Identificación de características del proceso de decisión e integración con la
EAE, Definición de las necesidades de participación, de información, Identificación de otras
iniciativas relacionadas y finalmente la programación de la EAE.
A continuación se presenta la aplicación de la primera etapa aplicadas al contexto del Estudio de
Elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050.
2.1
Definición del Problema de Decisión
Dentro de los desafíos que se plantean en la Agenda de Energía (2014) del Ministerio de Energía
de nuestro país, se encuentra “Alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente con
estas características (…confiable, sustentable, inclusiva y de precios razonables…), es un desafío
que tenemos como país y requiere de una amplia legitimidad social y un sentido de urgencia.”, es
allí donde se centra el problema que requiere una decisión política, pues la Región de Magallanes
cuenta con una matriz energética poco diversificada, dependiendo históricamente de los
hidrocarburos específicamente del gas natural.
La “Propuesta de Elaboración de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, tiene como objetivo
generar bases a través de un documento que defina escenarios posibles de la Matriz Energética
Regional, y que será insumo para la discusión de la Política Energética Regional a desarrollar
durante el año 2015, facilitando dicho proceso, en base a todos los antecedentes disponibles que
se propondrán, tales como: las alternativas energéticas, las inversiones que ellas conllevan, los
riesgos de suministro que pueden enfrentar, los efectos sobre el medio ambiente y las
implicancias económicas para los consumidores, entre otros
Dentro de los resultados específicos esperados, se tiene la evaluación de la actual Matriz
Energética Regional, basada principalmente en el uso de gas natural y de hidrocarburos derivados
del Petróleo crudo, y la factibilidad de seguir dependiendo mayoritariamente de un único recurso,
la evaluación de su disponibilidad al mediano y largo plazo, del precio real de su obtención,
procesamiento y distribución a los centros de consumo; la evaluación de alternativas tecnológicas
10
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APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
que incorporen a la matriz otros recursos energéticos primarios como el carbón mineral, la
biomasa, energía eólica y/o solar, o bien, el gas natural licuado (GNL), u otros recursos secundarios
como Propano-Aire; la evaluación de la aplicación de medidas de eficiencia energética en el corto
y mediano plazo, entre otros resultados, que estarán siendo observados por la ciudadanía, a través
de la conformación y funcionamiento del Comité Consultivo para la propuesta de Matriz
Energética Regional, donde participan actores de diferentes sectores de la comunidad regional.
Dentro de las actividades detalladas anteriormente, se enmarca la evaluación de los aspectos
ambientales y de sustentabilidad, que permitirán identificar la factibilidad ambiental de las
tecnologías propuestas, con una mirada de territorio, considerando las particularidades y
diversidad de cada comuna, de forma de analizar la conservación de sus recursos naturales
relevantes y su patrimonio ambiental.
La aplicación de los criterios de EAE a la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050,
permiten fomentar la integración ambiental y de sustentabilidad para establecer las condiciones
que dan cabida a propuestas de desarrollo en el sector, así como también se considera una
oportunidad para enfrentar la posterior toma de decisiones, considerando la participación de
actores relevantes en temas energéticos, lo que permite identificar la percepción que tienen los
actores acerca de las futuras propuestas y proyectos que se desarrollen en los distintos territorios
previendo posibles futuros conflictos.
2.2
Definición del Objeto de Evaluación
El objeto de la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica, dice relación con
“…propuesta de una matriz energética para Magallanes, tanto para el corto como para el mediano
y largo plazo (2050), en base a los recursos de la región, considerando los precios económicos de
dichos recursos, los riesgos de suministro y la sustentabilidad ambiental y aceptación social de la
matriz.” ( Términos de Referencia, pp.4) y dentro de los objetivos específicos el número 5 propone
“Evaluar las diferentes matrices de energía a nivel comunal y regional considerando el costo de la
energía, la seguridad de suministro, el impacto sobre el medio ambiente y la aceptación social de
la comunidad magallánica”.( TDR, pp.5).
Para la evaluación de una propuesta diversificada de Matriz Energética Regional, es necesario
contextualizar la situación regional, tal como se indica a continuación.
11
UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
2.2.1
Matriz Energética Regional de Magallanes 2013
Matriz Primaria
La Región de Magallanes y Antártica Chilena, en la última década, ha mantenido su condición de
productora de Petróleo Crudo y Gas Natural, siendo este último recurso el principal energético
demandado, tanto para energía térmica como para energía eléctrica en las ciudades con mayor
población como Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, pero también en localidades más
pequeñas donde este recurso se encuentra disponible. El Petróleo crudo en cambio, se emplea
principalmente para la producción de algunos combustibles requeridos regionalmente.
Entre los años 2004 y 2013, el principal cambio en la matriz regional, lo constituyen las
modificaciones en los niveles de producción regional de Gas Natural y la importación del mismo,
puesto que el año 2007 producto del descenso del gas importado desde Argentina, se vio la
necesidad de intensificar la actividad de exploración, involucrando a empresas privadas además de
la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) a través de Contratos Especiales de Operación (CEOP), y
que finalmente ha permitido la producción de hidrocarburos por varios actores.
Con relación a la producción de otros energéticos primarios, la región cuenta con las principales
reservas de Carbón mineral del país, pero toda la producción es exportada fuera de la región para
satisfacer demandas nacionales e internacionales, por lo cual no interviene en la matriz regional.
La leña constituye un energético importante para satisfacer la demanda térmica para calefacción
en localidades aisladas, principalmente Puerto Toro, Puerto Williams, Timaukel, Puerto Edén,
Torres del Payne y en las zonas rurales de la región; y el recursos eólico, sólo es aportado por el
Parque Cabo Negro, pero para autoconsumo de la empresa METHANEX (2,5 MW), y no interviene
en la demanda de la población. Es importante mencionar, que existen pequeñas iniciativas rurales
con energía eólica como sistema de apoyo, que en su conjunto no son más de 0.017 MW
instalados.
En resumen se puede decir que la matriz primaria regional, está preferentemente conformada por
gas natural, que también es empleado en el sector transporte, bajo la forma de GNC (gas natural
comprimido).
Matriz Secundaria
El principal energético secundario empleado en la región es el diésel, que bajo la forma de diésel
B1, se utiliza para el transporte terrestre, y en gran medida es el soporte energético para la
generación de energía eléctrica en las zonas aisladas de la región, y también en los equipos de
12
UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
respaldo de la única empresa generadora y distribuidora de electricidad, EDELMAG S.A. Sin
embargo, este energético se trae de otras regiones del país, pues la Refinería de Gregorio, ubicada
en la comuna de San Gregorio, Provincia de Magallanes, no posee las especificaciones técnicas
para producirlo, con las normas ambientales vigentes. Esta refinería produce diésel bajo la forma
de diésel marino (MGO) y diésel antártico, y también kerosén de aviación, combustibles usados en
el transporte marítimo y aéreo regional.
Otro recurso demandado para el trasporte terrestre, son las gasolinas de motor (93 y 97 octanos),
sin embargo, estos recursos energéticos secundarios no son producidos en la Región, al igual que
el diésel B1, y se traen de las refinerías de Aconcagua y Bío Bío.
Otros recursos energéticos secundarios que intervienen en la matriz regional es el gas licuado,
bajo la forma de propano, que se emplea preferentemente para satisfacer requerimientos de
calefacción, agua caliente sanitaria en zonas aisladas, y en los últimos 5 años ha aumentado su
demanda en actividades como la acuicultura, para el transporte de embarcaciones entre y hacia
los centros de cultivo, y para incineración o tratamiento térmico de residuos en los periodos de
cosecha y operación. Este recurso también es empleado en otras actividades relevantes para la
región como el turismo y la ganadería (estancias), y en estos casos, también para suplir la
demanda térmica.
Matriz Eléctrica
Tal como se mencionara anteriormente, los principales energéticos empleados para la generación
de electricidad son el gas natural y el diésel.
En la Región, existe una única iniciativa de generación de energía eléctrica por biomasa, que
corresponden a 1,2 MW de potencia instalada en un equipo de cogeneración de la empresa
Forestal RUSSFIN, que emplea sus desechos de la actividad del aserradero, para la producción de
energía como vapor y electricidad para su autoconsumo.
Debido a la inquietud que provoca, en la comunidad, depender de una matriz energética
principalmente basada en gas natural, cuya producción de este recurso ha ido disminuyendo año a
año, resulta fundamental desarrollar una propuesta de matriz energética más diversificada, a
partir del análisis de factibilidad técnica, económica y ambiental de incorporar otros energéticos, o
bien analizar tecnologías aún no presentes en la región, pero que pudieran ser una solución, al
mediano y largo plazo, que satisfaga la demanda por energía; disminuya la incertidumbre en la
disponibilidad de recursos y permita mantener precios justos para el cobro de energía térmica y
eléctrica.
13
UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
2.3
2.3.1
Objetivos de la Aplicación de Criterios de la EAE
Objetivo General
Contribuir al proceso de toma de decisiones que acompañe el diseño de la Propuesta de Matriz
Energética, apoyando la definición de escenarios energéticos estratégicos para la región a largo
plazo, a través del estudio de alternativas factibles de Matrices Energéticas Regional y Comunal.
2.3.2
Objetivos Específicos
Integrar factores de medio ambiente y sustentabilidad al estudio de Propuestas de
alternativas de Matrices Energéticas para Magallanes.
Incorporar actores relevantes en temas energéticos regionales y/o comunales, al proceso
estratégico de propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050.
Validar las propuestas de diversificación de la Matriz Energética para Magallanes,
discutiendo oportunidades y riesgos de las distintas opciones de desarrollo con el Comité
Consultivo Regional.
Promover el diálogo en torno a las opciones tecnológicas y recursos energéticos, entre los
actores e instituciones involucradas en la región, con el apoyo de expertos de las
diferentes temáticas.
Visualizar posibles conflictos de intereses y factores críticos de decisión relacionados con
la futura propuesta de matriz energética para la región de Magallanes y Antártica Chilena.
14
UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
2.4
Caracterización del Proceso de Decisión e Integración con la EAE
Es importante definir en este punto que el proceso de decisión para este caso tiene
particularidades especiales, dado que esta evaluación no se encuentra dentro de las características
establecidas por la Ley, pues se trata de aplicar criterios de EAE en la elaboración de la Propuesta
de Matriz Energética, por lo que el proceso de decisión se realizará en una etapa posterior y por
los actores con competencia en la temática.
La integración a este proceso de elaboración de Propuesta de Matriz Energética está definida por
los siguientes aspectos:
Integrar al proceso de evaluación aspectos medio ambientales, sociales, económicos,
tecnológicos y disponibilidad de los recursos energéticos, para desarrollar una propuesta de
Matriz Energética sustentable.
La propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, viene a ser un insumo importante
para la discusión de la Política Energética Regional, y para la toma de decisión de cuáles
energéticos asumirán representación en la matriz.
La Propuesta de diversificación de la Matriz Energética Regional, generará la oportunidad de
desarrollar iniciativas que permitan alcanzar metas y proyecciones energéticas al 2050.
Los diferentes actores en cada uno de los roles que les compete durante el proceso de
elaboración de la propuesta de matriz energética regional, generarán opinión fundada para la
toma de decisión. A través del Comité Consultivo, y las instancias de participación
programadas durante el desarrollo del trabajo, permitirá validar técnica, económica y
ambientalmente, las alternativas.
El mecanismo utilizado para la integración de la EAE al proceso de decisión es el Comité consultivo
Regional, cuya función es ser “… responsable de monitorear el desarrollo del estudio y de validar
la propuesta que se presente en el informe final…” (TDR, pp.87)
15
UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
2.5
Necesidades de Participación
A continuación se detallan los Actores Claves que son parte de este proceso de evaluación.
Órganos de la Administración del Estado
Ministerio de Energía
El Ministerio de Energía, a través de la División de Seguridad y Mercado de Hidrocarburos, opera
como coordinador de la contraparte técnica nacional, sin embargo, también intervienen en el
proceso de evaluación y revisión de los avances, la División de Participación y Diálogo Ciudadano, y
la División de Sustentabilidad, esta última a cargo de la revisión del proceso de aplicación de
criterios de Evaluación Ambiental Estratégica. El Ministerio de Energía a través de la Subsecretaría
de Energía encarga y contrata a la Universidad de Magallanes para desarrollar la propuesta con el
fin que sea un insumo para la elaboración de la Política Energética de la Región de Magallanes y
Antártica Chilena durante el año 2015.
Secretaría Regional Ministerial de Energía
A cargo de la coordinación de la Contraparte Regional, para la evaluación del desarrollo de la
propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, y para la incorporación de información
primaria regional, solicitada vía oficio a diferentes empresas regionales y servicios públicos.
Gobierno Regional, Región de Magallanes y Antártica Chilena
Dada la importancia que tiene la temática energética para el Gobierno Regional de la Región de
Magallanes y Antártica Chilena, la cual se reflejada no sólo en el apoyo al desarrollo de la Agenda
Energética Nacional, si no que en la propia Estrategia de Desarrollo Regional, es que el Sr.
Intendente Regional se ha involucrado directamente en el proceso, nombrando 2 representantes
para el desarrollo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050: el Secretario
Regional Ministerial de Minería y el Jefe del Departamento de Gestión y Ordenamiento
Territorial de la Unidad de Desarrollo Regional, quienes junto al Secretario Regional Ministerial de
Energía, conforman la contraparte técnica regional de la propuesta.
16
UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Consejo Regional
Los Consejeros Regionales, junto al Intendente Regional, conforman el Consejo Regional, donde
una de las principales funciones dentro de la toma de decisión, es la definición de proyectos y
programas que puedan ser abordados con fondos del Gobierno Regional. Para el caso de la matriz,
podrían asumirse decisiones de proyectos energéticos en el ámbito de sus atribuciones.
Municipalidades de la Región
Los Municipios cumplen un rol fundamental dentro de la propuesta, ya que son los partícipes
territoriales en la toma de decisión, sobre todo en aquellas comunas rurales donde la
municipalidad se encuentra a cargo de gestionar soluciones para la comuna, desde el punto de
vista energético, y en localidades aisladas de dichas comunas, como también en el desarrollo del
territorio. En este último punto, los municipios dentro de sus PLADECOS (Planes de Desarrollo
Comunal), manifiestan, por ejemplo, la incorporación de ERNC, como parte fundamental de un
desarrollo sustentable.
Gobernaciones Provinciales
Poseen la visión global del conjunto de comunas de la provincia, y en el caso de zonas insulares
como la Provincia de Tierra del Fuego y Provincia Antártica juegan un rol preponderante con
relación a la conectividad, el planteamiento de problemas provinciales, que puedan solucionar las
diferentes unidades técnicas del Gabinete Regional, a través de la presentación de proyectos
sectoriales, al FNDR o FONDEMA. De igual forma, juegan un rol fiscalizador, de las actividades de
los diferentes servicios públicos en el territorio provincial.
Secretarías Regionales Ministeriales y Direcciones de Servicios
Más que un rol en la toma de decisiones, juegan un papel importante en la aplicación de políticas,
planes y programas, que, pueden direccionarse hacia los fines de la matriz, como también en la
propuesta, elaboración, ejecución y seguimiento de diferentes proyectos sectoriales, o regionales
(con fondos del Gobierno Regional) que permitan la implementación de soluciones particulares en
la medida que el Estado pueda intervenir. El mejor ejemplo de ello, lo constituye la elaboración del
Plan de Desarrollo de Zonas Extremas, expuesto en el Informe de Alcance, donde en el tema
energético, se contempla la electrificación hasta Cerro Castillo (comuna de Torres del Payne) y la
implementación de una Mini Central Hidroeléctrica en la localidad de Puerto Edén (aledaña al
Parque Nacional Bernardo O’Higgins, en la comuna de Puerto Natales).
17
UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Empresas
Las empresas asociadas al tema energético en la región de Magallanes, como también aquellas
que tiene intenciones de invertir en temas energéticos, son importantes en diferentes niveles de
la toma de decisión en torno a la matriz energética regional; por un lado en la explotación de
recursos energéticos, y por otro en la generación de energía, y en la distribución de la misma a los
consumidores finales.
Dentro de los actores empresariales considerados en el análisis, e involucrados en las diferentes
etapas de la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica, se tiene:
ENAP: Empresa Nacional del Petróleo, principal productora de gas natural, petróleo crudo, y
combustibles líquidos derivados del petróleo en la región. Además de poseer toda una red de
gasoductos para el transporte, e instalaciones portuarias que permiten la entrada y salida de
energéticos.
Empresa de los CEOP: Aquí se tienen empresas como GEOPARK, PETROMAGALLANES, PAN
AMERINA ENERGY (PAE), YPF, entre otros, quienes poseen contratos especiales de explotación
de hidrocarburos, que pueden contribuir a la explotación de petróleo crudo y gas natural para
la matriz energética.
Mina Invierno: Principal productor de carbón, producto que en estos momentos se emplea
fuera de la Región. Sus yacimientos se ubican en Isla Riesco.
Ingeniería Civil Vicente (ICV): Productor de carbón a menor escala y con yacimientos ubicados
en la Península de Brunswick y en la Provincia de Última Esperanza. También su producto sale
fuera de la región.
Pecket Energy: Filial de ICV, se encuentran desarrollando una propuesta para la gasificación de
carbón y para la incorporación del Parque Eólico de Cabo Negro, en la matriz eléctrica de
Punta Arenas.
Antofagasta Minerals (AMSA): Se encuentran investigando en la Región la posibilidad de
implementar gasificación de carbón “in situ”, en sus yacimientos.
EDELMAG S.A: Empresa regional a cargo de la generación, transporte y distribución, de la
energía eléctrica en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams.
GASCO S.A: Empresa regional a cargo de la distribución de gas natural en las ciudades de
Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, y de la producción y distribución de GNC (Gas Natural
Comprimido) y uno de los distribuidores de GLP en la Región.
Empresas asociadas a ERNC: Aquí se tienen empresas asociadas a la implementación, a
pequeña escala, principalmente de aerogeneradores (hasta 5 kW) y placas o paneles solaresfotovoltaicos. Dentro de estas empresa se tiene: IMPA, BG Solar Energy, TESLA, presentes en
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INFORME FINAL
la Región y otras como Wireless Energy que si bien no tiene oficina regional, han
implementado iniciativas en la región.
Cámara Chilena de la Construcción: Que agrupa varias empresas de la región y del país en el
rubro de la construcción, cumple un rol importante en la aplicación de medidas de eficiencia
energética y en la certificación.
Organizaciones de Base, Sociales y Ambientales y otros Actores
Para el proceso de análisis de la matriz energética regional, se debe contar con la aceptación social
de las alternativas, y por ello se ha convocado a las diferentes instancias de participación a actores
claves que representan las bases de la sociedad, y/o instituciones o agrupaciones vinculadas a
temas ambientales y de sustentabilidad. Dentro de este grupo también se encuentran líderes de
opinión como los parlamentarios por la región, ex intendentes regionales, entre otros.
Si bien no poseen atribuciones legales para la toma de decisión, pueden ejercer presión social, y
así direccionar la decisión, tal como ocurrió el año 2011 con la “Crisis del Gas” en la Región,
cuando se anunció alza en la tarifa de dicho energético, y la sociedad se movilizó, de forma que el
Gobierno tuvo que desistir de dicha decisión.
Dentro de las organizaciones convocadas se tiene:
Organizaciones y Agrupaciones Indígenas
Organizaciones territoriales
Organizaciones de Adultos Mayores
Uniones Comunales de Juntas de Vecinos
Organizaciones No Gubernamentales (ONG), principalmente dedicadas a temas ambientales, y
agrupaciones ambientalistas, tales como “Alerta Isla Riesco” y Frente de Defensa Ecológico
Austral.
Asamblea Ciudadana.
Ex Intendentes, reunidos en específico para hablar sobre la propuesta de Matriz energética.
Parlamentarios por la región, Senadores y Diputados, quienes fueron entrevistados por
separado. Aquí es importante mencionar que profesionales del equipo del proyecto
participaron de las reuniones de la “Mesa de Energía” convocada por el H.D Gabriel Boric de
forma de recabar la opinión de los participantes.
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
2.5.1
Proceso de Participación
Uno de los aspectos centrales en el proceso de aplicación de criterios de EAE, en la elaboración de
Matriz Energética para la Región de Magallanes y Antártica Chilena, al largo plazo, es la
participación ciudadana, dado que se requiere para esta decisión política estratégica la inclusión –
durante el proceso de levantamiento y producción de información y de decisión – de actores
claves en el tema energético, teniendo como criterios para la selección de estos, el interés por ser
parte del proceso de planificación estratégica, poseer información técnica y específica desde su
lugar de participación (dirigente social, representante del empresariado, autoridades, entre
muchos otros), contar con liderazgo en el tema desde su sector, incidir en la toma de decisiones,
entre otros.
La mayoría de los actores convocados, han sido segmentados por provincia y por comuna de la
región, de manera de lograr una alta representación de las diversas realidades del territorio en
materia energética.
Dentro del sector social se han convocado a: dirigentes de organizaciones sociales territoriales y
funcionales con validación de sus bases, representantes de organizaciones no gubernamentales de
distinto giro (social y ambiental), entre otros; como actores claves del sector empresarial
energético a gerentes o representantes de empresas como GASCO, EDELMAG, Mineras, ENAP,
METHANEX, GEOPARK, entre otros; también se han integrado actores relevantes del sector
productivo/ industrial a través de representantes del ámbito forestal, pesquero, ganadero, entre
otros; del ámbito público como Secretarios Regionales Ministeriales, Directores Regionales de
Servicios relacionados con temas de energía; autoridades elegidas por votación popular, como
parlamentarios, alcaldes, concejales y consejeros regionales, profesionales de las municipalidades
a cargo de temas energéticos en unidades de planificación o de obras, entre otros.
Los mecanismos que han sido utilizados para el involucramiento participativo de estos en el
proceso de EAE son: convocatoria e invitación personalizada y directa, donde por problemas de
conectividad se han utilizado diversos soportes, como vía correo electrónico, llamados telefónicos
de invitación para constatar el recibo de la información y luego de confirmación, utilización de
espacios virtuales de la Universidad de Magallanes (banner de la página web), entre otros.
El equipo de trabajo, ha considerado la necesidad de incorporar actores en las diferentes etapas
del desarrollo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes la 2050, representativos de
los distintos sectores de la comunidad, para que intervengan en los diferentes niveles de
participación, tanto para elaboración de la propuesta propiamente tal, como en la aplicación de
los criterios de EAE, y finalmente en la validación de los diferentes informes que concluyan con los
escenarios de matriz energética más factibles de implementar. Esto se hace a través de una
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categorización participativa, y una triangulación de fuentes, para evitar repetir actores en las
diferentes intervenciones, salvo que esto sea necesario. Las categorías programadas para la
participación son:
Taller de Lanzamiento: Tiene como objetivo la difusión del inicio del trabajo en la propuesta
de Matriz Energética para Magallanes al 2050, y la convocatoria aborda a sectores estratégicos
del área de energía, ONG y grupos ecologistas, académicos, líderes de opinión validados por la
comunidad, como los presidentes de uniones comunales, miembros de la Asamblea
Ciudadana, por nombrar algunos, los cuales son convocados por invitación enviada a correo
electrónico y por llamadas telefónicas. La lista de convocados fue suministrada por Secretaría
Regional Ministerial de Energía de la Región. Este taller se llevó a cabo el 21 de Agosto del
presente año, en auditorio de Facultad de Ingeniería de la Universidad de Magallanes, donde
se expuso brevemente los objetivos y resultados esperados del trabajo, y profesionales del
Ministerio de Energía expusieron sobre el desarrollo de la Política Energética Nacional.
Talleres Provinciales: Tienen como objetivo recabar información sobre la percepción de la
comunidad en torno al tema energético regional, la visión comunal sobre la constitución de la
matriz energética, y la opinión sobre los diferentes escenarios que se plantearan como
resultado del trabajo. Por estas razones se contempla la realización de 2 talleres en las 4
capitales provinciales, el primero para analizar la demanda energética y la percepción del
problema energético en las comunas de la provincia; y el segundo casi al final del trabajo, para
mostrar los escenarios propuestos y recabar la opinión de los convocados. Para ambos talleres
se convoca a empresas ligadas al rubro energético, grandes consumidores de energía, líderes
de opinión y representantes de organizaciones sociales. Los primeros talleres provinciales se
llevaron a cabo entre el 22 de septiembre y 2 de octubre en las ciudades de Punta Arenas,
Porvenir, Puerto Natales y Puerto Williams. Los segundos se realizaron el 8 de enero de 2015
en Primavera (provincia de Tierra del Fuego), 9 de enero en Puerto Natales (provincia de
Última Esperanza), 14 de enero en Punta Arenas (provincia de Magallanes) y 20 de enero en
Puerto Williams (provincia de Cabo de Hornos)
Talleres o Paneles de Expertos: Estos talleres tienen como objetivo recabar información
técnica, económica y ambiental, que permita dilucidar desde una mirada experta, la
factibilidad de modificar la matriz energética actual, con la incorporación de nuevos
energéticos, o nuevas tecnologías que hagan más eficiente el sistema, y se analice la
disponibilidad futura de cada energético presente en la región, para el horizonte de 35 años.
Se contemplaba inicialmente la realización de dos talleres, pero dada la profundidad requerida
para el análisis de algunas materias, a lo menos se realizaron cuatro en las temáticas:
carbones, hidrocarburos, energías renovables y biomasa. El detalle de la realización de estos
talleres se incluirá en Informe de Avance N°2, pero al igual que los provinciales constaron de
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
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dos partes, una que aborda los temas técnicos y la segunda, la aplicación de criterios de EAE.
Se convocó a expertos regionales, nacionales e internacionales, según corresponda.
Taller de Definición de Factores Críticos: Este taller corresponde a la aplicación de criterios de
EAE, según la etapa de definición de factores críticos, varios de los cuales surgirán de los
talleres de expertos y serán analizados en este caso por los actores que tienen experiencia en
evaluación de impactos ambientales, como lo son los profesionales que participan en el
Comité Técnico de Evaluación, las consultoras e instituciones dedicadas al tema ambiental, y
los grupos ecologistas y ONG en la temática ambiental, presentes en la región, entre otros.
Reuniones temáticas con especialistas: Se llevaron a cabo 12 reuniones para profundizar
temáticas necesarias para el análisis y el cumplimiento de los objetivos. Las reuniones se
realizaron con profesionales especialistas en dichas materias para la obtención de información
primaria y se detallan a continuación: gerente de GEOPARK Magallanes, profesional de Vilicic
S.A, profesional de Maderas san Vicente, profesional de TESLA, profesional de empresa Solar
Energy, profesionales de Pecket Energy, profesionales de empresa YPF, representante de MIEE
Power Sattion Manager Falkland Islands Government, Encargado regional de SERNAGEOMIN,
profesional especialista en tecnologías y ambiente de ALACALUF, profesional especialista de
CEQUA, profesional geólogo Mina Invierno, profesional geólogo de ENAP, Presidente de CCHC
y Gerente de GASCO Magallanes.
Reuniones con empresas del rubro energético: Dado que la demanda información primaria
solicitada por oficio, no siempre es suficientemente clara para ambas partes, se sostendrán
reuniones de trabajo con empresas, y en general a nivel de gerencia, para que la información
fluya. Varias de estas reuniones se hacen en conjunto con Sr. Secretario Regional Ministerial
de Energía de la Región.
Entrevistas personales con actores relevantes: La propuesta de matriz energética debe ser
consensuada en lo posible con gran parte de los actores regionales que tienen opinión en el
tema energético, y con actores claves en la toma de decisión. Se sostuvieron reuniones con
los 4 parlamentarios por la región: H.S Sr. Carlos Bianchi, H.D Sr. Juan Morano y H.D Sr. Gabriel
Boric, y la H.S Sra. Carolina Goic. Se realizaron dos reuniones con el CORE, la primera para
presentar el avance del segundo informe y la segunda para presentar los resultados finales. De
estas reuniones se obtuvo información secundaria y retroalimentación de la información.
Talleres o reuniones del tema energético convocadas por terceros: Se incluye esta categoría
de información, ya que existen iniciativas relacionadas con el tema energético, donde
participan varios actores de la comunidad, y la Universidad de Magallanes también es
convocada a participar, por el trabajo de la propuesta de matriz que se encuentra
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INFORME FINAL
desarrollando. De este punto destaca la participación de profesionales del equipo de trabajo
en la Mesa Territorial MINENERGIA, y en la Mesa Energética Regional convocada por el H.D
Gabriel Boric.
Reuniones Comité Consultivo: Para el cumplimiento de los objetivos de la propuesta,
relacionados con participación y validación ciudadana, se requiere de un Comité que permita
validar los informes entregados por la Universidad de Magallanes y hacer sus observaciones,
realizando a los menos 3 reuniones según entrega de informes. Se conformó este Comité,
donde la Universidad de Magallanes colaboró en su constitución, convocando a actores
relevantes regionales, principalmente a líderes de opinión, a través de correo electrónico y
llamadas telefónicas, a partir de listado estregado por Secretaría Regional Ministerial de
Energía, listado de ONG ambientalistas regionales aportado por Secretario Regional Ministerial
de Medio Ambiente de la región, y bases de datos propias de la Universidad para
organizaciones de pueblos originarios, principalmente. Postularon finalmente 41 personas
pertenecientes a 18 instituciones de la región, a las cuales se suman los 2 representantes de
servicios públicos nombrados directamente por Sr. Intendente Regional, y el representante de
la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) nombrado por su gerencia. Finalmente el Comité
Consultivo quedó conformado por 15 personas seleccionadas por Sr. Intendente Regional y su
equipo, cuyo listado se muestra a continuación:
Tabla 2.1 Integrantes del Comité Consultivo - Matriz Energética para Magallanes al 2050
Nombre
Cargo e Institución
Valeska Acevedo Gaete
Rectora Universidad Santo Tomás Sede Punta Arenas
Alejandro Núñez
Jefe Centro Universitario Porvenir Universidad de Magallanes
Emilio Bocazzi
Alcalde I. Municipalidad de Punta Arenas/Vicepresidente Regional
de la Asociación Regional de Municipalidades.
Blanca Culún
Concejal I. Municipalidad de Primavera
Javier Avalos Torres
Asesor Cámara Comercio Puerto Natales
Mario Mertens Piel
Representante Cámara de Comercio e Industrias Magallanes A.G.
Jorge Vera Capkovic
Jefe de Producción ENAP Magallanes
Daniel Barrientos Muñoz
Representante ONG Nobeles Australes
Ricardo Muza
Director Regional Wildlife Conservation Society (WCS)
Matilde Silva Ojeda
Luis Gómez Zárraga
Presidenta Consejo Vecinal de Desarrollo del Barrio Octavio Castro
de Puerto Natales
Presidente Comunidad Yagán Bahía Mejillones de Puerto Williams
Alejandro Avendaño Gallardo
Presidente Sindicato Trabajadores ENAP Magallanes
Ramón Ramírez Jofré
Presidente Unión Comunal de Juntas de Vecinos Porvenir
Juan Barticevic
Director Regional SEC
Mario Maturana
Presidente Directorio Empresa Portuaria Austral
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
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Taller de Cierre: Tiene como objetivo la difusión final del trabajo realizado por la Universidad
de Magallanes, y será abierto al público en general, además de convocar a los actores que han
participado en las diferentes etapas. La fecha de realización se programará en conjunto con la
contraparte técnica.
2.6
Necesidades de Información
La información base y necesaria para el desarrollo de esta Evaluación, se encuentra definida en las
actividades que se realizan de forma paralela para la propuesta de Matriz, como lo es: el Balance
de energía 2013 regional y comunal a nivel de matriz primaria, matriz secundaria y matriz
eléctrica; Proyecciones de la demanda de energía al año 2050; Análisis de los consumos históricos
de los energéticos; Disponibilidad y localización de recursos energéticos en la región tanto de
origen fósil como de energías renovables; Estudio de tecnologías disponibles para la utilización de
los diversos recursos energéticos; Estimación de las inversiones requeridas para ingresar los
recursos energéticos a la matriz regional; Estimación de los precios económicos de los diferentes
energéticos en los centros de consumo y, Análisis de los riesgos asociados a la seguridad del
suministro.
La necesidad de información desde el ámbito social se obtuvo a través de la participación de
actores relevantes, expertos y otros, en las diversas instancias abiertas de discusión. La
información referida a lo medioambiental se basará en la identificación de la interacción de la
utilización de los diversos recursos energéticos disponibles sobre el medioambiente y los
conflictos sociales, ambientales, económicos, con la Estrategia de Desarrollo Regional; además de
la proveniente de otras instancias como las desarrolladas en la Mesa Territorial del H.D Boric.
A continuación se detallan las instituciones que realizaron aportes al desarrollo de información
básica para le elaboración de los estudios y análisis mencionados anteriormente.
2.6.1
Instituciones que Aportan Información
La información necesaria para el desarrollo de las tareas específicas encomendadas por el
Ministerio de Energía, tienen diferentes fuentes, varias de las cuales se han acordado entre las
partes involucradas: Universidad de Magallanes y Contraparte Técnica Regional y Nacional. Sin
embargo, es necesario mencionar que se ha acordado utilizar sólo información disponible, sin
llegar a emplear estudios de campo u otras metodologías que signifiquen generación de nueva
información.
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INFORME FINAL
Ministerio de Energía
El Ministerio de Energía, a través de la División de Seguridad y Mercado de Hidrocarburos, quien
opera como coordinador de la contraparte técnica nacional, se comprometió a solicitar
información primaria para el desarrollo de los Balances Energéticos 2013, regional y comunales, a
las principales empresas que intervienen en la actual matriz energética regional, como también, a
aportar con estudios e información que maneje dicha División, u otras del Ministerio, en la medida
que sean aportes para los principales productos, y con la debida autorización de las empresas
involucradas. Dentro de las principales empresas a las cuales se les demanda información se tiene:
EDELMAG S.A: Empresa regional a cargo de la generación, transporte y distribución, de la
energía eléctrica en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams.
GASCO S.A: Empresa regional a cargo de la distribución de gas natural en las ciudades de
Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, y de la producción y distribución de GNC (gas natural
comprimido).
Distribuidoras de Combustibles: Dentro de las cuales se tiene a la empresa regional ENERSUR,
y las empresas nacionales, COPEC, PETROBRAS, y ENEX.
ENAP: Empresa Nacional del Petróleo, principal productora de gas natural y combustibles
líquidos derivados del petróleo en la región.
Gobierno Regional, Región de Magallanes y Antártica Chilena
El Secretario Regional Ministerial de Minería y el Jefe del Departamento de Gestión
y Ordenamiento Territorial de la Unidad de Desarrollo Regional junto al Secretario Regional
Ministerial de Energía, conforman la contraparte técnica regional de la propuesta. Bajo esta
estructura, se solicitó información a diferentes servicios públicos que tienen relación con la
temática energética, tales como:
Gobernaciones Provinciales de: Última Esperanza, Tierra del Fuego y Provincia Antártica.
Secretarías Regionales Ministeriales de: Obras Públicas, Vivienda y Urbanismo, Salud,
Minería, Economía, Agricultura y Transporte.
Direcciones de Servicios: Dirección General de Aguas (DGA), Corporación Nacional Forestal
(CONAF), Servicio Nacional de Geología y Minería (SERNAGEOMIN), Unidad de desarrollo
Regional (UDR) del Gobierno Regional e Instituto Antártico Chileno (INACH) y Subsecretaría de
Desarrollo Regional (SUBDERE).
Municipalidades de: Laguna Blanca, Río Verde, San Gregorio, Timaukel, Torres del Payne,
Natales y Cabo de Hornos.
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Secretaría Regional Ministerial de Energía
Para la incorporación de información primaria regional, se solicitó vía oficio a diferentes empresas
regionales principalmente tales como:
Mina Invierno
ICV S.A
Pan American Energy (PAE)
Petromagallanes
GeoPark
ENAP Magallanes
Para la incorporación de información secundaria o aclaratoria, se realizaron varias reuniones, se
enviaron correos electrónicos, entrevistas personales o llamados telefónicos, con las siguientes
entidades:
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (EDELMAG S.A)
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP)
GEOPARK Chile Limited (GEOPARK)
METHANEX Chile S.A. (METHANEX)
Forestal MONTE ALTO
Forestal RUSFFIN
Salmones Magallanes
Mina Invierno
Gobierno Regional (UDR)
Corporación Nacional Forestal (CONAF)
Secretaría Regional Ministerial de Agricultura
I. Municipalidad de Timaukel
I. Municipalidad de Torres del Payne
I. Municipalidad de Primavera
I. Municipalidad de Laguna Blanca
I. Municipalidad de Río Verde
Investigación de información disponible en internet y en otros organismos públicos y privados.
Algunos de ellos:
INE
SEC
CNE
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INFORME FINAL
Ministerio de Energía
SUBDERE
2.6.2
Información Específica
Con relación a los objetivos planteados, se analizó información de diversas fuentes, pero no se
levanta nueva información, de acuerdo a lo indicado en los Términos de Referencia.
Información primaria canalizada a través de Secretaría Regional Ministerial de Energía de la Región
de Magallanes y Antártica Chilena, y el Ministerio de Energía, correspondiente principalmente a:
Estudios realizados por las diferentes Divisiones del Ministerio de Energía, que tienen como
finalidad analizar la introducción de otros energéticos, o mejorar la eficiencia en el uso, en
algunos lugares particulares de la Región como es el caso de la localidad de Puerto Williams.
Esto informes son: “Gas Natural para Puerto Williams” y proyecto “Desarrollo de una
Estrategia de implementación para el mejoramiento de la competitividad del rubro leña en
Puerto Williams”.
Información sobre Reservas Probadas de la Empresa Nacional del Petróleo.
Resumen Ejecutivo de Proyecto Propano Aire (GASCO S.A).
Información sobre Reservas de Carbón informadas por Mina Invierno, en Carta MINENERGIA
000025 de fecha 18 de Noviembre de 2014.
Resumen de Estudios de Potencial Hidroeléctrico desarrollados por EDELMAG S.A: Río
Guerrico y Cuencas de Magallanes.
Estudios de Recursos Hídricos en Río Róbalo de CENER LTDA., de Gobierno Regional de
Magallanes y Antártica Chilena.
Informes Finales FIC-R 2012: “Difusión Bases de Evaluación de Impacto Ambiental de Energías
Marinas (CEQUA, 2014); “Rutas Turísticas de Aguas Termales en Magallanes” (CEQUA, 2014).
Información primaria solicitada por Centro de Estudio de los Recursos Energéticos, a diferentes
empresas e instituciones, principalmente:
Proyecto de Gasificación de Carbones, Pecket Energy.
Viabilidad de Gasificación de Carbón In Situ, Antofagasta Minerals S.A.
Generación de Electricidad por Biomasa, Monte Alto Forestal S.A.
Antecedentes utilización de Bíogas, WHEIG, Gerencia de Operaciones América del Sur
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Taller de Expertos de Carbones: Participaron profesionales de Mina Invierno, ICV, Pecket
Energy, Siemmens Alemania y Siemmens Chile, además de los asesores en el área de
carbones, del equipo del proyecto, quienes analizaron diferentes aspectos de la explotación
del carbón y su contribución a la matriz energética, como también un análisis de factibilidad
de la implementación de la tecnología de gasificación de carbón para la producción de gas de
síntesis.
Es importante mencionar en este punto, que la Universidad de Magallanes, en los últimos
cuatro años, ha desarrollado, a través de varias iniciativas de la Facultad de Ingeniería y los
Departamentos de Ingeniería Química y Mecánica, varias discusiones importantes en torno a
la Gasificación de Carbones con la venida de expertos internacionales de Estados Unidos,
España y Colombia que han aportado, al conocimiento de esta tecnología, como también, a
través del Laboratorios de Carbones (iniciativa financiada a través de CORFO) se ha iniciado
una línea de investigación relevante que permite conocer de mejor forma este recurso y su
propiedades energéticas.
Taller de Expertos de Hidrocarburos: Participaron profesionales de las empresas ENAP,
GEOPARK, PETROMAGALLANES, y profesionales en el ejercicio privado con amplia experiencia
en este rubro, con los cuales se discutió el futuro de la explotación de hidrocarburos en la
región, la aplicación de tecnologías no convencionales de exploración y explotación, y la
factibilidad de emplear GNL y Propano Aire como alternativas energéticas.
Taller de Expertos de Energías Renovables I y II: Debido a lo extenso del tema, dado los
recursos renovables existentes en la Región, se realizaron 2 talleres de energías renovables. El
primero se abocó principalmente al recurso marino e hídrico, analizando la factibilidad de
emplear estos recursos en algunas comunas de la Región, y sus perspectivas futuras en el
horizonte al 2050, y se abordó el caso del Parque Eólico Cabo Negro y sus posibilidades de ser
incorporado a la matriz eléctrica de Punta Arenas. En el segundo taller, se abordaron temas
relacionados con la implementación de sistemas fotovoltaicos particulares y la factibilidad de
instalación de sistemas híbridos en comunidades y sitios aislados de la Región.
Taller de Biomasa: Participaron profesionales de las principales empresas madereras de la
Región, que además tienen especial interés en la matriz energética ya que han sido pioneras
en la introducción de equipos energéticos que funcionan con biomasa, o bien se encuentran
evaluando o implementado proyectos asociados a la generación eléctrica con biomasa y
producción de energéticos, éstos últimos bajo la modalidad de astillas y densificados (pellet y
briquetas).
Además de la búsqueda y análisis de información disponible en internet de Instituciones públicas y
privadas (Ministerios, empresas, universidades, entre otros).
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
2.7
Identificación de Otras Iniciativas Relacionadas
Junto al desarrollo de la Matriz Energética para Magallanes al 2050, se encuentran en desarrollo
otras actividades del Ministerio de Energía, relacionadas con la Agenda Energética Nacional:
Elaboración de la Política Nacional de Energía, instalada dentro de las principales actividades
de la Agenda Energética, reconociéndose dos grandes ejes: uno con Horizonte a corto plazo
“Se someterá a discusión las líneas de acción, en términos de los estándares, políticas y
regulaciones que garanticen la factibilidad técnica y sustentabilidad de la matriz energética
con un horizonte al año 2025” (Agenda de Energía, 2014), y un segundo eje a mediano y largo
plazo que centrará su discusión en aspectos estratégicos y tecnológicos al 2050.
Mesa Territorial Energética, Se refiere a la Mesa de gestión Territorial que une las instancias
de Asociatividad y Ordenamiento Territorial, integrados en los pilares número 6 y 7
respectivamente, de la Agenda Energética del Ministerio de Energía, y que posee una
discusión regional, que podría enmarcarse en la ubicación de futuras iniciativas de proyectos
energéticos en la Región, por un lado, y en la facilitación de la resolución de posibles conflictos
de interés por otro lado.
Actividades Comité Consultivo Nacional, que tiene como rol ser “guía estratégico del proceso
participativo impulsado por Energía 2050 y que el producto resultante será una “Hoja de Ruta
al 2050”, insumo fundamental para la formulación de la política energética a largo
plazo”. (Energía 2050). Dentro del equipo de trabajo de la propuesta de Matriz Energética para
Magallanes al 2050, se encuentra el Sr. Humberto Vidal, especialista en energía solar y
miembro del Comité Consultivo Nacional.
Plan Especial para Puerto Williams: Dada las problemáticas principalmente ambiental y de
disponibilidad del recurso leña, la División de Acceso y Equidad del Ministerio de Energía, está
llevando adelante un proceso de apoyo a esta localidad con diversas iniciativas, que en su
conjunto entregan una solución al corto y mediano plazo para mejorar las condiciones de vida
en dicha localidad. La propuesta de matriz vendrá a apoyar la solución en el largo plazo.
Mesa de Energía (H.D Gabriel Boric), cuyo fin es desarrollar una propuesta local de mediano
plazo en materia energética, considerando la participación de diversos actores de la sociedad
civil y que permita retroalimentar la labor parlamentaria en ese tema en particular. Los
principales temas a tratar son potenciar el uso de ERNC, potenciar la aplicación de medidas de
eficiencia energética, e impulsar nuevas regulaciones que permitan contar con una matriz
energética regional más diversificada.
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INFORME FINAL
Y en el ámbito regional, la elaboración de propuestas relacionadas con el Plan Regional de Zonas
Extremas, en su capítulo energético, también es una iniciativa que se relaciona con la propuesta,
mediante la aplicación de soluciones específicas en localidades aisladas.
2.8
Programación de la EAE
Para el desarrollo de esta Evaluación Ambiental Estratégica se contó con un “equipo de asesores
externos”, conformado por profesionales de la Universidad de Magallanes, el cual desarrolla el
proceso de diagnóstico y evaluación de la estrategia. Al ser ésta una aplicación de criterios de EAE
a una propuesta de Matriz Energética y no una política ni programa, no se conformó el “equipo
base” ni el “equipo técnico” de apoyo solicitado en la metodología de EAE, aplicada a este caso.
La definición del Plan de participación fue definida por el Equipo del Proyecto involucrado en la
EAE y la Contraparte Técnica, el cual se detalla a continuación:
Tabla 2.1 Programa de Trabajo Matriz Energética para Magallanes al 2050, Técnicas y EAE
INFORMES
TÉCNICOS
Informe 1:
Balances de
Energía Regional y
Comunal y
Proyección de la
Demanda.
(21 Octubre)
Informe 2: Análisis
Disponibilidad de
Recursos y
ETAPA EAE
FECHA DE
EJECUCIÓN
REP. MINISTERIO
ENERGÍA
Programación Criterios EAE
03 Octubre
-
Talleres Provinciales N°1
24 Septiembre
25 Septiembre
26 Septiembre
02 Octubre
Definición de Alcance
22 Octubre
Presentación ante Comité
Consultivo Informe N°1
Taller Expertos Recurso
Carbón
Taller N°1 Expertos E.
Marinas, Hídrica y Eólica Solar
Taller Expertos Recursos
Hidrocarburos
Ma. de los Ángeles Valenzuela
Selva Bravo
SEREMI Magallanes, Alejandro
Fernández.
Ramón Granada
-
22 Octubre
SEREMI Magallanes, Alejandro
Fernández.
Selva Bravo
Danilo González
05 Noviembre
-
06 Noviembre
-
18 Noviembre
Danilo González
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INFORME FINAL
Explotación –
Producción y
nuevas
Tecnologías.
(05 Enero)
Taller Definición de Factores
Críticos de Decisión
Taller N°2 Expertos
Renovables /Híbridos y
Zonas Aisladas
Comité Consultivo
Extraordinario
Presentación “Fracking”
(Tight and Shale Gas)
Presentación al Comité
Consultivo Informe N°2
Talleres Provinciales N°2
Diagnostico Estratégico
Informe 3: Análisis
Escenarios y
Resultados Finales
de Matrices.
(13 de febrero)
Presentación al Comité
Consultivo Informe N°2
Corregido.
Análisis y Lineamientos
Estratégicos
26 Noviembre
Dianela Arroyo
27 Noviembre
-
2 Diciembre
SEREMI Magallanes, Alejandro
Fernández.
06 Enero
SEREMI Magallanes, Alejandro
Fernández.
08 Enero
09 Enero
14 Enero
20 Enero
29 Enero
29 Enero
Ma. de los Ángeles Valenzuela
SEREMI Magallanes, Alejandro
Fernández.
Profesional División Eficiencia
Energética
Ramón Granada
SEREMI Magallanes, Alejandro
Fernández.
José Antonio Ruiz
13 Febrero
Presentación al Comité
Consultivo Informe Final
02 Marzo 2015
Preliminar y validación de
FCD.
Complementación del
Análisis y Lineamientos
Estratégicos con FCD
25 Marzo
elegidos por el Comité
Consultivo y respuesta a
Observaciones.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
SEREMI Magallanes, Alejandro
Fernández.
-
31
UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
3. DIAGNÓSTICO ESTRATÉGICO
La elaboración del Diagnóstico estratégico, según la metodología propuesta por el CED, busca
analizar el contexto bajo el cual se llevará adelante la evaluación, por medio de la identificación y
caracterización de la información secundaria y la percepción de actores clave. Este diagnóstico
considera: el Análisis del Marco de Referencia Estratégico, Análisis de actores y, Análisis de
aspectos ambientales y de sustentabilidad.
3.1
Marco de Referencia Estratégico
En este paso se identifican las normativas, orientaciones y metas para establecer los lineamientos
que le dan contexto a la EAE aplicada a este caso.
En el caso de los aspectos socioculturales es necesario considerar el Pacto 169 de la OIT,
principalmente en su ARTÍCULO 7, donde el en punto 1, se señala que “ Los pueblos interesados
deberán tener el derecho de decidir las propias prioridades en lo que atañe al proceso de
desarrollo, en la medida en que éste afecte a sus vidas, creencias, instituciones y bienestar
espiritual y a las tierras que ocupan o utilizan de alguna manera, y de controlar, en lo posible, su
propio desarrollo económico, social y cultural. Además dichos pueblos deberán participar en la
formación, aplicación y evaluación de los planes y programas de desarrollo nacional y regional
susceptibles de afectarles directamente”, en el punto 3, se indica que “ Los gobiernos deberán
velar porque, siempre que haya lugar, se efectúen estudios, en cooperación con los pueblos
interesados, a fin de evaluar la incidencia social, espiritual y cultural y sobre el medio ambiente
que las actividades de desarrollo previstas puedan tener sobre esos pueblos. Los resultados de
estos estudios deberán ser considerados como criterios fundamentales para la ejecución de las
actividades mencionadas. 4. Los gobiernos deberán tomar medidas, en cooperación con los
pueblos interesados, para proteger y preservar el medio ambiente de los territorios que habitan
“(pp.4). Por lo que al momento de decidir iniciativas energéticas que involucren y/o afecten
pueblos indígenas debiesen realizarse procesos de Consulta cuyo procedimiento sea acordado de
manera conjunta, participativa y vinculante entre las instituciones y los representantes de los
pueblos originarios.
Dada la variedad de recursos energéticos, y tecnologías disponibles como alternativas para la
diversificación de la matriz energética, el análisis de lineamientos o documentos que guían los
aspectos ambientales, se definen y se relacionan con disposiciones ambientales en torno a la
exploración y explotación de los diferentes recursos energéticos, principalmente fósiles, y para
generación de energía térmica y eléctrica, considerando alternativas tales como:
Producción de gas natural licuado (GNL)
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UMAG
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Planta de Propano/Aire
Plantas de Producción de gas natural sintético (a partir de Gasificación de Carbón)
Parques Eólicos
Sistemas Híbridos
Aplicación de Energía Solar, Energía Geotérmica de Baja Entalpia, Co Generación con
biomasa, Centrales Hidroeléctricas de Paso y Generación de electricidad con energías
marinas.
3.1.1 Lineamientos Ambientales Transversales
D.S. Nº100/05, Fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Constitución Política de
la República de Chile. Ministerio Secretaria General de la Presidencia. Establece el derecho a vivir
en un ambiente libre de contaminación; y establece el deber del Estado de velar por que este
derecho no sea afectado.
Ley Nº19.300/94, Aprueba Ley Sobre Bases Generales del Medio Ambiente, modificada por la
Ley Nº 20.417/10 (Ministerio Secretaria General de la Presidencia). Legisla sobre el derecho a
vivir en un medio ambiente libre de contaminación, la protección del medio ambiente, la
preservación de la naturaleza y la preservación del patrimonio ambiental. Además crea la
institucionalidad ambiental.
D.S. Nº95/01, Actualiza y refunde Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental
(Ministerio Secretaria General de la Presidencia). Especifica los proyectos que deben ingresar al
SEIA, los criterios para decidir entre estudio o declaración de impacto ambiental (DIA o EIA), los
plazos y procedimientos de evaluación, los permisos ambientales sectoriales y el contrato de
seguro por daño ambiental para obtener autorización previa.
D.S. N°75/05, Reglamento para la Clasificación de Especies Silvestres, D.S. Nº151/07, D.S.
Nº33/11, D.S. Nº41/11, D.S. Nº42/11, D.S. Nº19/12 y D.S. Nº 13/13. Aprueba y Oficializa
Primero, Cuarto, Quinto, Sexto, Séptimo, Octavo y Noveno Proceso de Clasificación de Especies
Según su Estado de Conservación (Ministerio Secretaría General de la Presidencia y Ministerio
del Medio Ambiente).Oficializa la clasificación de especies silvestres (flora y fauna) en categoría
de conservación, presentando el listado de éstas.
Ley Nº17.288/70, Legisla sobre Monumentos Nacionales. Artículos 21 y 26 (Ministerio de
Educación). Esta ley establece que el patrimonio arqueológico y cultural queda bajo la tuición y
protección del Estado, prohibiéndose destruir u ocasionar perjuicios en los monumentos
nacionales, ni en los objetos o piezas que estén destinados a permanecer en un sitio público,
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UMAG
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INFORME FINAL
indicando que tampoco se pueden cambiar de ubicación monumentos públicos, sin previa
autorización de la autoridad correspondiente.
En el Artículo 21 se indica que por el sólo ministerio de la ley, son Monumentos Arqueológicos de
propiedad del Estado los lugares, ruinas, y yacimientos y piezas antropo-arqueológicas que existan
sobre o bajo la superficie del territorio nacional. También en esta ley, se incluyen las piezas
paleontológicas y los lugares donde se hallaren.
El Artículo 26 señala que toda persona que al hacer excavaciones, encuentre ruinas, yacimientos,
piezas u objetos de carácter histórico, antropológico, arqueológico o paleontológico, está obligada
a denunciar inmediatamente el descubrimiento al Gobernador Provincial, quien ordenará a
Carabineros que se haga responsable de su vigilancia hasta que el Consejo se haga cargo de él. La
infracción a lo dispuesto en este artículo será sancionada con una multa cinco a doscientas
unidades tributarias mensuales.
D.S. Nº484/90, Reglamento de la Ley N°17.288, sobre excavaciones y/o prospecciones
arqueológicas, antropológicas y paleontológicas. - Ministerio de Educación. Este Reglamento
establece que las prospecciones y/o excavaciones arqueológicas, antropológicas y paleontológicas,
en terrenos públicos y privados, como asimismo las normas que regulan la autorización del
Consejo de Monumentos Nacionales para realizarlas y el destino de los objetos o especies
encontradas, se regirá por las normas contenidas en la Ley N°17.288 y en este Reglamento.
D.F.L. Nº4/20.018 del 2006, Fija texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con
Fuerza de Ley Nº1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de
Energía Eléctrica. Artículos 2, 55 y 222 (Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción).
Regula la producción, el transporte, la distribución, el régimen de concesiones y las tarifas de la
energía eléctrica, además de las funciones del Estado en estas materias. En el Artículo 2, se
establece que estarán comprendidas en las disposiciones de la presente ley; Las concesiones para
establecer: Centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, considerando que los derechos
de aprovechamiento sobre las aguas terrestres que se destinen a la producción de energía
eléctrica se regirán por las disposiciones del Código de Aguas y; Líneas de transporte de la energía
eléctrica.
Cabe destacar que esta ley (LGSE), fue objeto de modificaciones destinadas a incentivar el
desarrollo de energías renovables no convencionales a través de la Ley Nº20.257/08 la que
“Introduce Modificaciones a la LGSE respecto de la Generación de Energía Eléctrica con Fuentes de
Energías Renovables no Convencionales” y su reglamento aprobado mediante D.S Nº244/06 del
Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción que aprobó el “Reglamento para Medios de
Generación no Convencionales y Pequeños Medios de Generación establecidos en la LGSE”.
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UMAG
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INFORME FINAL
Específicamente, su Artículo 55 indica que las líneas de transporte y distribución de energía
eléctrica podrán atravesar los ríos, canales, las líneas férreas, puentes, acueductos, cruzar calles,
caminos y otras líneas eléctricas. Estos cruzamientos se ejecutarán en conformidad con las
prescripciones que establezcan los reglamentos, de manera que garanticen la seguridad de las
personas y propiedades. El Artículo 222 señala que el trazado de líneas aéreas por bienes
nacionales de uso público deberá efectuarse de modo que, en lo posible, no se corten o poden los
árboles ubicados a lo largo del trazado de la línea. Si no existiere alternativa a la poda o corta de
estos árboles, el propietario de las líneas aéreas deberá dar aviso por carta certificada, con diez
días de anticipación, a la Dirección de Vialidad o a la Municipalidad, según proceda, y a los
propietarios afectados, pactándose las indemnizaciones que correspondan, de acuerdo con lo que
establezcan los reglamentos.
D.S. Nº47/92, Fija nuevo texto de la ordenanza general de la ley general de urbanismo y
construcciones. Artículo 2.1.29 (Ministerio de Vivienda y Urbanismo). En su art. 2.1.29 señala que
el tipo de uso de infraestructura se refiere a las edificaciones o instalaciones y a las redes o
trazados destinados a:
Infraestructura de transporte, tales como, vías y estaciones ferroviarias, terminales de
transporte terrestre, recintos marítimos o portuarios, instalaciones o recintos aeroportuarios,
etc.
Infraestructura sanitaria, tales como plantas de captación, distribución o tratamiento de agua
potable o de aguas servidas, de aguas lluvia, rellenos sanitarios, estaciones exclusivas de
transferencia de residuos, etc.
Infraestructura energética, tales como, centrales de generación o distribución de energía, de
gas y de telecomunicaciones, gasoductos, etc.
Las redes de distribución, redes de comunicaciones y de servicios domiciliarios y en general los
trazados de infraestructura se entenderán siempre admitidos y se sujetarán a las disposiciones
que establezcan los organismos competentes. El instrumento de planificación territorial deberá
reconocer las fajas o zonas de protección determinadas por la normativa vigente y destinarlas a
áreas verdes, vialidad o a los usos determinados por dicha normativa.
El instrumento de Planificación Territorial respectivo podrá establecer las condiciones y requisitos
que permitan el emplazamiento de las instalaciones o edificaciones necesarias para este tipo de
uso, sin perjuicio del cumplimiento de las normas ambientales, de las normas de la Ley General de
Urbanismo y Construcciones, de esta Ordenanza y demás disposiciones pertinentes.
D.S. Nº47/92, Fija nuevo texto de la ordenanza general de la ley general de urbanismo y
construcciones (Ministerio de Vivienda y Urbanismo). En su numeral 1 del Artículo 5.8.3, se
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UMAG
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INFORME FINAL
establece que en todo proyecto de construcción, reparación, modificación, alteración,
reconstrucción o demolición, el responsable de la ejecución de dichas obras deberá implementar
las siguientes medidas:
Regar el terreno en forma oportuna, y suficiente durante el período en que se realicen las
faenas de demolición, relleno y excavaciones.
Disponer de accesos a las faenas que cuenten con pavimentos estables, pudiendo optar por
alguna de las alternativas contempladas en el artículo 3.2.6.
Transportar los materiales en camiones con la carga cubierta.
Lavar lodo de las ruedas de los vehículos que abandonen la faena.
Mantener la obra aseada y sin desperdicios mediante la colocación de recipientes
recolectores, convenientemente identificados y ubicados.
Hacer uso de procesos húmedos en caso de requerir faenas de molienda y mezcla.
D.S. Nº144/61, Establece Normas para Evitar Emanaciones o Contaminantes Atmosféricos de
Cualquier Naturaleza (Ministerio de Salud). En su Artículo 1 establece que los gases, vapores,
humos, polvo, emanaciones o contaminantes de cualquiera naturaleza, producidos en cualquier
establecimiento fabril o lugar de trabajo, deberán captarse o eliminarse en forma tal que no
causen peligros, daños o molestias al vecindario.
D.S. N°138/05, Establece obligación de declarar emisiones que indica (Ministerio de Salud).
Establece que todos los titulares de fuentes fijas de emisión de contaminantes atmosféricos que se
establecen en este decreto deberán entregar a la SEREMI de Salud del lugar en que se encuentran
ubicadas, los antecedentes necesarios para estimar las emisiones provenientes de cada una de sus
fuentes. A su vez, el Artículo 2 señala que están obligadas a proporcionar los antecedentes para la
determinación de emisión de contaminantes, las fuentes fijas que correspondan a diferentes
rubros, actividades o tipo de fuente, donde quedan incluidos los equipos electrógenos.
D.S. Nº75/87, Establece Condiciones para el Transporte de Carga que indica (Ministerio de
Transportes y Telecomunicaciones). En su Artículo 2, establece que los vehículos que transporten
desperdicios, arena, ripio, tierra u otros materiales, ya sean sólidos, o líquidos, que puedan
escurrirse y caer al suelo, estarán construidos de forma que ello no ocurra por causa alguna.
D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). En su Artículo 67, este D.F.L. indica que
corresponde al Servicio Nacional de Salud velar porque se eliminen o controlen todos los factores,
elementos o agentes del medio ambiente que afecten la salud, la seguridad y el bienestar de los
habitantes en conformidad a las disposiciones del presente Código y sus reglamentos. Por otro
lado, de acuerdo al Artículo 89, letra a), este reglamento comprenderá normas que se refieran a la
conservación y pureza del aire y evitar en él la presencia de materias u olores que constituyan una
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UMAG
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INFORME FINAL
amenaza para la salud, seguridad o bienestar del hombre o que tengan influencia desfavorable
sobre el uso y goce de los bienes.
D.S. Nº38/11, Establece Norma de Emisión de Ruidos Molestos Generados por Fuentes que
indica, a partir de la revisión del Decreto Nº146/97 (Ministerio del Medio Ambiente). Establece
los niveles máximos permisibles de presión sonora corregidos y los criterios técnicos para evaluar
y calificar la emisión de ruidos molestos generados por fuentes fijas hacia la comunidad, tales
como las actividades industriales, comerciales, recreacionales, artísticas u otras.
El Artículo 9 establece los valores máximos para emisiones de ruido de fuentes fijas en zona rural
se aplicará como nivel máximo permisible de presión sonora corregido (NPC), el menor valor
entre:
Nivel de ruido de fondo + 10 dB(A)
NPC para Zona III 65dB(A) diurno y 50dB(A) nocturno.
En su Artículo 23 se establece que para los proyectos que ingresen al SEA con posterioridad a la
fecha de publicación de esta norma, les será aplicable a contar de esa fecha.
D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). De acuerdo al Artículo 71, cualquier
proyecto, público o privado, destinado, específicamente según la letra b) a la evacuación,
tratamiento o disposición final de desagües, aguas servidas de cualquier naturaleza y residuos
industriales o mineros, debe ser aprobado antes de poner en explotación las obras mencionadas
por la SEREMI de Salud correspondiente.
El Artículo 72 señala que el Servicio Nacional de Salud ejercerá la vigilancia sobre plantas
depuradoras de aguas servidas, pudiendo sancionar a los responsables de infracciones. Por otra
parte, el Artículo 73 establece la prohibición de vaciar las aguas servidas y los residuos industriales
o mineros en ríos o lagunas, o en cualquiera otra fuente o masa de agua que sirva para
proporcionar agua potable a alguna población, para riego o para balneario, sin que antes se
proceda a su depuración.
D.F.L. N°1/89, Determina materias que requieren autorización sanitaria expresa (Ministerio de
Salud). En su artículo 1° se establecen las siguientes materias que, conforme a lo dispuesto en el
artículo 7° del Código Sanitario requieren autorización sanitaria expresa, donde específicamente
en el numeral 22, se indica el funcionamiento de las obras destinadas a la provisión o purificación
de agua potable de una población o a la evacuación, tratamiento o disposición final de desagües,
aguas servidas de cualquier naturaleza y residuos industriales.
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UMAG
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INFORME FINAL
D.S. Nº236/26, Reglamento general de alcantarillados particulares fosas sépticas cámaras
filtrantes cámaras de contacto cámaras absorbentes y letrinas (Ministerio de Higiene; Asistencia;
Previsión Social y Trabajo). En su art. 1 dispone que será aplicable para la disposición de las aguas
caseras de ciudades, pueblos aldeas, caseríos u otros lugares poblados de la república en que no
exista red pública de alcantarillado y de toda las casas de habitación u edificios públicos o
particulares, urbanos o rurales, destinados o destinables a la habitación o a ser ocupados para
permanecer transitoria o indefinidamente. Por su parte el art. 3 exige que el edificio público o
particular, urbano o rural deba estar dotado de un sistema particular de alcantarillado de manera
que sus aguas servidas no constituyan molestia, incomodidad o peligro para la salubridad pública.
El art. 5 exige la depuración o tratamiento de las aguas antes de ser incorporadas en un cuerpo o
masa de agua con un efluente con una carga orgánica inferior a mil coliformes fecales por cada
cien milímetros descargándola a través de fosa séptica o por cualquier sistema de tratamiento que
cumpla con el estándar indicado. Para el caso que exista infiltración el efluente tratado deberá
estar libre de materia orgánica putrescible.
D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). En el Artículo 78 se fijan las condiciones
de saneamiento y seguridad relativas a la acumulación, selección, industrialización, comercio o
disposición final de basuras y desperdicios.
El art. 80, indica que es labor del Servicio Nacional de Salud autorizar la instalación y vigilar el
funcionamiento de todo lugar destinado a la acumulación, selección, industrialización, comercio o
disposición final de basuras y desperdicios de cualquier clase. Una vez aprobada la autorización,
este Servicio definirá las condiciones sanitarias y de seguridad que deben cumplirse para evitar
molestia o peligro para la salud de la comunidad o del personal que trabaje en estas faenas.
Por otro lado, el art. 81 señala que los vehículos y sistemas de transporte de materiales que, a
juicio del Servicio Nacional de Salud, hoy Seremi de Salud Regional, puedan significar un peligro o
molestia a la población y los de transportes de basuras y desperdicios de cualquier naturaleza,
deberán reunir los requisitos que señale dicho Servicio.
D.S. Nº594/99, Reglamento Sobre las Condiciones Sanitarias y Ambientales Básicas en los
Lugares de Trabajo (Ministerio de Salud). En su Art. 18 se indica que la acumulación, tratamiento
y disposición final de residuos industriales dentro del predio industrial, local o lugar de trabajo,
deberá contar con la autorización sanitaria. Los Art. 19 y 20 establecen también que las empresas
que realicen el tratamiento y/o disposición final de dichos residuos, deberán contar con
autorización sanitaria, presentando una declaración donde se constate la cantidad y calidad,
diferenciando claramente los residuos industriales peligrosos.
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UMAG
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INFORME FINAL
D.S. Nº148/03, Aprueba Reglamento Sanitario Sobre Manejo de Residuos Peligrosos. (Ministerio
de Salud). En el Artículo 4 del Reglamento se estipula que los residuos peligrosos deberán
identificarse y etiquetarse de acuerdo a la clasificación y tipo de riesgo que establece la Norma
Chilena Oficial NCh 2.190 of.93.
El Artículo 6 establece que durante el manejo de los residuos peligrosos se deberán tomar todas
las precauciones necesarias para prevenir su inflamación o reacción, entre ellas su separación y
protección.
El Artículo 8 determina los requisitos que deben tener los contenedores de residuos peligrosos.
El Artículo 28 establece que el Generador deberá establecer un manejo diferenciado entre los
residuos peligrosos y los que no lo son.
El Artículo 29 por su parte, señala que todo sitio destinado al almacenamiento de residuos
peligrosos deberá contar con la correspondiente autorización sanitaria de instalación, a menos
que éste se encuentre incluido en la autorización sanitaria de la actividad principal. Por su parte, el
Artículo 33 establece las condiciones de los sitios donde se almacenen los residuos peligrosos.
El Artículo 36 señala que sin perjuicio de lo dispuesto en el Reglamento de Transporte de
Sustancias Peligrosas por Calles y Caminos, fijado en el D.S Nº 298/94 del Ministerio de
Transportes y Telecomunicaciones, sólo podrán transportar residuos peligrosos por calles y
caminos públicos las personas naturales o jurídicas que hayan sido autorizadas por la Autoridad
Sanitaria.
El Artículo 43 indica que toda instalación de eliminación de residuos peligrosos deberá contar con
la respectiva autorización otorgada por la Autoridad Sanitaria, en la que se especificará el tipo de
residuos que podrá eliminar y la forma en que dicha eliminación será llevada a cabo ya sea
mediante tratamiento, reciclaje y/o disposición final.
El Artículo 80 establece que los contenedores de residuos peligrosos quedan sujetos a un Sistema
de Declaración y Seguimiento de tales residuos, válido para todo el país.
R.E. Nº359/05. Aprueba Documento de Declaración de Residuos Peligrosos (Ministerio de
Salud). Fija el formato del documento de declaración de residuos peligrosos (RESPEL), que deberá
contener la información a completar por el generador, por el transportista y por el destinatario.
Este formato está disponible en el D.O del día 05.07.2005 en la página 4.
D.S. Nº160/08, Aprueba Reglamento de seguridad para las instalaciones y operaciones de
producción y refinación, transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de
combustibles líquidos (Ministerio de Economía). Establece los requisitos mínimos de seguridad
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UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
que deben cumplir las instalaciones de combustibles líquidos derivados del petróleo y
biocombustibles y las operaciones asociadas a la producción, refinación, transporte,
almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles líquidos que se realicen en tales
instalaciones, así como las obligaciones de las personas naturales y jurídicas que intervienen en
dichas operaciones, a objeto de desarrollar dichas actividades en forma segura, controlando el
riesgo de manera tal que no constituyan peligro para las personas y/o cosas.
El Artículo 298, dispone que previo al inicio de la construcción de toda instalación de combustibles
líquidos o de la modificación de ésta, el propietario deberá comunicar a la Superintendencia este
hecho de acuerdo a los procedimientos establecidos, mientras que el artículo 299, establece que
las instalaciones de combustibles líquidos nuevas o aquellas existentes que hayan experimentado
alguna modificación que deba atestarse en la Superintendencia, previo a su puesta en servicio,
deberán ser inscritas en el Registro de Inscripción de ésta a través de los procedimientos
establecidos para tal efecto.
D.L. N°3.557/80, Establece Disposiciones sobre Protección Agrícola (Ministerio de Agricultura). El
Artículo 9 señala que los propietarios, arrendatarios o tenedores de predios rústicos o urbanos
pertenecientes al Estado, al Fisco, a empresas estatales o a particulares, están obligados, cada uno
en su caso, a destruir, tratar o procesar las basuras, malezas o productos vegetales perjudiciales
para la agricultura, que aparezcan o se depositen en caminos, canales o cursos de aguas, vías
férreas, lechos de ríos o terrenos en general, cualquiera que sea el objeto a que estén destinados.
En el Artículo 11 se indica que los establecimientos industriales, fabriles, mineros y de cualquier
otro tipo que manipulen productos susceptibles de contaminar la agricultura, deberán adoptar
oportunamente las medidas técnicas y prácticas que sean procedentes a fin de evitar o impedir la
contaminación.
3.1.2 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Fósiles: Hidrocarburos y Carbón
Guía para la Evaluación Ambiental de Proyectos Desarrollos Mineros de Petróleo y Gas (2011).
Define los pasos a seguir para la elaboración de una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de
pozos o líneas de flujo, define el formato y la información que debe tener cada capítulo.
D.S 41 Reglamento de la Ley de Cierre de Faenas e Instalaciones Mineras (2012). La Ley de Cierre
de Faenas e Instalaciones Mineras, obliga a que todas las faenas mineras cuenten con un plan de
cierre aprobado por el Servicio. Un plan de cierre es un proyecto de ingeniería en el cual se
presentan un conjunto de medidas y acciones destinadas a mitigar los efectos que se derivan del
desarrollo de la industria extractiva minera, en los lugares en que ésta se realice, de forma de
asegurar la estabilidad física y química de las instalaciones, en conformidad a la normativa
ambiental aplicable. La regulación del Cierre de Faenas e Instalaciones presenta los siguientes
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UMAG
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INFORME FINAL
objetivos: Resguardar la Vida, Salud y Seguridad de las Personas y del Medio Ambiente; Mitigar los
Efectos negativos de la Industria; Evitar el Abandono de faenas mineras después del cese de las
Operaciones; Asegurar la Estabilidad Física y Química de los lugares en que se desarrolle la
Actividad Minera; Establecer Garantías para el cierre efectivo de las Faenas e Instalaciones
Mineras; Crear un Fondo Post-Cierre para el Monitoreo de Faenas Cerradas.
D.S. Nº59/98 (modificado por D.S Nº 45/2001), Establece Norma de Calidad Primaria para
Material Particulado respirable MP10, en especial de los valores que definen situaciones de
emergencia (Ministerio Secretaria General de la República). En su Artículo 2 se fija la norma
primaria de calidad del aire para material particulado respirable (MP 10), en 150 microgramos por
metro cúbico normal (150 μg/m3N) como concentración de 24 hrs. y concentración anual de será
de cincuenta microgramos por metro cúbico normal (50 μg/m3N).
Estos límites se considerarán superados cuando el percentil 98 de las concentraciones de 24 horas
registradas durante un período anual en cualquier estación monitora clasificada como EMRP
(estación monitora con representación poblacional), sea mayor o igual a 150 mg/m3N, y para la
norma anual cuando en cualquier estación monitora clasificada como EMRP sea mayor o igual que
50 ug/m3, si correspondiere de acuerdo a lo que se indica en el punto IV. Metodologías de
Pronóstico y Medición.
Además indica que a contar del día 1º de enero de 2012, la norma primaria de calidad del aire para
el contaminante Material Particulado Respirable MP 10, será de ciento veinte microgramos por
metro cúbico normal (120 μg/m3N) como concentración de 24 horas, salvo que a dicha fecha haya
entrado en vigencia una norma de calidad ambiental para Material Particulado Fino MP 2,5, en
cuyo caso se mantendrá el valor de la norma establecido en el inciso primero.
También se establecen los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental, una
metodología de medición de la norma, mecanismo de validación de la información de monitoreo
de calidad de aire y disposiciones relativas a la fiscalización e implementación de la norma.
D.S. Nº113/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Dióxido de Azufre (SO2)
(Ministerio Secretaria General de la República). El Artículo 3 fija que la norma primaria de calidad
de aire para dióxido de azufre como concentración anual será de 31 ppbv (80 ug/m3N). A su vez, el
Art. 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de azufre como concentración
de 1 hora será de 96 ppbv (250 ug/m3N).
Esta norma se considerará sobrepasada acorde a la metodología señalada en dicha norma, en
cualquier estación monitora EMRPG (estación de monitoreo con representatividad poblacional
para gas dióxido de Nitrógeno), si el valor fuere mayor o igual al nivel indicado
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UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Por su parte, el Art. 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental
para SO2 en concentración de una hora, además de señalar que se entiende por metodología de
pronóstico de calidad de aire.
D.S. Nº114/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Dióxido de Nitrógeno (NO2)
(Ministerio Secretaria General de la República). En su Artículo 3 se fija que la norma primaria de
calidad de aire para dióxido de nitrógeno como concentración anual será de 53 ppbv (100
ug/m3N). A su vez, el Artículo 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de
nitrógeno como concentración de 1 hora será de 213 ppbv (400 ug/m3N).
Esta norma se considerará sobrepasada en concentración de 1 hora, cuando el promedio
aritmético de tres años sucesivos del percentil 99 de los máximos diarios de concentración de 1
hora registrados durante un año calendario, en cualquier estación monitora EMRPG (estación de
monitoreo con representatividad poblacional para gas dióxido de Nitrógeno), fuere mayor o igual
al nivel indicado
Por su parte, el Artículo 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia
ambiental para NO2 en concentración de una hora, además de señalar que se entiende por
metodología de pronóstico de calidad de aire.
D.S. Nº115/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Monóxido de Carbono (CO)
(Ministerio Secretaria General de la República). El Artículo 3 fija tanto la norma primaria de
calidad de aire para monóxido de carbono como concentración de 8 horas en 9 ppmv
(10mg/m3N). A su vez, el Artículo 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para monóxido
de carbono como concentración de 1 hora será de 26 ppmv (30 mg/m3N).
Dichos valores se considerarán sobrepasados en cualquier estación monitora EMRPG, fuere mayor
o igual al nivel indicado acorde a las metodologías señaladas en dicha norma.
Por su parte, el Artículo 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia
ambiental para CO en concentración de ocho horas, además de señalar que se entiende por
metodología de pronóstico de calidad de aire.
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3.1.3 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Renovables: Marino, Hidráulico y
Biomasa
Ley N° 20.257 que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la
generación de energía eléctrica con fuentes de Energías Renovables No Convencionales. A
continuación se detallas los documentos que se aplican a cada tipo de recurso:
Marino e Hidráulico
D.F.L. N°1.122/81 (modificado por Ley 20.417), Fija Texto del Código de Aguas (Ministerio de
Obras Públicas). El Título IV sobre cauces de agua, en su Artículo 41 dispone que el proyecto,
construcción y financiamiento de las modificaciones que fuere necesario realizar en cauces
naturales o artificiales, con motivo de la construcción de obras públicas, urbanizaciones,
edificaciones y otras obras en general, sean de responsabilidad y de cargo de quienes las ordenen.
Se entenderá por modificaciones no sólo el cambio de trazado de los cauces mismos, sino también
la alteración o sustitución de cualquiera de sus obras de arte y la construcción de nuevas obras,
como abovedamientos, pasos sobre o bajo nivel o cualesquiera otras de sustitución o
complemento.
El Título X sobre las condiciones de protección de las aguas y cauces, donde en el Artículo 129 bis
indica que se debe establecer el caudal ecológico mínimo, el cual sólo afectará a los nuevos
derechos que se constituyan, para lo cual deberá considerar también las condiciones naturales
pertinentes pasa cada fuente superficial. El caudal ecológico mínimo podrá ser menor al veinte por
ciento del caudal del medio anual de la respectiva fuente superficial.
En el Libro Segundo, Título I sobre los procedimientos administrativos, en el Artículo 171, se indica
que las personas naturales o jurídicas que desearen efectuar las modificaciones a que se refiere el
artículo 41 de este código, presentarán los proyectos correspondientes a la Dirección General de
Aguas, para su aprobación previa, aplicándose a la presentación el procedimiento previsto en el
párrafo 1° de este Título. Finalmente, el Libro Tercero, Título I sobre la construcción de ciertas
obras hidráulicas, en el Artículo 294 se indica que requerirán la aprobación del Director General de
Aguas, de acuerdo al procedimiento indicado en el Título I del Libro Segundo, la construcción de
las siguientes Obras:
Los embalses de capacidad superior a cincuenta mil metros cúbicos o cuyo muro tenga más de
5 m de altura;
Los acueductos que conduzcan más de dos metros cúbicos por segundo;
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Los acueductos que conduzcan más de medio metro cúbico por segundo, que se proyecten
próximos a zonas urbanas, y cuya distancia al extremo más cercano del límite urbano sea
inferior a un kilómetro y la cota de fondo sea superior a 10 metros sobre la cota de dicho
límite, y
Los sifones y canoas que crucen cauces naturales.
D.S. Nº327/97, Fija Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, Ministerio de Minería.
Este Reglamento establece las disposiciones en que se otorgan las concesiones provisionales y
definitivas para establecer, operar y explotar centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica
y líneas de transporte de energía eléctrica. Establece los derechos y obligaciones en la obtención
de los permisos correspondientes; el marco legal que regula el régimen de servidumbres, las
relaciones entre propietarios de instalaciones eléctricas, clientes y autoridad, la interconexión de
instalaciones, la mantención y conservación de instalaciones y equipos eléctricos, calidad de
servicio y precios como las multas y sanciones. Su Artículo 114 no exige aprobación de una central
nueva para su puesta en servicio, sin perjuicio de que las obras de generación, transporte y
distribución o partes de ellas, exigen que su dueño informe su puesta en servicio con 15 días de
anticipación, adjuntando breve descripción de las obras que se ponen en explotación, así como de
la fecha de su puesta en servicio. El Artículo 206 del Reglamento indica que las especificaciones
técnicas del proyecto, así como su ejecución, operación y mantenimiento, deberán ajustarse a las
normas técnicas vigentes. En especial deberán preservar el normal funcionamiento de las
instalaciones de otros concesionarios de servicios públicos, la seguridad y comodidad de la
circulación de calles, caminos y demás vías públicas, y también la seguridad de las personas, las
cosas y el medio ambiente. El Artículo 210 exige que el proyecto, la construcción y el
mantenimiento de instalaciones eléctricas sólo podrán ser ejecutados por personal calificado y
autorizado en la clase que corresponda, de acuerdo a lo dispuesto en los reglamentos y normas
técnicas vigentes.
Decreto Supremo N°475/1994, que establece la Política Nacional del Uso del Borde Costero del
litoral de la república. La presente política se aplicará respecto de los siguientes bienes nacionales,
fiscales o de uso público, sujetos al control, fiscalización y supervigilancia del Ministerio de
Defensa Nacional, Subsecretaría de Marina:
terrenos de playa fiscales ubicados dentro de una franja de ochenta metros de ancho,
medidos desde la línea de la más alta marea de la costa del litoral,
la playa,
las bahías, golfos, estrecho y canales interiores, y d) el mar territorial de la República.
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Biomasa (Residuos Madereros y de Explotación de Bosque Nativo)
Ley N°20.283/08, sobre Recuperación del Bosque Nativo y Fomento Forestal (Ministerio de
Agricultura). Esta ley tiene como objetivos la protección, la recuperación y el mejoramiento de los
bosques nativos, con el fin de asegurar la sustentabilidad forestal y la política ambiental.
En los Artículos 5 al 14 se establecen los requisitos, contenidos y la tramitación que deben hacerse
previo a un Plan de Manejo aprobado por la CONAF, el cual deberá cumplir además, con lo
prescrito en el decreto Ley Nº 701/74. Los Planes de Manejo aprobados deberán ser de carácter
público y estar disponibles en la página web de la CONAF para quien lo solicite.
Por otro lado, el Artículo 16 establece que para toda corta de bosque nativo de conservación y
protección, se debe incluir una fundada justificación técnica de los métodos de corta que se
utilizarán, así como de las medidas que se adoptarán con los objetivos de proteger los suelos, la
calidad y cantidad de los caudales de los cursos de agua y la conservación de la diversidad
biológica y de las medidas de prevención y combate de incendios forestales.
D.S. N°93/08, Reglamento General de la Ley sobre Recuperación del Bosque Nativo y Fomento
Forestal (Ministerio de Agricultura). Este Reglamento establece los criterios y las obligaciones
para dar cumplimiento con la Ley 20.283/08, específicamente en cuanto a los Planes de Manejo y
Plan de Trabajo, los criterios sobre los Procedimientos, la Autorización simple de corta, el Registro
público de Planes de Manejo y Planes de Trabajo. Adicionalmente se establecen procedimientos
técnicos, la autorización simple de corta, las condiciones excepcionales para la intervención de las
especies clasificadas en categorías de conservación, o alteración de su hábitat, se indica acerca del
registro público de los Planes de Manejo, se entrega información acerca de las guías de libre
tránsito, los procedimientos de fiscalización, y la información sobre los acreditadores.
D.L. N°701/74 (modificado por Ley 19.561/98), Fija régimen legal de los terrenos forestales o
preferentemente aptos para la forestación, y establece normas de fomento sobre la materia
(Ministerio de Agricultura). Este decreto de ley tiene por objeto regular la actividad forestal en
suelos de aptitud preferentemente forestal y en suelos degradados e incentivar la forestación, en
especial, por parte de los pequeños propietarios forestales y aquélla necesaria para la prevención
de la degradación, protección y recuperación de los suelos del territorio nacional.
Otro ámbito del Reglamento, se refiere a la regulación de corta de árboles, especialmente al
tratarse de bosque nativo, donde para cualquier acción de corta o explotación de bosque nativo,
deberá presentarse previamente un Plan de Manejo, él debe ser aprobado por la CONAF. Sobre
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esta misma materia, establece las medidas de protección a considerar al momento de realizar la
corta o cualquier otra intervención en áreas con presencia de bosque nativo.
Por otro lado, el Artículo 28 señala que toda acción de corta, en bosques naturales o artificiales,
hayan sido o no declarados ante la CONAF, obligará a reforestar o a regenerar una superficie de
terrenos igual a la cortada a lo menos en similares condiciones de densidad y calidad, de acuerdo
con el plan del ingeniero forestal.
D.S. N°193/98, Reglamento general del Decreto Ley Nº701, de 1974, Sobre Fomento Forestal
(Ministerio Agricultura). Regula el procedimiento administrativo para la calificación de terrenos
de aptitud preferentemente forestal, y encarga a la CONAF resolver sobre las solicitudes de planes
de manejo forestal, y la declaración de bosque nativo.
Por su parte, el Artículo 5 establece las disposiciones del pronunciamiento de la autoridad, en
cuanto a las solicitudes de planes de manejo.
El Artículo 9 establece los contenidos de las solicitudes y los antecedentes que los interesados
deben presentar a CONAF para la autorización de los planes de manejo forestal. Además, el
Artículo 11 señala que la CONAF podrá elaborar normas de manejo de aplicación general para
determinadas especies o tipos forestales.
El Artículo 14 señala que cuando el plan de manejo considere la corta o explotación de bosques
que tenga por objeto permitir la ejecución de obras relacionadas con concesiones mineras, de
servicios eléctricos o de gas, que afecte a uno o más predios, la solicitud de aprobación de dicho
plan será suscrita por los respectivos concesionarios.
Por otra parte, el Título II establece las normas técnicas que deberán comprender las solicitudes
de; los estudios técnicos y los planes de manejo forestal.
Eólico y Solar: No se tiene regulaciones ambientales específicas.
3.1.4 Planes y Programas
Plan especial de zonas extremas
Se trata de un hecho histórico para la zona austral de nuestro país, pues por primera vez el Estado
de Chile impulsa una cartera de inversiones y medidas administrativas que responden a su
carácter geopolítico estratégico y a las reales carencias de una población y territorio que por años
vieron dificultado su desarrollo por el predominio de criterios centralistas, que poco reconocieron
su calidad de habitantes que construyen soberanía en una región extrema. El Plan compromete la
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realización de enormes inversiones, cuyos montos en esta etapa deben considerarse todavía como
estimativos, pero con los recursos asegurados por un Decreto Presidencial, para responder a
antiguas demandas de los magallánicos quienes, mejor que nadie, saben qué se debe hacer para
favorecer el desarrollo, el poblamiento y el bienestar de las personas en esta parte del país.
Estrategia Regional de Desarrollo, Magallanes y Antártica Chilena 2012 - 2020
Presenta seis grandes lineamientos y objetivos estratégicos en cada uno de los sectores y
subsectores del quehacer regional, como son los ámbitos de Competitividad y Desarrollo
Productivo; el Desarrollo Social, Cultural y de Pueblos Originarios; el Desarrollo Territorial
Integrado; la Ciencia, Tecnología e Innovación; las Leyes e Incentivos Especiales y los Ejes y
lineamientos transversales. En cada ámbito se identifican diversos cursos de acción de corto,
mediano y largo plazo, sean en los motores regionales del crecimiento económico; en los
componente del desarrollo social, indígena, de cultura y patrimonio; en los aspectos de
infraestructura, conectividad y desarrollo antártico; en las esferas de la ciencia y la innovación; en
la descentralización, territorio, medio ambiente y sustentabilidad.
Planes de Desarrollo Comuna (PLADECOS)
Instrumento de planificación consagrado en la Ley de Municipalidades, una herramienta de
planificación estratégica y de gestión municipal que tiene como objetivo ser una respuesta a
demandas sociales de una comunidad en materia social, cultural, económica y de toda área
relacionada con el interés de la comuna y su población.
Programa de Energización
Contribuir al mejoramiento de las condiciones de vida principalmente de las comunidades
aisladas, rurales e insulares, reducir las migraciones y fomentar el desarrollo productivo a través
del financiamiento de proyectos de electrificación y eficiencia energética. Función: Coordinar y
gestionar la provisión de los recursos económicos necesarios para la ejecución de proyectos del
sector energía, electrificación, eficiencia energética y alumbrado público, en las distintas regiones
del país, principalmente en zonas aisladas, rurales e insulares, que contribuyan a aumentar la
cobertura en electrificación rural y mejorar la calidad de servicio de los beneficiarios.
Programa de Infraestructura Rural para el Desarrollo Territorial (PIRDT)
Fomentar el desarrollo productivo de comunidades rurales, permitiendo su acceso a servicios de
infraestructura de agua, saneamiento, vialidad, obras portuarias, electrificación y
telecomunicaciones. Funciones: 1. A nivel central: 1.1. Facilitar los acuerdos entre las instituciones
relevantes del gobierno, acorde a las necesidades de implementación del programa; 1.2. Proveer
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soporte institucional a los posibles requerimientos que puedan tener los Gobiernos Regionales;
1.3. Realizar la distribución de los recursos del presupuesto destinados a la implementación de
proyectos, y a actividades de pre inversión, y 1.4. Prestar soporte a las actividades de operación y
mantenimiento de las instituciones involucradas. 2. A nivel regional y territorial: 2.1. Gestionar la
ejecución global del Programa; 2.2. Gestionar internamente el Programa; 2.3. Administrar el
Programa y las relaciones con las entidades regionales y territoriales; 2.4. Actuar como secretaría
técnica de la SUBDERE para las actividades del Programa; 2.5. Proveer asistencia técnica a las
entidades regionales; 2.6. Monitorear y evaluar el logro de metas y resultados, análisis de las
experiencias, y 2.7. Formular propuestas de acciones correctivas para mejorar la ejecución del
Programa.
Proyecto RED - Conectando la Innovación en regiones
Este Programa, que cuenta con el apoyo de la Unión Europea, es conducido por la División de
Desarrollo Regional y busca profundizar la Descentralización del actual sistema de innovación,
optimizando las decisiones de inversión pública e incorporando a las Regiones chilenas a un
Desarrollo más equitativo y a redes europeas de innovación.
3.1.5 Otros Lineamientos Relacionados
Comisión Nacional de Energía
Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno
Explicación del marco regulatorio que se está configurando para el desarrollo de los proyectos de
energías renovables no convencionales en Chile y, con ello, entre otros objetivos, contribuya a
atenuar la barrera de conocimiento que pueden enfrentar los inversionistas no tradicionales,
nacionales e internacionales, que están interesados en emprender proyectos que aprovechen ese
tipo de energías en nuestro país.
Potencial de Generación de Energía por Residuos del Manejo Forestal en Chile
El estudio fue una primera aproximación a la determinación de la viabilidad de desarrollar en Chile
el potencial de generación de energía a partir de residuos del manejo de la biomasa forestal. Su
objetivo se centra en verificar si el manejo forestal y su corolario, los desechos de cosecha, raleos
y podas son una alternativa promisoria para tales fines.
Identificación y clasificación de los distintos tipos de Biomasa disponibles en Chile para la
generación de biogás
El estudio tuvo como objetivos la identificación de los distintos tipos de biomasa disponible en
Chile para la generación de biogás con fines energéticos y la estimación del potencial para su
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aprovechamiento eléctrico y térmico (éste último a través de la cogeneración). De esta manera, se
espera aportar una herramienta para el análisis sobre cómo incrementar la participación de las
ERNC en la matriz energética de Chile.
Guía de mecanismo de desarrollo limpio para proyectos del sector energía
Entrega los antecedentes necesarios que permitan orientar, tanto los servicios públicos como a los
titulares en los proyectos, con respecto a requerimientos y procedimientos del proceso de
evaluación ambiental de una inversión en energía eólica, biomasa
Guía para la evaluación ambiental de energías renovables no convencionales: Proyectos Eólicos
La Comisión Nacional de Energía en colaboración de la GTZ y CONAMA, elaboraron esta Guía para
entregar los antecedentes necesarios que permitan orientar, tanto a los servicios públicos como a
los titulares de proyectos, con respecto a los requerimientos y procedimientos del proceso de
evaluación ambiental de una inversión en proyectos de energía eólica.
Residuos de la industria primaria de la madera disponibilidad para uso energético
Este estudio tuvo por finalidad recolectar datos del proceso productivo de la industria del aserrío,
cuantificar el consumo de trozas y la producción de madera aserrada, para finalmente determinar
la cantidad y disponibilidad de residuos aprovechables energéticamente (RAE) que se generan en
el proceso de transformación primaria de la madera. El área de estudio consideró los aserraderos
móviles y permanentes operativos actualmente, y que se ubican entre las Regiones de Coquimbo y
de Magallanes, incluida la Región Metropolitana.
La regulación del segmento de distribución en Chile
Documento elaborado por la Comisión Nacional de Energía, con el objetivo de poner a disposición
de los agentes del mercado eléctrico y del público en general las principales características de los
sistemas eléctricos de distribución, los principios y fundamentos de su marco regulatorio y los
principales procesos de determinación de precios que se aplican a esta industria en Chile.
La regulación del segmento transmisión en Chile
Documento elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) con el objeto de poner a
disposición de los agentes del mercado eléctrico y del público en general, los principales
elementos conceptuales sobre los cuales se basan las definiciones regulatorias que enmarcan el
funcionamiento del sector transmisión en Chile.
Servicios de Evaluación Ambiental
Guías de carácter indicativo y referencial para establecer el nivel de desagregación y detalle de la
información necesaria de presentar al SEIA:
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Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales de Generación de Energía
Eléctrica con Biomasa y Biogás
Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales Geotérmicas de Generación de
Energía Eléctrica.
Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales Eólicas de Generación de Energía
Eléctrica
Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales de Generación de Energía
Hidroeléctrica de Potencia Menor a 20 MW.
Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales de Generación de Energía
Hidroeléctrica de Potencia Menor a 20 MW.
Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de la Fase de Construcción de Proyectos.
Guía de aspectos ambientales relevantes para centrales termoeléctricas.
Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos de transporte de sustancias
peligrosas.
3.2
Análisis de Percepción de los Actores
Para el análisis de la percepción de actores, se cuenta con información de primera fuente
provenida de los talleres, reuniones, entrevistas y otros sistemas de recolección de información,
que permiten dar cuenta de la diversidad que existe en la visión que tienen estos respecto del
problema de decisión. Por ello a continuación se presentará la información diferenciada
territorialmente, pues de acuerdo a los resultados se pudo obtener que el territorio, su geografía y
el recurso que es utilizado en la matriz de cada provincia o comuna, determine su forma de ver la
necesidad de diversificar la matriz.
3.2.1
Problema Energético Regional
De acuerdo a lo percibido por los actores relevantes en la provincia de Magallanes, el principal
problema de la Matriz Energética es su Falta de diversificación, pues actualmente está solamente
basada en el gas y dada la demanda de este recurso tal vez no se justificaría - hasta ahora- la
diversificación. Asociado a lo anterior se encuentra la falta de alternativas y el bajo o nulo
incentivo al desarrollo de Energías Renovables No Convencionales, lo que se dificulta por la
dispersión de los recursos debido a las características del territorio, de la provincia y de la región.
La cultura magallánica, asociada a la ineficiencia en términos energéticos es otro de los problemas
visualizados por los actores, así como el bajo costo de la energía en la provincia y principalmente
en la comuna de Punta Arenas, pues se paga un precio muy bajo de gas, convirtiéndose éste en un
recurso barato pero escaso. Se destaca también la inexistencia de un plan de desarrollo energético
a largo plazo, trayendo consigo la falta de ordenamiento territorial al momento de desarrollar
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INFORME FINAL
nuevas iniciativas energéticas. Finalmente se señala que la legislación existente no es aplicable a
las características de la Región, pues ésta se refiere a un sistema interconectado y éste no se da en
los territorios australes.
En la provincia de Tierra del Fuego se destaca de manera importante la falta de seguridad en el
suministro, por la infraestructura en mal estado dada su antigüedad, así como también la
dependencia de una empresa (ENAP) para la entrega de éste, lo que provoca un monopolio de
combustible. Se observa como problema también la falta de diversificación de la matriz, asociado
a la falta de desarrollo de nuevas tecnologías, a pesar que en la provincia existen algunas
desarrolladas con energía eólica. Se señala también como dificultad u obstaculizador, el tamaño
de la provincia y la cantidad de habitantes, puesto que indican que al ser un territorio demográfica
y territorialmente pequeño en relación al resto de la región y del país, podría existir menor interés
por invertir allí.
Los actores de la provincia Antártica, reconocen como principal problema de la matriz actual, la
falta de conectividad, traducida de manera concreta en aislamiento, factor que desencadena la
dependencia de otros territorios para la satisfacción de necesidades de todo ámbito. Indican en
segundo lugar la dependencia de combustibles fósiles y de la leña, puesto que no existe
diversificación, considerando que sus fuentes energéticas son: gas, leña y diésel; vinculando como
problema a lo anterior la falta de información de la disponibilidad de cada recurso, principalmente
con respecto a la leña; en este punto los actores mencionan que existe un problema de
abastecimiento, puesto que no existe un manejo sustentable del recurso así como tampoco un
plan de monitoreo. Mencionan en tercer lugar el elevado costo de la energía, reconociendo en
este punto que tienen total dependencia del mercado, en cuanto a suficiencia y calidad (gas caro y
poco eficiente y diésel más caro que otros recursos). Otro de los problemas identificados por los
actores, es la contaminación ambiental por el uso de la leña para la calefacción de los hogares.
Finalmente se destaca como último problema la falta de estudios sobre fuentes energéticas
locales que les permita desarrollar independencia energética del continente o de otro territorio.
El principal problema de la Matriz Energética de la provincia de Última Esperanza es la Reserva
del Gas, esto genera incertidumbre en la población dada la falta de diversificación de la matriz.
Por otra parte, otro de los problemas percibidos por los actores es el desconocimiento de nuevas
alternativas energéticas; se evidencia también un desconocimiento de la población relacionado
con el uso eficiente de las energías. De igual manera, se plantea como un problema, los costos de
los futuros energéticos que se pudieran incorporar a la matriz, percibiendo como un
obstaculizador las distancias geográficas y la falta de conectividad, lo que podría provocar un
aumento en el costo de la energía.
Es necesario describir de manera diferenciada, la percepción que también los actores políticos de
la Región (Parlamentarios, ex Intendentes, Consejeros Regionales, entre otros) por su mirada
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
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estratégica, geopolítica y enfocada en el desarrollo integral del territorio; estos indican que el
tema energético debe ser una Política de Estado permanente en el tiempo, por lo tanto se
deberían considerar los mecanismos legales, sociales, ambientales y económicos de desarrollo y
elementos que mejoren la calidad de vida de los habitantes de la región. En cuanto a la matriz,
mencionan que no se puede continuar dependiendo de un solo recurso, pues se debe abrir el
campo hacia las energías renovables, sobre todo para la matriz eléctrica, y allí la mirada debiese
ser geopolítica, como elemento fundamental para visualizar los recursos que se van a invertir en
la Región.
Desde su perspectiva, existe incertidumbre sobre la real disponibilidad de recursos energéticos de
hidrocarburos, y la disponibilidad en tiempo de las reservas de gas natural. Se indica la necesidad
de tener certidumbre sobre las reservas de gas no convencional.
Se manifiesta que una de las mayores limitantes para la diversificación de la matriz, son los niveles
de consumo de energía que se tiene en la región, se cree que se debería seleccionar un energético
que permitiera tener líneas de desarrollo a largo plazo. Mencionan que el gas natural debería ser
aún el recurso central, pues estos actores le otorgan un valor agregado al patrimonio regional,
pero que la mirada de crecimiento debería ser diferente, con recursos como la biomasa, el carbón,
con éste último se podría dar un valor diferente con un desarrollo carboquímico transformándolo
a productos más nobles, y se piensa que este desarrollo debiese ir de la mano con el Ministerio de
Economía. Indican además, que los proyectos deben evaluarse con el valor real de la energía pues
se está subsidiando también al emprendimiento y se debiese hacer más eficiente el sistema, y esto
debe partir por el sector público; manifiestan también que sería importante aprovechar la
experiencia de ENAP como empresa de energía con vasta trayectoria en la Región.
Se observa como un obstaculizador para la entrada de las ERNC, la dificultad (legal, económica,
otras de acuerdo a los intereses de la empresa) que tiene la empresa eléctrica presente en la
región para invertir en nuevas tecnologías. Por otro lado, el precio del gas no hace posible la
entrada de otros energéticos. Ahora bien, para asegurar este recurso es necesario invertir en
forma importante en prospección.
Perciben que dado que las tecnologías cambian cada 3 años, se debe invertir más en investigación
y búsqueda de mejores alternativas para el desarrollo, entonces las empresas deberían ser más
eficientes y ponerse al desarrollo de otras alternativas. Debe existir transformación de los recursos
energéticos para darle un mayor valor agregado, de forma de no continuar siendo uni productor
como ocurre con el gas.
Se manifiesta que la energía es un tema geopolítico, esto no se puede olvidar cuando se piensa en
Magallanes; frente a ello se indica que el Ministerio de Hacienda debiese involucrarse y así existir
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un compromiso político y económico permanente con la región, y modificar y mejorar las leyes
que se tienen. Finalmente perciben como parte del problema la falta de subsidios para los
sectores rurales alejados y que deben emplear GLP o diésel.
Otros actores, cuya percepción es necesaria de describir de manera específica, son los expertos en
recursos y tecnologías. Estos perciben como problema la existencia de una barrera económica,
siendo su principal figura el gas subsidiado respecto de la generación eléctrica. Perciben que para
efectos de diversificar la matriz, lo que se requiere es disponer de una demanda cierta para
sustentar el proyecto, así como también la necesidad de contar con un sistema (subsidio por
ejemplo) que viabilice el costo de los otros recursos y tecnologías respecto del valor domiciliario.
Visualizan además, como una barrera fundamentalmente los sistemas de trasmisión y distribución
de energía eléctrica. Estiman que otro problema es la relación entre el costo de producir gas
versus el precio de venta, tema importante para las empresas de CEOP. Los productores en
general no desean detallar costos de producción y actualmente existen criterios dispares para la
determinación de los precios de éste, lo que debiese ser revisado, buscando transparentar los
valores reales y así existiría cierto incentivo para explorar y explotar dicho recurso. Existe la
sensación en los expertos, que hay una baja disposición del consumidor residencial, comercial e
industrial a pagar por el uso del gas natural. Finalmente estos actores perciben una barrera legal
que incide en el interés de inversionistas extranjeros en invertir en los CEOPs, es la
incompatibilidad de las regulaciones chilenas con el desarrollo de la industria; La industria de Gas y
Petróleo se considera en aspectos regulatorios como industria minera, lo cual dista
considerablemente de la dinámica que ésta tiene, por lo tanto, muchas regulaciones impiden un
desarrollo óptimo y eficiente de la industria petrolera, lo cual la hace menos atractiva para los
inversionistas. La dispersión del recurso energético es una barrera en una región que no se
caracteriza por la Asociatividad de sus propietarios; la distancia que separa un recurso como la
biomasa, de las posibles plantas de calor genera un costo que encarece esta futura inversión.
3.2.2
Principales Preocupaciones
En cuanto a las preocupaciones los actores políticos la demuestran por el tema normativo, y los
plazos establecidos por el ejecutivo para desarrollar la matriz, la política y finalmente los cambios
legales; estos procesos deberían adelantarse dadas las necesidades inmediatas de la región, y
cualquier ingreso de fuentes alternativas de energía - para la matriz eléctrica - requiere tener una
ley de ERNC para sistemas medianos, analizar la intervención de terceros, u otros generadores
además de la empresa eléctrica EDELMAG. Indican que la empresa eléctrica debió haber visto la
incorporación de ciclos combinados u otras tecnologías que le permitan generar electricidad más
eficientemente. En cuanto al porcentaje de renovables a incorporar indican que dependerá de la
voluntad del ejecutivo y que el año 2016 es muy tarde para propuesta de Ley. Manifiestan
preocupación por otros cuerpos legales, por ejemplo, la Ley del NET METERING, pues se tiene
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APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
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INFORME FINAL
incertidumbre si se aplica a la región o llega solamente hasta Puerto Montt, así como también con
el reglamento de Ordenamiento Territorial, para no tener conflicto como ocurre en otras
regiones. Existe una especial preocupación respecto a la “oportunidad” política, económica y legal
que puede resultar de este proceso, a través del ingreso monopólico de otras empresas privadas
que quieran invertir en la exploración y explotación de recursos, lo que implique un aumento
excesivo de los precios a los consumidores. Señalan que antes de ver la incorporación de otros
recursos energéticos, es necesario plantear medidas en torno al uso eficiente del gas natural y de
la energía en general. De igual forma se piensa que se debe continuar trabajando con la
ciudadanía en temas energéticos, ya que existe un uso deficiente de ésta en general en la región.
Por otro lado los expertos tienen ciertas preocupaciones en lo referido a la dificultad que tienen
los otros recursos energéticos (no gas) de poder ingresar al sistema eléctrico regional. Además que
las principales fuentes de producción están lejos de los principales centros de consumo, lo que
generaría otro obstaculizador al momento de diversificar la matriz energética. Existe cierta
inquietud en lo relativo a la falta de información y conocimiento que tiene la población
magallánica de la explotación y uso de algunos recursos y tecnologías, desarrollándose así una
visión negativa o rechazo desinformado respecto de estos; por ello se tiene la impresión que en
este punto los medios de comunicación masiva tienen un rol fundamental al momento de
informar adecuada y efectivamente a la comunidad.
La falta de capacidades técnicas instaladas en la región, es otra de las preocupaciones, pues se
considera que dado que no ha existido un desarrollo de ERNC, no existiría la mano de obra
calificada para el funcionamiento y mantención de instalaciones que utilicen estos recursos.
Finalmente los actores expresan especial inquietud por las contingencias en el corto plazo que
deben solucionarse, un ejemplo claro de ello, es la incertidumbre del suministro de gas natural
durante la estación de invierno para el 2015, que pudiera vulnerar la seguridad en el suministro y
de ese modo ver afectadas a la población de tres capitales provinciales, por lo tanto queda expresa
la necesidad urgente de contar con planes de contingencia.
3.2.3
Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad
Los valores en juego desde el punto de vista ambiental y de sustentabilidad, que se debiesen
considerar en la matriz se refieren a cumplir con normativas internacionales, donde exista una
recuperación de las áreas a intervenir; en ese sentido se consideró conveniente hablar de
Asociatividad en lugar de acciones compensatorias. Debiese también existir una diversificación
regulada por esta normativa, centrándose en un aprovechamiento racional de los recursos y
donde exista eficiencia energética para la producción, apuntando a que ésta sea limpia. Se
consideró a la vez la elaboración constante de estudios ambientales para el monitoreo de los
efectos que pudiese provocar la explotación y/o producción de los recursos, también se debiese
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UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
contar con una proyección de abastecimiento de energía dependiendo de cada recurso. Se
destacó que el carbón no debiese explotarse a rajo abierto por los efectos contaminantes que éste
tiene.
Como aspecto importante se menciona la inclusión comunitaria para la validación de la matriz
energética y la política, considerando los factores ambientales y también para observar el
comportamiento del poblamiento y así fortalecer el ordenamiento territorial.
Para determinados territorios o provincias, se considera que el desarrollo de proyectos de ERNC
sean incorporados incluso en los Planes de Desarrollo Comunal para asegurar de alguna manera la
sustentabilidad económica y social. Se menciona además que la Educación es un aspecto
fundamental para una nueva matriz, ya que ésta en la actualidad se caracteriza por estar alejada
de la eficiencia energética y el cuidado del medio ambiente, por lo tanto sería conveniente
incorporar acciones que apunten al cambio en ese sentido. Se debiese considerar también al
sector público, especialmente se indica transformar los edificios públicos en sustentables, así
como también el sector turístico para no modificar el ambiente natural que se promueve como
característico de la Región.
Los actores proponen la elaboración y ejecución de un programa de educación ambiental,
implementada en la población joven con formación de líderes ambientales que generen
capacidades instaladas así como acciones concretas al respecto. Se menciona que debiese existir
monitoreo a largo plazo de otras variables ambientales como la calidad del aire, del agua y
manejo del bosque nativo.
Para el caso específico de la provincia Antártica, se destacó que se requiere impactar
mínimamente al medio ambiente y el patrimonio cultural local por las características especiales
(Reserva de la Biósfera y patrimonio material e inmaterial de pueblo originario Yámana) que este
territorio posee; al ser Puerto Williams una comuna declarada Reserva de la Biósfera, los actores
indican que su economía podría depender del crecimiento del turismo de intereses especiales, por
lo que debiese preservarse y tener especial cuidado el medio ambiente. Consideran que se
debiese elaborar matriz sustentada en recursos disponibles en Isla Navarino con dependencias
externas minimizadas, con una utilización de recursos renovables con responsabilidad y
planificación estratégica, además de la debida regulación y control, por la gran dificultad de
conectividad (aislamiento) que estos tienen.
Se denota una notable preocupación por el respeto al medio ambiente y por el entorno natural de
cada comuna , esto guarda relación con el hecho de que la región tiene una figura por excelencia
turística, dotada de grandes bellezas naturales que a la postre son consideradas uno de los
principales capitales; de ahí que el foco de discusión esté centrado en estrategias alternativas a la
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
hora de considerar una matriz energética para Magallanes, poniendo en valor los recursos
renovables, los de menor impacto ambiental, donde las empresas de la provincia trabajen
poniendo atención al ciclo de vida de sus elementos generadores de energía.
En este punto se hace necesario realizar una separación del análisis por recurso, dado que existen
ciertas especificidades en relación a los valores ambientales y de sustentabilidad que deben ser
reflejados en esta evaluación. Para el caso de los Hidrocarburos, se menciona que al desarrollarse
una intervención del campo, es posible entonces que se afecten las napas de aguas subterráneas,
así como otras actividades económicas que se den en los territorios ocupados en los proyectos,
como la ganadería y el turismo. Indican que los tiempos para las tramitaciones ambientales son
significativos, atrasando la explotación de los recursos de manera significativa y desincentivando
de esa forma, la inversión en esta área. A su vez, las especies protegidas limitan la posibilidad de
perforar pozos, y la existencia de bosques complica la exploración. Con respecto a los lugares de
disposición final de residuos sólidos y líquidos, se percibe escasez de vertederos autorizados y
plantas de tratamiento de aguas servidas, provocando que en ocasiones se deba recorrer grandes
extensiones de territorio para ello. Se manifiesta además que existe impacto por perforación o
transporte de productos (oil especialmente) en explotación costa afuera, así como también
cuando se abandonan las instalaciones (tierra y costa afuera). Visualizan oposición social frente a
procesos de Fractura, por la apreciación negativa que tienen los efectos de fracturación de pozos
basados en experiencias extranjeras; en este caso pudiese haber impacto acuífero por la
utilización de recursos hídricos, así como también por fallas o accidentes. Es necesario poner
atención en la instalación de gaseoductos y oleoductos, pues requieren cumplimiento de
normativas y considerar las necesidades de los beneficiarios.
Los actores perciben respecto al carbón que su explotación provoca contaminación por material
en suspensión si no se decantan las aguas que salen de la mina, por lo que habría que cuidar el
derrame del recurso; asimismo existe intervención de cauces (chorrillo y cauces efímeros),
impactando de manera negativa el medioambiente. Ante la intervención de praderas y
modificación morfológica para la explotación del recurso, se altera la flora y fauna, así como
también por ruido de tronadura y vibraciones, se afectaría a la población cercana por lo que habría
afectación directa.
Aquí es necesario destacar que las organizaciones ambientales – entre ellas Alerta Isla Riesco y
Frente Ecológico Austral – perciben a partir de información recogida del “Informe Geológico Isla
Riesco”
(K. Pinto Loguercio – Msc. Ciencias del Tierra, Consultora en Hidrogeoquímica,
Geoquímica, Isotopía y Geología Ambiental, Patricio Montecinos, Geólogo de la FCFM, Doctor en
Geología Universidad de Chile), y del informe “Análisis Costo Beneficio del Proyecto Carbonífero
Minera Isla Riesco” (J. Vera Giusti, Economista Universidad de Chile), que existe contaminación del
Aire, específicamente a través de polvo de carboncillo dado el desagarro, extracción y traslado
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UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
hacia el puerto, acopio y chancado del mismo; por generación de CO2, SO2, NO2, por el uso de gran
cantidad de máquinas para el desgarro, la extracción y traslado del carbón funcionando las 24
horas; por generación de CO2, SO2, NO2, de grandes plantas diésel generadoras de electricidad
para las explotaciones mineras y por el funcionamiento de vehículos de transporte de personal y
abastecimiento vía camino de todo lo necesario para la explotación minera; existen también
polvos en suspensión, dado por la acumulación de material en botaderos, y el movimiento
constante vehicular de carga, a través de las rutas de ripio de acceso que conectan el lugar de
explotación, con los centros de transporte y embarque. Con respecto a la contaminación del agua,
esta organización ha observado que se impacta el medioambiente con el polvo de carboncillo que
se genera, dado el desgarro, extracción y chancado del carbón y su dispersión en ríos y lagunas
cercanas; dado la calidad del carbón, el poder de neutralización de rocas carbonatadas, el sistema
rajo abierto y existencia de botaderos y carbones rechazados, existe el gran potencial de
generación de ácidos dado el contacto carbón- aire y lluvia; existe también afectación y
contaminación del Seno Otway, dado que todos los afluentes de las dos minas a cielo abierto
existentes en la región, desembocan en él. Reconocen también contaminación del Suelo dada la
calidad del carbón; existe carboncillo en el suelo del lugar, dado el desagarro, extracción y traslado
hacia el puerto, acopio y chancado del mismo (alta presencia de metales pesados y acidificación
del suelo en donde se deposita) y, por el combustible, aceites, aguas ocupadas para el lavado etc.
de todas las máquinas que se utilizan para la extracción y transporte del carbón. Contaminación
Acústica, dado el funcionamiento de gran cantidad de máquinas para el desgarro y explotación del
carbón y motores diésel de generación de electricidad funcionando las 24 horas y por el
movimiento de vehículos de transporte y abastecimiento vía caminos de ripio, de todo lo
necesario para la explotación del carbón.
Estos actores perciben otros impactos, como el corte de grandes extensiones de bosques nativos
protegidos (Ñire, Lenga y Coihue) y alteraciones de humedales, turberas y pampa magallánica para
la instalación de rajos mineros, botaderos, instalaciones mineras y caminos para el transporte del
material a los centros de acopio y embarque del carbón; destrucción y/o modificación de hábitat
de fauna silvestre regional, con distintas categorías de conservación según normativa nacional;
alteración y rediseño de cuencas hídricas para la instalación de rajos mineros, instalaciones
mineras y caminos para el transporte del material; posible impacto en las actividades productivas
(ganadería y turismo) dado el uso de suelo por instalación de mega minería a cielo abierto.
Afectación de la marca de origen “Patagonia” tierra poco intervenida de singular atractivo
turístico, alteración del paisaje dado la construcción y operación de minas a cielo abierto y
elementos asociados a la misma, y afectación de los sellos de calidad de productos asociados a la
exportación como lanas y carne ovina magallánica; alteración en la calidad de vida de los
habitantes; riesgos asociados al transporte de carbón por buques de alto tonelaje.
Una mención especial, desde la visión de las organizaciones ambientales, merece la posibilidad del
uso de tronaduras-explosivos para el desgarro y trituración del carbón: uno de los impactos más
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
estudiados del uso de tronaduras, tiene relación con la generación de vibración y los polvos en
suspensión que estas producen; sin embargo, este tema no está normado en Chile, ya que este
sistema se usa en la minería del norte de nuestro país, normalmente alejada de comunidades
vecinas, por lo que los estándares usados quedan en absoluta determinación y responsabilidad de
las empresas que usan este método de explotación.
Para las Energías Renovables No Convencionales, se indica que es posible la afectación de flora y
fauna y recursos o bienes naturales (por ejemplo: reducción de caudales en tramos de río) por la
intervención ambiental necesaria al momento de instalar proyectos que utilicen estos recursos, se
indica allí que iniciativas de este tipo requieren de grandes extensiones de terreno; podría existir
contaminación por la construcción de infraestructura vial; es posible también afectar zonas de
preservación si se instalan proyectos en extensiones de terrenos que se encuentren en zonas
protegidas, frente a ello se cree que existe gran cantidad de áreas protegidas que condicionan las
actividades productivas asociadas a energías. Existirían aspectos de impacto visual con la
instalación de parque eólico, además de contaminación acústica (ruido) que afectaría el avifauna.
En la región faltan datos de potenciales que permitan evaluar las economías de las diversas
opciones tecnológicas, asimismo falta información técnica, para ello se requieren pruebas de
nuevas tecnologías en pequeña escala para validar datos (impacto). Se percibe que las condiciones
climáticas son adversas para la instalación y mantenimiento de las nuevas tecnologías. A pequeña
escala, se prevé la disminución de uso de combustibles fósiles. La incorporación de recursos
renovables, acarrea reforzamientos y valorización de los atractivos naturales de la región que es
considerada a nivel nacional e internacional como una de sus principales fortalezas y, mejoría en la
calidad de vida especialmente de sectores alejados de los centros de desarrollo que no tenían
oportunidades de equidad en materias energéticas. Se visualiza como ventaja la disminución de
combustibles fósiles y el uso de esta energía para la construcción y procesos tecnológicos.
En lo específico a la energía eólica, los lugares factibles de ser utilizados para el desarrollo de ésta
se encuentran acotados, lo que implica la necesidad de un adecuado manejo de las condiciones
territoriales para su aprovechamiento. Es cuestionada por ruido y muerte de aves y se desconoce
si existe un seguimiento al respecto en Cabo Negro. Se considera la necesidad de un respaldo por
ser una energía que es de carácter intermitente, donde lo más probable es que el respaldo a
utilizar sea recurso fósil. Este recurso ha sido bien recibido por la comunidad, lo que ayuda a su
implementación, pero es importante que su desarrollo cuide este aspecto de validación social para
mantener la viabilidad futura. Dentro de los impactos, se considera como significativo el visual y
acústico, por la instalación de aerogeneradores, además de la afectación del turismo y la
ganadería, además del posible efecto paisajístico negativo, sólo si no se logran un diseño
apropiado de los parques.
En el caso de la energía Mareomotriz, destacan que la geografía de la región favorece la
producción de esta energía, pero el potencial impacto en mamíferos marinos debe ser estudiada y
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
validada con equipos reales en el agua. Es posible la contaminación de aguas y se reconoce que es
un recurso muy alejado de centros de consumo, lo que podría afectar en el aumento del costo.
En cuanto a energía hidráulica, es posible que exista transformación de las cuencas,
contaminación visual y, utilización de los cursos de agua que tienen otros fines. Además impacta
no sólo por obras de la central, sino que también en el tendido eléctrico, tareas de alta tensión,
visualmente, en terrenos inundables y con el uso de las aguas; finalmente se destaca la incidencia
en fauna íctica.
Para la energía Fotovoltaica, los actores identifican que las características climáticas de la región
(Frío y viento) mejoran la producción; sin embargo, en invierno se tiene menos disponibilidad de
luz solar.
Finalmente frente al recurso Biomasa, se considera que se obtiene mayor eficiencia en la
utilización del recurso, lo que se traduce en mayor superficie para explotar; éste genera energía
que es neutra en carbono y reduce los gases de efecto invernadero por sustitución de
combustibles fósiles. Tiene como ventaja que sus desechos pueden ser utilizados para fines
agrícolas, además puede existir abastecimiento continuo. Se percibe como una tecnología
ambientalmente positiva para Magallanes, salvo el residuo de la combustión, pero se podría
utilizar en caminos de ripio. Los expertos consideran que si no se cuenta con planes de manejo
adecuado de los bosques, esta energía perdería el carácter de renovable; indican que se requiere
demanda técnica e industrial o una red apta para casas (residencial). Se debe poner especial
atención si la gasificación o pirolisis se realiza en bosques, ya que pudiese provocar incendios
forestales. Indican que la cogeneración es una alternativa viable siempre y cuando la fuente de
energía se ubique cercana a los centros de consumo. Finalmente dentro de la afectación
ambiental, se visualiza la contaminación de gases al no utilizar en forma correcta la biomasa, o no
tener los sistemas de abastecimiento correcto.
3.2.4
Visualización de Conflictos
Entre los posibles conflictos ambientales que se logran vislumbrar ante la modificación de la
Matriz Energética, aparecen como los más destacados los sociales, es decir, aquéllos que se
generan con las comunidades donde son instalados los proyectos energéticos, por la utilización del
territorio o por contaminación (visual, acústica, ambiental). En segundo lugar aparecen los
conflictos territoriales ya que al no existir un ordenamiento territorial al respecto, no se logra
resguardar determinadas áreas que son importantes de ser preservadas desde el punto
patrimonial y medio ambiental; en ese mismo sentido se considera a la vez que un sector
específico con el que probablemente se tendrían dificultades es con las empresas turísticas y con
otras actividades productivas, por ejemplo la acuicultura; frente a ello si visualiza un posible
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INFORME FINAL
“sacrificio” de los sectores rurales por sobre los urbanos impactando esto también a nivel
sociocultural del territorio antes mencionado.
Se destaca también la existencia de un choque cultural, por un posible rechazo de la ciudadanía a
las alternativas debido a la falta de información relativa a las ERNC y por falta de educación
ambiental.
En la provincia de Tierra del Fuego, existe especial inquietud por el conflicto que pudiese surgir
con el sector turístico y ganadero, por la instalación de aerogeneradores y/o por la intervención
del hábitat natural existente en la provincia. Además al integrarse nuevas tecnologías en el sector
residencial, podría existir un choque cultural, dado que eso implica modificar costumbres
profundamente arraigadas en la ciudadanía con respecto al uso y consumo de energía y a los
artefactos utilizados.
De acuerdo a las particularidades especiales del territorio y la cultura de la población, los actores
de la provincia Antártica reconocen la posibilidad de conflictos socioculturales si se elimina el uso
de la leña de manera abrupta y si no se realiza una inducción previa a ello; también por los costos
elevados que este cambio pudiese tener; también se percibe la existencia de dificultades por el
impacto en la naturaleza y el entorno, pues afectaría la visión de comuna considerada Reserva de
la Biósfera, al instalarse infraestructura para la producción de Energías Renovables en lugares de
alto valor turístico, científico y/o patrimonial. A su vez se podría generar conflicto con el mundo
científico en caso de intervención del entorno que afecte estudios desarrollados en Isla Navarino,
que es visto por la comunidad científica internacional y nacional como laboratorio natural.
De acuerdo a la opinión general de los actores, pudiese haber también un conflicto por la
planificación deficiente de los proyectos, la deforestación y erosión de los suelos, y también por la
contaminación por falta de tratamiento de aguas y falta de tratamiento de residuos sólidos. Se
plantea una preocupación sobre el ordenamiento territorial, para ello plantean que se prevea con
antelación las áreas territoriales de interés para uso energético, evitando con ello futuros
conflictos.
Se manifiesta que para algunos grupos puede aparecer como una amenaza el ingreso de una
nueva fuente energética; sin embargo, es posible compatibilizar las diversas fuentes potenciando
las actividades actuales y futuras. Se identifica como principal problema y cuestionamiento a las
ERNC, el almacenamiento de la energía para redes grandes, esto dificulta severamente su uso con
la tecnología actual ya que las limita a un rol complementario de otras tecnologías de generación.
(Hidráulicas/ térmica/ nuclear).
El manejo comunicacional, tanto para la entrega de información de las decisiones tomadas por las
autoridades competentes con respecto a la Matriz Energética como también para los futuros
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INFORME FINAL
proyectos o iniciativas que integren otros recursos, pudiera provocar dificultades, puesto que un
mal manejo comunicacional podría generar serios conflictos con la ciudadanía y con
organizaciones sociales y ambientales.
Se prevé conflicto social en diferentes aspectos, uno de ellos es por el cambio de sistemas
intradomiciliarios, puesto que los usuarios deberán invertir recursos significativos no considerados
hasta ahora, y también desde el ámbito cultural ya que se requeriría una modificación a ciertas
costumbres arraigadas en la región, así como también el uso de determinados artefactos. A su vez,
se menciona que pudiese surgir desconfianza social y ambiental con el sector privado por falta de
experiencias previas o malas prácticas desarrolladas previamente en la región, acarreando a su vez
conflictos e impactos ambientales. Finalmente se observa que existe una percepción negativa de la
ciudadanía respecto a algunos recursos (fósiles y también renovables), lo que generaría
dificultades al momento de incorporarlas a la matriz.
3.3
Análisis de Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad
La Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, se obtendrá de las alternativas de
energéticos que cumplan mejor con los 5 objetivos del desarrollo sustentable, considerando los
aspectos ambientales, los relacionados con las actividades económicas, los referentes al medio
social, los relacionadas al desarrollo tecnológico y por último los de disponibilidad de recursos, con
los siguientes objetivos:
1.
2.
3.
4.
5.
Medio Ambiente
Social
Economía
Tecnologías
Potencial
:
:
:
:
:
Minimizar los impactos ambientales negativos.
Maximizar el bienestar social.
Maximizar el desarrollo económico.
Maximizar la utilización de tecnologías disponibles.
Maximizar el uso de recursos energéticos disponibles en la Región.
Para la identificación de los criterios de cada uno de los cinco objetivos, se seleccionaron los temas
comentados en los Talleres Provinciales, de Expertos, Entrevistas con Autoridades y exAutoridades
de la región. Además se consideraron otros estudios aplicados al desarrollo de matrices
energéticas, como la “Evaluación Ambiental Estratégica de la Matriz Eléctrica de Chile al 2030”
desarrollado por el Centro de Economía Sustentable y Cambio Climático de la Universidad de
Chile, también el caso de estudio denominado “Evaluación Ambiental Estratégica de la Política
Energética de Canadá” desarrollado como un ejercicio académico con el propósito de demostrar la
utilidad de un marco metodológicos estructurado de análisis multicriterio para la aplicación de la
EAE.
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INFORME FINAL
Los aspectos se agruparon en cinco clases: las que son de tipo ambiental, las relacionadas con las
actividades económicas, las referentes al medio social, las relacionadas al desarrollo tecnológico y
por último las de disponibilidad de recursos, como se detallan en las siguientes tablas.
Clase
Medio
Ambiente
Tabla 3.1 - Criterios de evaluación de aspecto ambientales.
Objetivo
Criterio de Evaluación/ Objetivo
Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las
emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10;
MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de
efecto invernadero.
Suelo: Minimizar el uso de suelo residencial, comercial, agrícola y
ganadero.
Paisaje: Minimizar la intervención del paisaje.
Territorio: Minimizar los impactos espaciales definidos por el
número de asentamientos atravesados por infraestructuras, según
Minimizar los
número de habitantes y tipo de infraestructura.
impactos
Patrimonio cultural: Minimizar la alteración de sitios de valor
ambientales
patrimonial, cultural y/o arqueológico.
negativos
Medio Acuático: Minimizar las descargas de efluentes a aguas
marinas, superficiales y subterráneas.
Medio biótico: Minimizar la destrucción de hábitat silvestre para
la flora, la vegetación y la fauna.
Hidrología e hidrogeología: Minimizar la intervención de cauces
superficiales, la extracción y calidad de aguas subterráneas.
Ruido: Minimizar la generación de ruidos molestos.
Recursos: Maximizar la utilización de recursos renovables dentro
de sus capacidades de regeneración.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Clase
Social
Tabla 3.2 - Criterios de evaluación referente al medio social.
Objetivo
Criterio de Evaluación/ Objetivo
Maximizar el
Empleo: Maximizar el número de empleos.
bienestar social Seguridad: Minimizar el riesgos de accidentes en la población.
Salud: Minimizar los efectos negativos sobre la salud pública.
Comunidades: Minimizar la alteración de los sistemas de vida y
costumbres de grupos humanos.
Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la
energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una
buena calidad de servicio.
Aceptabilidad: Minimizar los conflictos sociales derivados del uso
de recursos como alternativas para la diversificación de la matriz
energética regional.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
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Clase
Economía
Tabla 3.3 - Criterios de evaluación de actividades económicas.
Objetivo
Criterio de Evaluación/ Objetivo
Eficiencia Económica: Minimizar el costo de la energía al
consumidor.
Competencia: Favorecer la competencia, diversificando la
generación de energía y reduciendo la concentración en el
mercado energético.
Eficiencia Dinámica: Favorecer la eficiencia dinámica (innovación,
emprendimiento, cambio tecnológico).
Maximizar el
Inversión: Favorecer la inversión.
desarrollo
Desarrollo regional: Favorece el desarrollo regional.
económico
Independencia: Maximizar la generación de energía propia de la
región.
Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso
de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad
para el desarrollo económico.
Eficiencia Energética: Maximizar los aportes a la eficiencia
energética con el objetivo del ahorro de energía.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Tabla 3.4 - Criterios de evaluación relacionados al desarrollo tecnológico.
Clase
Objetivo
Criterio de Evaluación/ Objetivo
Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías
robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el
desarrollo de un proyecto de generación de energía.
Desarrollo Nacional e Internacional: Favorecer la utilización de
Maximizar la tecnologías probadas y con desarrollos exitosos a nivel nacional e
Tecnologías utilización de internacional.
tecnologías Competencias técnicas: Favorecer tecnologías con las cuales se
disponibles tenga las competencias técnicas para asegurar su funcionamiento y
mantención.
Mantención: Favorecer tecnologías que no requieran inversiones
significativas para su mantenimiento, asegurando su utilización a
largo plazo.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
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Tabla 3.5 - Criterios de evaluación de disponibilidad de recursos energéticos.
Clase
Potencial
Objetivo
Maximizar el
uso de
recursos
energéticos
disponibles en
la región
Criterio de Evaluación/ Objetivo
Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región:
Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región.
Transporte: Minimizar el transporte del recurso al centro de
transformación.
Transferencia: Minimizar el transporte de energético al
consumidor final.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
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INFORME FINAL
4. ANÁLISIS ESTRATÉGICO
Esta etapa se inicia con la definición de los Factores Críticos de Decisión (FCD), seleccionando
idealmente tres (3) o máximo ocho (8) criterios relevantes para analizar el problema de decisión y
su contexto, definidos en la información provista en el informe de la etapa de Diagnóstico
estratégico, según lo indicado por el documento de referencia empleado en el desarrollo de
aplicación de criterios de la EAE, denominado “Análisis de la Experiencia Internacional de la
Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”. (CED, 2014)
Los aspectos se agruparon en cinco clases: las que son de tipo ambiental, las relacionadas con las
actividades económicas, las referentes al medio social, las relacionadas al desarrollo tecnológico y
por último las de disponibilidad de recursos.
De acuerdo a los Términos de Referencia de este Estudio, es de responsabilidad del Comité
Consultivo Regional, elaborar síntesis de observaciones de los informes, de los temas abordados y
de los acuerdos alcanzados; es por ello que se solicitó a este Comité seleccione los Factores
Críticos de Decisión en base a la representación que cada uno de los integrantes tiene en relación
a su organización, institución o ámbito de acción. El Equipo de trabajo de la Universidad de
Magallanes, según lo solicitado en la tercera reunión ha acotado los criterios de evaluación
presentados para facilitar la decisión del Comité.
Es importante recordar para la selección de estos criterios, que el problema de decisión que se
está abordando con esta Evaluación Ambiental Estratégica es: La “Propuesta de Elaboración de
Matriz Energética para Magallanes al 2050”, tiene como objetivo generar bases a través de un
documento que defina escenarios posibles de la Matriz Energética Regional, y que será insumo
para la discusión de la Política Energética Regional a desarrollar durante el año 2015, facilitando
dicho proceso, en base a todos los antecedentes disponibles que se propondrán, tales como: las
alternativas energéticas, las inversiones que ellas conllevan, los riesgos de suministro que pueden
enfrentar, los efectos sobre el medio ambiente y las implicancias económicas para los
consumidores, entre otros“, considerando además que de acuerdo a la evaluación técnica, los
recursos energéticos posibles de integrar a la matriz serían Fósiles: gas natural correspondiente a
la exploración y explotación de yacimientos No Convencionales, gas natural licuado (GNL),
Propano-Aire, propano (gas licuado de petróleo - GLP), gas natural de síntesis (GNS) obtenido de la
gasificación de carbón y, diésel. Energías Renovables: hídrica, eólica, biomasa, solar fotovoltaica y
solar térmica, geotermia, marina, residuos (obtención de energía, de los diversos residuos
presentes en la región, tanto como Biogás, Combustible u otros usos) e hidrógeno.
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INFORME FINAL
4.1
Factores Críticos de Decisión (FCD)
En reunión extraordinaria el día 4 de febrero, los integrantes del Comité Consultivo señores Mario
Mertens, Jorge Vera, Juan Barticevic, Mario Maturana y Ricardo Muza, junto con el aporte del
señor Alejandro Núñez, seleccionaron los factores críticos de decisión para la aplicación de los
criterios de Evaluación Ambiental Estratégica. Los FCD seleccionados, fueron validados en la
reunión de presentación del Informe Final Preliminar del día 02 de Marzo del 2015, en la cual se
expusieron a los integrantes del Comité que asistieron a la reunión, no presentando ninguna
objeción. Además el Equipo de Trabajo de este Estudio, solicitó que quedaran en Acta y se
enviaran a todos los integrantes del Comité.
A continuación se presentan los FCD y las algunas observaciones que presentó el Comité.
Clase Medio Ambiente:
(1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes
atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de
gases de efecto invernadero.
(2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas marinas,
superficiales y subterráneas.
Clase Social:
(3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica)
de los distintos sectores con una buena calidad de servicio.
Clase Economía:
(4) Desarrollo Regional: Favorecer el desarrollo Regional.
(5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que
aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico.
Clase Tecnologías:
(6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas,
disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía.
Clase Potencial:
(7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos
presentes y disponibles en la región.
Los FCD seleccionados por el Comité Consultivo, se analizarán en el siguiente subcapítulo, según
los criterios identificados para evaluar el impacto potencial y de esta manera, probar la
conveniencia de las distintas alternativas de recursos energéticos que podrían integrar la
propuesta de matriz energética para Magallanes al 2050.
66
UMAG
APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
4.2
Identificación de Recursos Energéticos Viables
La identificación de energéticos posibles de incorporar a la Matriz Energética Regional, resulta del
análisis desarrollado en el Informe Técnico de Avance N°2 y las respuestas a sus observaciones.
Residuos (***)
Marina
Geotermia
Solar – Térmica (**)
Solar – Fotovoltaica
Biomasa
Eólica
Hídrica
Diésel
Carbón (GNS)
GLP
Propano/Aire
GNL
Gas Natural (*)
Tabla 4.1 Recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética Regional.
RECURSOS FÓSILES
ENERGÍAS RENOVABLES
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
(*) Corresponde a la exploración y explotación de yacimientos No Convencionales.
(**) Se deja como opción en la aplicación de criterios de EAE, sin embargo, se debe a futuro
considerar un estudio específico para analizar prefactibilidad, dadas las condiciones climáticas de
la Región.
(***) El recurso Residuos se refiere a la posibilidad de obtención de energía, de los diversos
residuos presentes en la región, tanto Biogás, Combustible u otros usos.
4.3
Análisis de Riesgos y Oportunidades
A continuación se presenta una matriz que permite identificar los riesgos y oportunidades de cada
opción, información que fue obtenida y validada en el taller de Factores Críticos de Decisión y en
los Talleres de Expertos, favoreciendo de esta forma la visibilización de los puntos críticos
(positivos y negativos) para la futura toma de decisiones.
67
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Tabla 4.2 Matriz de riesgos y oportunidades de los energéticos disponibles.
ALTERNATIVA
RIESGO
OPORTUNIDAD
IDENTIFICADA
Hidrocarburos
Para que existan posibilidades de invertir en
explotación de Gas Natural, será necesario
generar las certificaciones que validen las
reservas probadas de Gas Natural en la
Región. En las condiciones actuales, la matriz
energética no puede sustentarse de reservas
que no sean probadas.
Se requiere a lo menos un año de
exploración, o de investigación, para ver
qué pasa con las reservas (de gas
natural) posibles. Los recursos se
transforman en reservas, cuando es
factible su explotación técnica y
económica.
La información de los recursos de Gas Natural
no es completamente pública, sólo se dispone
de información de recursos de yacimientos
convencionales.
Hay que partir el día de hoy con un
proyecto que permita solucionar el
problema de disponibilidad de gas
natural.
Con respecto al gas no convencional, se
debiese evaluar el tamaño del recurso no
convencional, si bien hay estimaciones
optimistas, aún no están confirmadas con
descubrimientos reales, excepto en pequeña
escala. Sumado a ello, las tecnologías para
explotar Gas No Convencional están muy
incipientes, por ese motivo es difícil asegurar
que existirá la opción de incorporar ese
recurso a la red de distribución de Gas
Natural. Actualmente existe un plan de
perforaciones de ENAP que considera un
número de pozos que, en producción, cubran
la demanda actual de la región.
El TIGHT Gas tiene una ventaja con
respecto al resto de las tecnologías de
explotación
de
reservas
no
convencionales, esta tecnología está
siendo ampliamente explorada por
ENAP, lo cual ha dado señales de
optimismo al respecto.
Para llegar a manejar la tecnología de
fracturamiento hidráulico de las rocas, en gran
escala y con métodos de perforación
direccional y horizontal, estamos aún a gran
distancia temporal, posiblemente más de 10
años, además en Magallanes no contamos con
equipos ni logística adecuada para esta
exploración no convencional.
Existe escepticismo en las Empresas que
poseen Contratos Especiales de Operación
(CEOP), presentes en la región, sobre la
aplicación de producción no convencional.
En cuanto al Propano Aire, se cree que tendría
una tendencia a licuarse en las cañerías por las
condiciones climáticas de la región, ya que a la
presión que debe despacharse para llegar a
consumidor, podría condensar, pero pasa por
una solución técnica que se debe definir.
• Estudiar la prefactibilidad técnica y
económica de instalar una planta de
Propano Aire, complementaria al actual
abastecimiento energético. Como una
solución en una eventual crisis de
abastecimiento de gas a la población.
• Se debe contar a la brevedad con planes de
El Propano Aire, se considera una
68
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APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA
ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
ALTERNATIVA
IDENTIFICADA
RIESGO
contingencia para prevenir cualquier carestía
de gas en la población, por falta de éxito en las
exploraciones de reservas no convencionales.
En general se plantea que la instalación de
Gas Natural Licuado (GNL) sería de a lo menos
para 5 años más, y que el principal problema
podría ser la vulnerabilidad regional de
dependencia, aunque es mucho más viable
que el Propano Aire.
El alcance del transporte en camión para GNL
es de 700 Km, y 2 días en tanques, ya que el
sistema de refrigeración (a -160°C) permite
autonomía de máximo 48 horas.
Disposición de residuos de gasificación que
debiesen ser contenidos.
Emisiones de CO2.
Necesidad de acuerdos a largo plazo para fijar
los precios del carbón.
Para algunos grupos económicos puede
aparecer como una amenaza el ingreso de una
nueva fuente energética.
Gasificación de
Carbón
Oposición de los grupos ambientalistas,
generando interés mediático, presentándose
información alarmista, provocando rechazo de
la población. Además comparándolo con
proyectos mal manejados, como lo ocurrido
con Ventanas o Tocopilla, evidenciando las
graves consecuencias ambientales.
Se observa como amenaza la falta de subsidios
para el desarrollo de otros recursos
energéticos. Continuando con una política
enfocada en la exploración del gas natural,
invirtiendo grandes sumas de dinero en un
recurso cada vez más escaso, caro e incierto.
Energía Eólica
Es cuestionada por ruido y muerte de aves. Se
desconoce si existe un seguimiento al respecto
en Cabo Negro.
OPORTUNIDAD
alternativa, pero se deben realizar los
estudios técnicos correspondientes; el
Propano regional representa un 2% del
gas natural rico y podría abastecer un
15% de la población regional, el resto
debe traerse de fuera de la región. Se
tiene
la
infraestructura
para
implementar esta tecnología, tanto de
almacenamiento como de transporte
marítimo. El recurso es utilizable en la
red de gas y se ve como una solución a
la interface entre gas natural y otra
fuente lograble a mediano plazo
Generación de empleo de calidad con
mano de obra local, mejorando la
empleabilidad
regional.
Además,
fortaleciendo a los trabajadores en sus
Competencias Laborales, permitiéndoles
especializarse en Minería.
Generación de capital de conocimiento
avanzado a partir de experiencia
acumulada en la región.
Oportunidades para el desarrollo de
PYMES, en distintos ámbitos, como
prestadores de servicios generales,
como especializadas como por ejemplo
en reforestación de bosque nativo.
Carbón presenta certeza de suministro y
precios a futuro. Al no estar expuesto a
las variabilidades de precios, se puede
tener una matriz con costos estables
(gas y/o electricidad), sin exponerse a
variables externas como le sucede al
GNL.
Independencia energética con uso de
recurso local, con capacidad a largo
plazo. Además existe disponibilidad del
recurso a nivel nacional.
Aportar en la actividad de explotación
de carbón, diversificando los productos
en base al carbón.
Hasta ahora ha sido bien recibida por la
comunidad, lo que ayudaría a su
implementación, pero es importante
que su desarrollo cuide este aspecto
69
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
ALTERNATIVA
IDENTIFICADA
RIESGO
Necesidad de un respaldo por ser una energía
de carácter intermitente, con altas
probabilidades de que el respaldo a utilizar,
sea un recurso energético fósil.
OPORTUNIDAD
para mantener la viabilidad futura.
(validación social).
Energía Renovable,
combustibles fósiles.
sustitución
de
Impacto visual negativo, lo que podría afectar
las actividades de turismo y ganadería.
Si no se cuenta con planes de manejo
adecuado de los bosques, esta energía
perdería el carácter de renovable porque
también es vulnerable.
Existe duda de lo que se utilizará como
combustible.
Tecnología no conocida en la región.
En ausencia de una buena legislación (la actual
no es percibida como buena por los expertos)
y control, podría generar una presión mayor
en los bosques cercanos a los centros
poblados,
produciéndose
una
sobre
explotación.
Falta educar a la población en general sobre el
uso que se le da al bosque y sus
potencialidades.
Biomasa
Oposición de los grupos ambientalistas.
Cambio en paisaje, es antagónico al turismo.
Riesgo de incendios y/o plagas.
Mayor contaminación atmosférica al usar
biomasa húmeda.
Se usaría un intensivo transporte de la
biomasa e implementación de lugares de
distribución.
Una inversión
potenciando a
transportistas. El
nativo, aumenta
negocio forestal,
del negocio.
en economía local,
las forestales y
propietario de bosque
su rentabilidad como
ayuda la rentabilidad
• Bajar el costo al largo plazo de energía
eléctrica.
• Independencia energética.
• Sólo involucra los costos de extracción,
pues el recurso está disponible.
• La gran ventaja es que la energía en
base a biomasa es sostenible en el
tiempo (recurso renovable).
• La explotación del recurso en forma
energética, utilizando los residuos
forestales, puede ir de la mano con el
aprovechamiento maderero, lo que
generaría bosques bien manejados
(maximiza el crecimiento y renovación
del bosque), mejorando la producción
maderera.
• Genera empleo local, demandaría mano
de obra, desde la formulación de un
plan de manejo forestal hasta la
producción de energía final.
• La legislación forestal no regula el
destino del volumen en un bosque
manejado.
• Energía limpia, renovable, neutra en CO2
y que además en la región se regenera
sólo
en
condiciones
naturales.
Compromiso a una matriz neutra de
carbono en un lugar prístino.
La huella de carbono regional se
70
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INFORME FINAL
ALTERNATIVA
IDENTIFICADA
RIESGO
OPORTUNIDAD
beneficia.
• Sustitución de combustibles fósiles.
• Utilización de un residuo, que se
deteriora (el que está en el bosque
botado).
Alta variabilidad estacional.
Energía Solar
Frío y viento mejoran la producción, sin
embargo, en invierno los días son muy
cortos.
Energía Renovable.
Impacta por obras de la central y tendido
eléctrico (visualmente).
Posible inundación de terrenos y uso de las
aguas.
Energía
Hidráulica
Modificación de caudales en tramo de río.
Energía Renovable.
Estudios técnicos del potencial de este
recurso en la región, podría entregar
datos para evaluar alternativas de
electrificación de parte de la matriz
térmica. Por lo menos en comunas o
localidades específicas.
Incidencia en fauna íctica.
Falta de estudios públicos de potencial en la
región.
Potencial impacto en mamíferos marinos debe
ser estudiada y validada con equipos reales en
el agua.
Energía
Mareomotriz
Contaminación de aguas.
Recurso muy alejado de centros de consumo.
Falta estudios de potencial en la región y
desarrollo de tecnológico, técnicamente aún
se encuentra en fase experimental.
Altos costo, falta de estudios en áreas
productivas, y la necesidad de alta tecnología.
Geotermia
Energía Renovable.
La geografía de la región favorece la
producción de esta energía.
El desarrollo de esta tecnología a largo
plazo (2050) en la región, nos permitirá
electrificar en hasta un 100% la matriz
energética regional, e incluso llegar a
generar subproductos con la energía
como el hidrogeno.
• Energía Renovable.
Afectación a la naturaleza y fauna del lugar de
instalación. Contaminación ambiental.
Cambios en las estaciones del año y el clima,
debido a que posee un clima extremo.
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
71
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INFORME FINAL
4.4
Identificación de Alternativas de Energéticos Preferentes
La identificación consiste en determinar las alternativas de energéticos preferentes, en base al
conjunto de criterios definidos como factores críticos (FCD), las opciones viables de energéticos
con potencial de ingresar a la Matriz Energética Regional, sumado al análisis de Riesgos y
Oportunidades que presentan los recursos.
Esta identificación se realizó mediante un análisis de impactos, valorados a través de un análisis
multicriterio. Utilizando la valoración que se detalla a continuación, la cual depende del logro del
objetivo que se busca en los FCD definidos con respecto a las alternativas energéticas viables.
0:
1:
2:
3:
NO impacta al logro del objetivo.
BAJO impacto al logro del objetivo.
MEDIO impacto al logro del objetivo.
ALTO impacto al logro del objetivo.
Los Evacuadores fueron seis miembros del Equipo de Trabajado de este Estudio, quienes
desarrollaron de acuerdo a su experiencia y criterio, la evaluación de los siete FCD elegidos por el
Comité Consultivo.
El perfil de los evaluadores se detalla a continuación:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Experto en evaluación de proyectos y recursos fósiles.
Experto en estudios ambientales y energéticos.
Ingeniero Civil relacionado a la eficiencia energética y a las energías renovables.
Experto en energías renovables.
Experto en exploración y explotación de hidrocarburos.
Experto en producción de hidrocarburos.
La Metodología de evaluación de los FCD, consistió en seleccionar y solicitar a los miembros del
Equipo de Trabajo que participen en la valoración de los FCD. La evaluación se realizó a través de
una planilla Excel diseñada para tales efectos, en donde se les presentó la Matriz de Impactos a
valorar, con la debida explicación de cómo llevar a cabo el proceso de valoración. En la siguiente
Tabla se presentan los resultados de las evaluaciones, presentando los promedios obtenidos en
cada uno de los casos, generando un ranking en base a las puntuaciones obtenidas para cada uno
de los energéticos. Es importante considerar que el rango final de puntaje está en un intervalo de
21 para el máximo cumplimento de los objetivos planteados en los FCD y 0 puntos para el caso
contrario, nulo cumplimento de los objetivos planteados en los FCD.
72
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INFORME FINAL
Tabla 4.3 Matriz de impactos para la identificación de alternativas de energéticos preferentes (análisis multicriterio).
Energías Renovables
Recursos Fósiles
Gas Natural (*)
GNL
Propano/Aire
GLP
Carbón (GNS)
Diésel
Hídrica
Eólica
Biomasa
Solar –
Fotovoltaica
Solar – Térmica
(**)
Geotermia
Marina
Residuos (***)
Recursos
1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las
emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10;
MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de
efecto invernadero.
1,7
1,8
1,8
1,8
1,0
0,6
3,0
3,0
1,7
3,0
2,8
2,3
3,0
1,5
2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de
efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas.
2,3
2,8
2,8
2,7
1,4
2,4
2,8
3,0
2,5
3,0
3,0
2,2
3,0
1,8
Social
3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a
la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una
buena calidad de servicio.
Economía
2,5
2,3
1,8
1,7
2,4
1,8
1,8
2,0
1,8
1,5
1,3
1,3
1,2
1,0
4) Desarrollo regional: Favorece el desarrollo regional.
5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el
uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de
calidad para el desarrollo económico.
Tecnologías
6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías
robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el
desarrollo de un proyecto de generación de energía.
Potencial
2,3
1,8
1,3
1,5
2,7
1,2
1,5
2,0
2,0
1,8
1,8
1,5
1,8
1,8
2,2
2,7
1,8
1,8
2,8
1,8
1,7
1,3
1,8
1,0
1,0
1,0
1,2
0,8
2,3
3,0
2,6
2,8
2,7
2,8
2,8
2,7
2,0
2,2
2,0
1,8
1,0
1,7
7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región:
Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región.
1,3
0,3
0,8
1,2
2,8
0,8
1,7
2,5
1,8
1,5
1,3
1,3
2,0
1,0
14,7 14,8 13,0 13,5 15,8 11,4 15,3 16,5 13,7
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
14,0
13,3
11,5
13,2
9,7
Clase /
Criterios
de Evaluación : Objetivo
Medio Ambiente
1
SUMA
1
Es posible que se presenten variaciones en el valor decimal por la aproximación, en base a la segunda cifra significativa, del cálculo de los promedios.
73
UMAG
De este análisis se puede ver que las alternativas de energéticos preferentes, en orden de
priorización, son:
Residuos (***)
Diésel
Geotermia
Propano/Aire
Marina
Solar – Térmica (**)
GLP
Biomasa
Solar – Fotovoltaica
Gas Natural (*)
GNL
Hídrica
Carbón (GNS)
Eólica
Tabla 4.4 Priorización de recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética
Regional.
16,5 15,8 15,3 14,8 14,7 14,0 13,7 13,5 13,3 13,2 13,0 11,5 11,4 9,7
Fuete: Elaboración Propia (CERE, 2014)
Para la identificación una Matriz Energética, en base a la priorización de los energéticos
disponibles, es necesario considerar la información técnica que se posee en cuanto al nivel de
penetración del energético a la matriz, el cual depende tanto de la componente técnica, como del
consumo energético de la matriz. Con el objetivo de facilitar el entendimiento del tema, se
definirán las Matrices Térmica y Eléctrica de manera separada porque poseen diferencias en los
posibles energéticos con potencial para ingresar a cada una de ellas.
Como resumen del informe técnico, se puede comentar que históricamente la matriz energética
de la Región de Magallanes ha dependido de los hidrocarburos, en particular del gas natural. Del
Balance Energético 2013 desarrollado por el CERE para este Estudio, se puede afirmar que un 70%
del consumo de gas natural es para uso térmico, un 26% para uso eléctrico y un 4% para el uso del
sector transporte.
En el siguiente Gráfico se muestra el desglose por sector del uso de gas natural en la región, el cual
es del orden de los 364.487 Mm3. Cifra que se dobla en volumen, considerando los consumos de
ENAP para el proceso de explotación del gas natural y el uso industrial del gas para la generación
de metanol, valores que no están representados en este gráfico.
Otro aspecto importante de considerar es la participación del sector residencial, el cual representa
el 54%del consumo del gas natural para uso térmico.
74
UMAG
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INFORME FINAL
Consumo Sectorial de Gas natural en la Región de Magallanes y
Antartica Chilena año 2013
4%
26%
Generación Eléctrica (26%)
Comercial (11%)
364.487
Mm3
Público (5%)
11%
54%
Residencial (54%)
Transporte (GNC) (4%)
5%
Figura 4.1 - Consumo Sectorial de Gas natural en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
Para la Matriz Eléctrica Regional, podemos observar en la siguiente imagen que presenta un
consumo de 266.426 MWh. Sigue liderando los consumos el sector residencial con un 46%, al igual
que en la Matriz Térmica. El sector comercial aumenta su consumo con respecto a lo térmico y el
sector público se mantiene. En este caso se incluyó en la gráfica el sector industrial, el cual
considera el consumo de “industrias varias”.
75
UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
Consumo Sectorial de Electricidad en la Región de Magallanes y
Antártica Chilena año 2013
20%
30%
Comercial (30%)
Público (4%)
266.426 MWh
Residencial (46%)
4%
Industrial (20%)
46%
Figura 4.2 - Consumo Sectorial de Electricidad en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
4.4.1
Matriz Térmica
Si se evalúan los Energéticos disponibles de manera priorizada a través de los FCD, se puede ver
que para el caso de la Matriz Térmica, técnicamente al corto plazo (próximos 10 años) el GNL,
Carbón (GNS) y Gas Natural No Convencional, podrían tener la capacidad de sustentar la Matriz
Térmica, ya sea en un 100% o en el porcentaje que se deseen incorporar, debido a que en la
cuenca de Magallanes, el Gas Natural se sigue explorando y explotando.
Según la evaluación de los FCD, la gasificación de carbón a través del GNS, contribuiría de mejor
forma al logro de los objetivos evaluados con los FCD, dejando en un segundo lugar al GNL y en
tercer lugar al Gas Natural No Convencional. Todos los demás recursos: Biomasa, Propano GLP,
Solar – Térmica, Propano/Aire, Geotermia y Residuos, podría ser una solución a la diversificación
de la matriz térmica, pero no tendrían la capacidad de sustentarla ni en un corto ni mediano largo
plazo.
76
UMAG
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
A continuación, en la siguiente tabla se presenta el listado priorizado de energéticos que podrían
ingresar a la Matriz Térmica, identificando si su potencial podría ser utilizado al corto, mediano o
largo plazo.
Tabla 4.5 - Propuesta de Diversificación de la Matriz Térmica Regional al Corto, Mediano y Largo
Plazo.
Plazos
Orden de Prioridad
Matriz Térmica
1°
Carbón (GNS)
x
2°
GNL
x
3°
Gas Natural No Convencional
x
4°
Biomasa
x
5°
Propano GLP
x
6°
Solar – Térmica
7°
Propano/Aire
x
8°
Geotermia
x
9°
Residuos
x
Corto 2025 Mediano 2035 Largo 2050
x
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
77
UMAG
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INFORME FINAL
4.4.2
Matriz Eléctrica
De la misma manera que se hizo con la Matriz Térmica, al evaluar los Energéticos disponibles de
manera Priorizada a través de los FCD, se puede ver que existen otras opciones al GNS, GNL y Gas
Natural No convencional, energéticos que también podrían sustentar esta Matriz Eléctrica.
Es importante destacar que las Energías Renovables tienen potencial para ingresar a la Matriz
Eléctrica; en primer lugar se destaca el potencial técnico de la Energía Eólica, la cual podría
penetrar hasta en un 50% en esta matriz, siendo también coherente con la evaluación de los FCD
que la sitúan en el primer lugar de la priorización de energéticos.
Los otros energéticos como el Hídrico y Marino, al largo plazo (2050) podrían llegar a sustentar en
un 100% la Matriz Eléctrica e incluso llegar a Electrificar la Matriz Térmica, pero para que estos
sean explotados es necesario que se desarrollen estudios técnicos a nivel de evaluación de
potencial en el caso de la Hídrica y para el caso de la Marina aparte del desarrollo de estudios de
Potencial, también es necesario que la tecnología se desarrolle porque aún está en una etapa
experimental.
Para el caso de la Solar – Fotovoltaica se plantea con un posible ingreso al mediano plazo porque
los costos actualmente de los componentes se encuentran muy elevados. La Biomasa se propone
desde el punto de vista de hacer uso de los residuos de las forestales, valorándolo
energéticamente a niveles pequeños e incluso usándolos como respaldo por ejemplo en Híbridos
con Eólica. El Diésel se ubica en el último lugar de la priorización de los energéticos.
En la siguiente Tabla se presenta el listado priorizado de energéticos que podría ingresar a la
Matriz Eléctrica, identificando si su potencial podría ser utilizado al corto, mediano o largo plazo.
78
UMAG
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INFORME FINAL
Tabla 4.6 Propuesta de Diversificación de la Matriz Eléctrica Regional al Corto, Mediano y Largo
Plazo.
Orden de
Prioridad
Matriz Eléctrica
Corto
2025
1°
Eólica
x
2°
3°
4°
5°
6°
7°
8°
9°
Carbón (GNS)
Hídrica
GNL
Gas Natural No convencional
Solar – Fotovoltaica
Biomasa
Marina
Diésel
x
x
x
x
Plazos
Mediano
2035
Largo 2050
x
x
x
x
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
4.4.3
Barreras para la Diversificación de la Matriz Energética Regional
Frente a las opciones presentadas con anterioridad, se debe recordar que los expertos en recursos
y tecnologías que han participado como informantes en esta evaluación, perciben ciertas barreras
para el ingreso de nuevos recursos a la matriz regional.
Una barrera sociocultural para un posible recambio tecnológico, son las costumbres arraigadas
en el territorio regional, expresadas en las prácticas de uso de energía que se caracterizan por la
ineficiencia y el acostumbramiento al uso de ciertos artefactos que han pasado a ser un rasgo
característico y patrimonial de los habitantes de la región, un ejemplo de ello es “la estufa
magallánica”, aún utilizada y altamente valorada.
Se percibe una barrera económica, siendo su principal figura el gas subsidiado respecto de la
generación eléctrica. Se percibe como necesidad al momento de pensar en diversificación de la
matriz, disponer de una demanda cierta para sustentar el proyecto, así como también de contar
con un sistema (subsidio por ejemplo) que viabilice el costo de los otros recursos y tecnologías
respecto del valor domiciliario.
Visualizan como una barrera fundamentalmente los sistemas de trasmisión y distribución de
energía eléctrica.
79
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INFORME FINAL
Como otra dificultad económica, se ve que los productores en general no desean detallar costos
de producción y actualmente existen criterios dispares para la determinación de los precios de
éste, lo que debiese ser revisado, buscando transparentar los valores reales y así existiría cierto
incentivo para explorar y explotar dicho recurso.
Existe la sensación que hay una baja disposición del consumidor residencial, comercial e
industrial a pagar por el uso del gas natural.
Finalmente se percibe que la dispersión de los recursos energéticos es una barrera en una región
que no se caracteriza por la Asociatividad de sus propietarios; la distancia que separa un recurso
como la biomasa por ejemplo, de las posibles plantas de calor genera un costo que encarece esta
futura inversión.
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5. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS
Este momento representa la cuarta etapa de la Metodología de EAE donde se presentan
sugerencias de Lineamientos Estratégicos para el estudio “Propuesta de Matriz Energética para
Magallanes al 2050”, cuyo objetivo es plantear una estrategia que permita apoyar el desarrollo de
la Política Energética para Magallanes.
Se desprende de esta cuarta etapa que el producto debería estar orientado a una estrategia de
implementación de la opción o alternativas preferentes, con especial énfasis en el cumplimiento
de los objetivos ambientales, habida consideración que lo expuesto representa sólo un insumo
para el desarrollo de la Política Energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena en el
presente año.
5.1 Directrices de los Procesos de Planificación
Para llevar a efecto esta etapa y siguiendo con la Metodología de EAE empleada en el estudio, se
han considerado tres pasos que nos permiten orientar la búsqueda de la estrategia o directrices
más adecuadas, y para el logro de ello se direcciona con preguntas claves previamente definidas
en el presente estudio.
Así al plantearse sobre qué acciones de planificación y gestión de la opción o alternativa
estratégica preferente debieran darse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la
EAE, es necesario tener en cuenta los desafíos que se plantean en la Agenda de Energía (2014)
del Ministerio de Energía de nuestro país, a saber: “Alcanzar una matriz energética que cumpla
adecuadamente con las siguientes características: Confiable, sustentable, inclusiva y de precios
razonables”
En este contexto se remite entonces al problema original que presenta la región de Magallanes al
contar “con una matriz energética poco diversificada y que ha dependido históricamente de los
hidrocarburos específicamente del gas natural.”
Para dar sentido y dirección a esta etapa del estudio se han tomado en cuenta todos los
antecedentes resultantes del presente trabajo evaluativo, a saber : las alternativas energéticas
posibles, las inversiones que ellas requieren, los riesgos de suministros que se pueden presentar ,
los efectos sobre el medio ambiente y las implicancias económicas para los consumidores.
Si bien el proceso de búsqueda de una Matriz Energética para la región de Magallanes y Antártica
Chilena con las características antes mencionadas establece criterios metodológicos necesarios,
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INFORME FINAL
plantea además un sentido de urgencia, pero un sentido de urgencia que da cuenta también de
“la necesaria participación comunitaria de todos los estamentos que vehiculizan opinión”, por
tanto la propuesta a sugerir en el presente estudio, debiese contener en sí una Amplia
Legitimación Social, y como tal debiera resguardarse este criterio como elemento sustantivo en la
definición del escenario para la puesta en marcha de la nueva Matriz Energética Regional.
De igual manera hay que tener presente que el proceso natural de crecimiento urbano, si bien en
las últimas décadas no ha sido tan significativo es necesario considerar el propio desarrollo
económico que trae aparejado, y por cierto los impactos medio ambientales que significa no sólo
la mayor utilización de territorio para la instalación de los nuevos asentamientos humanos, sino
también la instalación de nuevos focos productivos como es el caso por ejemplo de Mina Invierno
en Isla Riesco, (Territorio ocupado, además de la instalación de diversos tipos de maquinaria de
alta generación para la producción y distribución a los centros de acopio para su exportación, la
necesaria conectividad, caminos de trasmisión etc.), el aumento progresivo del parque
automotriz, y por consiguiente el aumento en la demanda de energía en la región.
Y si a lo anterior le sumamos que la Región de Magallanes y Antártica Chilena además de ser uno
de los lugares más prístinos de Chile con características arqueológicas y paleontologías únicas, con
vastos territorios declarados patrimonios de la humanidad, así como parques nacionales de gran
interés turístico, que dan cuenta de un capital económico y social considerable para el desarrollo
de la región, es que se observa la necesidad de preservar equilibrios medioambientales,
proponiendo que se consideren políticas territoriales que regulen los usos del suelo buscando
finalmente un desarrollo armonioso y sustentable del territorio, allí el Estado debiese ejercer un
rol protagónico desde su institucionalidad competente.
En este contexto además se sugiere considerar en la toma de decisiones de la futura Matriz
Energética para Magallanes, las dimensiones medioambientales y socioculturales que preserven
la línea histórica, paleontológica y antropológica de la región de manera de poner en valor la
identidad territorial, cultural y por cierto el sentido de pertenencia. Logrando con ello el
equilibrio, la inclusión, la integración y la sustentabilidad de un territorio amigable culturalmente y
con perspectiva de futuro. Lo que por cierto viene a resguardar la decisión que se adopte de
posibles conflictos futuros de los estamentos sociales que contraponen su opinión como las ONG
(Principalmente aquellas dedicadas a temas ambientales), organizaciones y agrupaciones
indígenas (Principalmente aquellas dedicadas a la preservación del patrimonio material/e
inmaterial de sus ancestros).
Es pertinente mencionar que para “Alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente
con las características anteriormente mencionadas y que supere su dependencia histórica de los
hidrocarburos, específicamente del gas natural en la región” se hace necesaria la inclusión social,
pero con una mirada de territorio considerando las particularidades y diversidad de cada comuna.
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Lo que de acuerdo a los resultados del presente estudio, donde la activa participación social y el
interés despertado por el tema, sumado a la percepción de los actores claves en los talleres
provinciales (en los de expertos , los comités técnicos de evaluación, el comité consultivo, entre
otros), se percibe un preocupante desconocimiento sobre el tema energético en la población ,
situación que se ve obstaculizado aún más por la falta o nula información oficial al respecto, y por
tanto se observa la necesidad de generar políticas comunicacionales efectivas, informando, y
educando a la comunidad , con el objetivo de dar claridad respecto al tema energético en su
conjunto, no sólo en el plano de la sostenibilidad o seguridad del recurso energético, que si bien
es el elemento que mantiene altos niveles de incertidumbre en la población (visión entregada en
los talleres), dada las características climáticas y fundamentalmente por la necesidad térmica de la
población. Como también respecto a las diferentes alternativas de ERNC que se presentan en la
región y que pueden aportar a la diversificación de la matriz energética.
En rigor, no sólo informar y educar en el tema a la población sino que también transparentar la
situación real que se vive al respecto, lo que de alguna manera aportaría, en bajar los niveles de
ansiedad en la población, en disminuir los posibles conflictos que se puedan presentar y por
cierto, en aumentar la aceptación social a la decisión final que se adopte.
Finalmente se hace mención al tema sociocultural que deviene del comportamiento del “ser
magallánico”, y que guarda relación no sólo con cuestiones históricas y de tradiciones, sino
también de oportunidades reales de existencia en zonas con climas hostiles, con problemas de
conectividad, alejados de los centros de poder y toma de decisiones, en definitiva vivir con
sensación de isla. Dado este escenario, se generó la dependencia del estado a través del subsidio
al gas natural para poder generar las condiciones de habitabilidad necesaria, producto del frío
clima de la zona; es por esta esta condición geopolítica de la región que se hace fundamental que
el estado asegure el abastecimiento energético a los precios que la población reconoce
aceptables, debido a que esta es una razón significativa por la cual la población se mantiene en el
territorio y no migra a otras regiones.
Frente a la posibilidad de diversificar la matriz energética, considerando eficiencia energética, es
que se hace necesario sugerir, que el estado mediante sus órganos pertinentes instale una
estrategia comunicacional respecto al buen uso de la energía, mediante medidas de eficiencia
energética, tanto a nivel comercial, del sistema público (colegios, universidades, municipalidades,
alumbrado público, hospitales, empresas públicas y dependencias del estado), residencial
(consumo domiciliario) así como también asegurar el complimiento de las normativas en cuanto a
la materialidad y construcción de las nuevas obras; además de normar o mejorar normativas que
regulan al sector privado, incentivando la generación de alternativas energéticas limpias y
propiciando la búsqueda de soluciones de apoyo a la diversificación de la matriz energética
mediante la instalación de ERNC.
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En síntesis, en esta fase de los lineamientos estratégicos, se ha tratado con especial atención la
importancia del sentido de urgencia de una Nueva Matriz Energética para Magallanes al 2050,
pero poniendo en valor la participación ciudadana, la inclusión social, la legitimación social, las
características geográficas del territorio, las condicionantes sociodemográficas y socioculturales,
el tema económico al observar las oportunidades de producir diferentes tipos de energía por
características territoriales (comunal, provincial, regional), y fuertemente las dimensiones
ambientales (erosión de suelos, predios, contaminación visual, acústica, atmosférica), como
también el problema de la desinformación de la población sobre el tema, y finalmente el tema de
la eficiencia energética como una cuestión sociocultural no menor a la hora de definir la nueva
matriz energética para Magallanes al 2050.
Otro aspecto fundamental es el relacionado con la normativa actual, la cual sólo regula el sistema
eléctrico, por lo que se hace necesario la regulación del sistema térmico, haciéndose cargo de las
necesidades y particularidades de la región; asimismo se ve la necesidad de estudiar una
modificación de la ley 20.698, para que exista claridad en la incorporación de ERNC a los sistemas
medianos.
5.2
Directrices de las Capacidades Institucionales
Para el desarrollo de la Política Energética Regional se tendría que contar, no sólo con las
instituciones adecuadas, sino también con las competencias profesionales necesarias para
abordar los riesgos y oportunidades identificados para la integración de nuevos energéticos a una
nueva Matriz Energética para Magallanes Diversificada. Para tal efecto tendrá que considerarse,
como algo sustantivo el recurso humano, y tecnológico adecuado, para ello se sugiere considerar
metodologías modernas en la pesquisa de perfiles profesionales pertinentes a los desafíos que
deberán enfrentar
las instituciones, departamentos y grupos humanos en las tareas
encomendadas, de igual manera el fortalecimiento de las competencias deberá vincularse con
nuevos procesos de aprendizaje, la capacitación y el trabajo en equipo cobran vital importancia a
la hora de considerar la puesta en marcha del nuevo modelo.
Así mismo las capacidades institucionales deberán estar en condiciones de trabajar en un
escenario de retroalimentación basados en el diálogo y por cierto en procesos comunicativos
fiables y sinérgicos para dar luz verde al momento a definir, según la toma de conocimiento, la
decisión final adoptada por los organismos competentes. Esto configura un elemento de prioridad
para sacar adelante la nueva propuesta.
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Siendo responsable inmediato el gobierno regional, el encargado de que se implementen las
políticas adoptadas por el estado, según los requerimientos del gobierno. Sin embargo, las
decisiones y directrices finales para la aplicación de dicha política son prerrogativas del Ministerio
competente en este caso del Ministerio de Energía, apoyado por sus diferentes divisiones y
departamentos de estudio, según sea el caso.
De igual manera el Gobierno Regional deberá considerar políticas sectoriales, definiendo que
Secretarias Regionales Ministeriales les corresponderá asumir responsabilidades en la aplicación
de la nueva propuesta energética para Magallanes.
Si tuviéramos que definir responsabilidades sectoriales, se deberá encomendar la Dimensión
Ambiental referida en la EAE del presente estudio al Ministerio de Medio Ambiente y en su
representación la “Secretaria Regional Respectiva”. Respecto la Dimensión Económica al
Ministerio de Economía y en su representación la “Secretaria Regional Respectiva”. Respecto a
la Dimensión Social, al Ministerio de Desarrollo Social y en su representación la “Secretaria
Regional Respectiva” (Esta responsabilidad incluye la dimensión socio cultural).
Finalmente corresponderá al Ministerio de Energía como actual contraparte técnica del presente
estudio, oficiar a su representación regional la Secretaría Regional de Energía, el rol que le
compete en la gestión, control y supervisión de la aplicación efectiva de la nueva matriz Energética
para Magallanes al 2050.
Por otra parte la Universidad de Magallanes deberá en su condición de ser parte interesada como
autora del presente estudio “Elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes
al 2050”, apoyar y acompañar el proceso de discusión técnica de la definición de una Política
Energética de corto y largo plazo para Magallanes, así mismo, continuará trabajando en las
diferentes opciones energéticas y estudios, esto según la Agenda de Energía del propio Ministerio
de Energía.
Una vez tomada la decisión final de la Política Energética, el Gobierno Regional tendrá la
responsabilidad política en la implementación. Se rescata la importancia que tiene la temática
para el gobierno regional, la que está demostrada en el apoyo al Desarrollo de la Agenda
Energética Nacional, como también en la propia Estrategia Regional.
Finalmente a la Comunidad Organizada, mediante las organizaciones funcionales y territoriales, le
corresponderá, sin mediar responsabilidad administrativa y ley alguna, sólo mediante la convicción
y la participación social, seria y responsable, velar por la estricta aplicación de lo definido en los
procesos de validación de la Política Energética Regional, a través de la supervisión comunitaria o
el control social. Siendo los miembros del Comité Consultivo del estudio “Elaboración de una
Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, quienes tendrán un rol importante
dado el nivel de información y conocimientos que ha desarrollados a lo largo de este Estudio.
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5.3
Directrices sobre el Seguimiento
El seguimiento de la diversificación de la propuesta de Matriz Energética, es prioritario en cuanto a
tomar las providencias para la incorporación de otros energéticos, cumpliendo con los estándares
regulados, las normativas legales y ambientales.
Para este análisis nos hemos centrado específicamente en los FCD seleccionados en este Estudio,
definiendo un listado de acciones y medidas que permitirán dar seguimiento a la incorporación de
alternativas tecnológicas y energéticas a la Matriz Energética, con el siguiente enfoque.
5.3.1
Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático y (2)
Medio Acuático.
La evaluación de los proyectos, a través del Servicio de Evaluación Ambiental, será la instancia
para solicitar la minimización de los impactos en el medio ambiente, solicitando por ejemplo la
implementación de sistemas de tratamientos, para las diferentes matrices ambientales (aire, agua
y suelo) que podrían verse amenazadas.
En este punto el Comité Consultivo manifestó la necesidad de hacer una revisión a la normativa
medio ambiental vigente para saber si se cumple con los estándares a nivel mundial, actividad que
deberá será prioritaria, por ejemplo, la actual normativa no regula los aspectos relacionados al
Cambio Climático.
Una vez que los proyectos sean aprobados, será la fiscalización de los cumplimientos de las
normativas, lo que asegurará la protección del medio ambiente. Transparentando a la opinión
pública, el cumplimiento de los compromisos ambientales en cada caso.
5.3.2
Clase Social: (3) Equidad.
El estado deberá asegurar que todos los habitantes de la región tengan acceso a la energía en la
modalidad 24/7 (24 horas los 7 días de la semana) a precios accesibles. Lo cual mandatará la
decisión de los energéticos a incorporar a la Matriz.
El Comité Consultivo, manifestó con respecto a este tema que en la actualidad se entrega un
subsidio mayor a quienes tienen más gasto energético (gas), lo que no debiera ser, debido a que lo
lógico sería un subsidio a quienes tienen menor ingreso.
Por lo tanto, será necesario estudiar una nueva fórmula de asignación del subsidio, el cual por
ejemplo deberá ser diferenciado por sector de consumo entre residencial, comercial, publico,
industrial y transporte. Procurando estudiar y definir alternativas para que a largo plazo no se
traspasen, las eventuales alzas en el costo de la energía, a los consumidores finales.
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5.3.3
Clase Economía: (4) Desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del
suministro.
El consumo de energía en los países subdesarrollados va de la mano con el desarrollo económico,
no obstante, la región está frente a la oportunidad de generar el dialogo que permita proyectar el
desarrollo regional en desacople con esta tendencia, es decir procurar usar de mejor forma la
energía y a la vez disponer del recurso energético que entregue respaldo al desarrollo de nuevas
empresas o el crecimiento de las existentes.
Un punto crítico en este aspecto, es el interés mediático por las energías renovables,
presentándolas a la opinión pública como grandes soluciones de abastecimiento energético. Lo
que sin lugar a dudas es una aspiración que debe tener la región, sin perder de vista que el
problema energético actual de la Matriz es que se sustenta en sólo un energético y que su
consumo es de un 70% para fines térmicos. Lo que bajo el escenario de desarrollo tecnológico
actual, sumado al conocimiento del potencial energético de los recursos, solamente los recursos
fósiles podrían dar sustento al desarrollo regional mediante la utilización de GNS, GNL o Gas
Natural. Lo que no excluye que se haga un esfuerzo para que puedan ingresar las ERNC a la Matriz
Eléctrica con el objetivo de diversificarla y generar conocimiento para ir avanzando en estos
temas.
Para llevar a cabo estos temas, será necesario además definir un marco regulatorio de la matriz
térmica regional y además adecuar al actual normativa eléctrica a las particularidades regionales.
5.3.4
Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica.
En este punto es fundamental generar la instancia para que los entes con competencias en
temáticas energéticas, por ejemplo, la Universidad de Magallanes, el Gobierno Regional, la
Secretaría Regional Ministerial de Energía, entre otros, definan una estrategia para establecer
líneas de trabajo y financiamiento que permita ir desarrollando los conocimientos necesarios para
el desarrollo de las tecnologías con alto potencial regional, por ejemplo, energía Marina.
5.3.5
Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región.
Debido a la falta de conectividad regional, es fundamental asegurar la autonomía energética en la
correcta selección de los recursos para diversificar la matriz energética regional.
Es por ello que se espera que exista una amplia discusión entre el potencial de ingreso a la matriz
del GNL vs GNS, producto que el primero es un recurso que provendría del extranjero, mientras
que el segundo es un recurso local, con una fuerte estigmatización ambientalista.
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Además en este punto es fundamental hacerle seguimiento a los ERNC con potencialidades de
ingresar a la matriz, con el objetivo de generar las instancias de medir su potencial y generar
información de línea base.
5.3.6
Seguimiento en la Política Energética de Magallanes
Para concluir los Lineamientos Estratégicos, es necesario mencionar que en toda elaboración de
políticas, proyectos y programas, es deseable consignar elementos metodológicos que permitan
orientar un seguimiento, que en este caso en particular se refiere a los riesgos y oportunidades
para el correcto desarrollo de la política a seguir.
Para graficar un posible seguimiento en la aplicación de la correcta implementación de la Política
Energética Regional, de parte de los funcionarios públicos puede ser la incorporación a las políticas
de incentivo al buen despeño laboral mediante indicadores de gestión (metas), para lo cual será
indispensable que los profesionales posean un buen manejo de los temas, para lograr ese objetivo
se podría implementar un seguimiento a la gestión, utilizando una batería de capacitaciones,
facilitando el entendimiento, el aprendizaje, la comunicación al interior del o los equipos de
trabajo, esto cobra sentido bajo una matriz de logros esperados, consignando compromisos y
responsabilidades tanto personales como institucionales.
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6. CONCLUSIONES
De acuerdo a la experiencia del equipo de profesionales de la Universidad de Magallanes, que
aplicó los criterios de EAE para la matriz Energética para Magallanes para el 2050, se hace difícil
conseguir la sinergia efectiva entre lo solicitado en los términos de referencia y la ejecución final
de la EAE, dado que los avances que se van desarrollando con respecto a los temas técnicos
referidos a la matriz, se adelantan a los procesos de evaluación participativa de aspectos
ambientales. Un aspecto clave a considerar es que en la etapa de alcance se debiesen definir
claramente los roles y funciones que deben cumplir los diversos actores en cada etapa de la EAE,
de manera de no duplicar información y no sobre representar a determinados sectores.
Con respecto al Problema de decisión es posible concluir que se coincide con la percepción de
actores en cuanto a la notable falta de diversificación de la matriz, pues en la actualidad –y en la
mayoría de las comunas- se depende exclusivamente del gas natural, a excepción de algunas
comunas más alejadas y que utilizan leña y diésel; sin embargo, se visualiza allí una oportunidad
para incorporar otros recursos energéticos presentes en la región. Un aspecto importante a
mencionar es que se aprecia un consenso en la necesidad de incorporar ERNC, pero no existe
claridad si ésas debiesen integrarse a la matriz térmica o eléctrica; considerando que para su
incorporación debiese crearse una regulación legal adecuada a los sistemas medianos.
Se reafirman las barreras económicas (figura actual del subsidio al gas), legales (falta de
regulaciones adecuadas a las características de los sistemas medianos, entre otras) y políticas
(inexistencia de política energética nacional y regional) para la entrada de otros recursos y
tecnologías a la matriz; por lo que para el desarrollo de futuras propuestas que apunten a su
diversificación el Estado debiese ser el responsable de resguardar y promover el acceso equitativo
a energía de calidad y segura en todo el territorio de la región.
Se observan expectativas elevadas con respecto a la Eficiencia Energética, que no necesariamente
se traducen de manera óptima y efectiva en la realidad; por lo que se prevé que las medidas que
se desarrollen vayan de manera paralela con la promoción de cambios culturales con respecto al
consumo de energía, a través de la Educación de los distintos segmentos etáreos y sectores de
consumo (residencial, comercial, industrial, etc.)
Existen ciertos recursos que producen inquietud en algunos sectores de la población, un ejemplo
claro de ello son las aprensiones que existen con respecto a la explotación del carbón así como
también con la explotación no convencional de hidrocarburos, por la presencia de tareas
productivas del área ganadera y por la mayor intervención de superficie que dicha explotación
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implica. En ese sentido se requiere que el estado asuma un rol regulador activo y eficiente, si se
explotaran los recursos antes mencionados.
Un aspecto que podría afectar la factibilidad de diversificar la matriz energética para la región, es
la existencia de marcos regulatorios ambientales sectoriales que pudieran afectar la toma de
decisión, por ejemplo: en la Ley N° 20.698 no se especifica la meta de incorporación de ERNC para
los sistemas medianos, sino que solamente se indica allí la meta del 20% al año 2025 para sistemas
interconectados; por lo que se cree fundamental legislar para los sistemas medianos y/o
profundizar y modificar los marcos regulatorios atendiendo a las características de estos sistemas,
para incentivar la incorporación de ERNC.
Para la implementación de una nueva matriz energética – diversificada, se hace necesario poner
énfasis en que las nuevas tecnologías instaladas y por lo tanto los equipos, minimicen los impactos
ambientales, es decir, se debería optar por tecnologías que consideren sistemas de tratamiento
que minimicen el impacto ambiental. En virtud del exponente cambio climático, la región podría
realizar una apuesta para que las tecnologías existentes y también las nuevas incorporen acciones
y medidas que consideren estas características. En cuanto al medio acuático, existe regulación
legal al respecto, pero la información disponible es insuficiente en lo relativo a los efectos que
produce la fracturación, por lo tanto se recomienda realizar estudios de los reales efectos del
Fracking en los suelos magallánicos.
Para la efectiva evaluación de las iniciativas y proyectos que desarrollen los distintos recursos
energéticos, se requiere mayor fiscalización, es decir, se debiese contar con una verificación
pública del cumplimiento de la regulación ambiental, debiendo la institucionalidad competente
contar con personal suficiente y calificado para aquellas tareas.
Para disminuir la desigualdad en el acceso a energía y con calidad de servicio, se requiere dotar de
sistemas eléctricos a todos los sistemas apartados con diversas tecnologías, de modo de asegurar
el suministro de energía. Considerando las características socioeconómicas de la población de la
región, se debiese crear un mecanismo de tarificación que permita el acceso equitativo a todos los
consumidores, para ello se piensa en el otorgamiento de subsidios diferenciados por sector
(residencial, comercial, industrial, transporte, etc.) y de esta forma fomentar y resguardar la
equidad para el acceso tanto al gas natural como a los diferentes energéticos presentes en la
matriz.
La nueva matriz energética debiese favorecer aquellos energéticos que por un lado impacten en
menos medida el medio ambiente, pero que impulsen el desarrollo equitativo de todos los
integrantes del territorio regional, así como también aquellos recursos que tengan un potencial
que permita tener autonomía energética. Integración que se logró a través del análisis, tanto de
los aspectos ambientales como de sustentabilidad, definido en los aspectos Sociales, Económicos,
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Tecnológicos y de Potencial. Para todos ellos se propusieron criterios con objetivos específicos a
los cuales apuntar en la priorización de los energéticos que podrían integrar tanto la matriz
Térmica como Eléctrica.
La selección de los Factores Críticos de decisión estuvo a cargo del Comité Consultivo de este
Estudio, seleccionando los siguientes siete criterios. Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones
Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de
alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto
invernadero. (2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas
marinas, superficiales y subterráneas. Clase Social: (3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a
través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad
de servicio. Clase Economía: (4) Desarrollo Regional: Favorecer el desarrollo Regional. (5)
Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un
suministro estable y de calidad para el desarrollo económico. Clase Tecnologías: (6) Madurez
tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la
incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía. Clase Potencial (7)
Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes
y disponibles en la región.
La Evaluación multicriterio de los FDC estuvo a cargo del Equipo de Trabajo, especialista en temas
de energía, ambientales, eficiencia energética, energías renovables, fósiles e hidrocarburos.
De la valoración de los FCD fue posible definir una propuesta de Matriz Térmica y otra de Matriz
Eléctrica, ambas compartiendo las opciones de GNS, GNL y Gas Natural No convencional,
energéticos con capacidades de abastecer ambas matrices. Cabe destacar que sólo para el GNS y
GNL se tendría certeza del éxito en la obtención del recurso, debido a que la explotación de gas
natural no convencional aún no ha certificado sus reservas.
La Matriz Eléctrica sería la receptora de los energéticos renovables. Observándose como la gran
promesa a la Eólica, la cual podría tener una fuerte penetración en la Matriz Eléctrica Regional,
situación que requiere un análisis de los aspectos técnicos y económicos que se presentan en el
informe que complementa este estudio de EAE.
En esta evaluación no se ha detallado el nivel de penetrabilidad de los recursos energéticos en
cada una de la Matrices, sólo comentando algunos específicos, ni tampoco hemos definido los
precios, debido a que la información se presenta en el estudio técnico, informe que acompaña
este Estudio.
Los Lineamientos estratégicos se han planteado pensando tanto en la propuesta de la Matriz
Energética como el proceso que se iniciará con la elaboración de política, donde se observa que
este Estudio podrá ser un apoyo desde el punto de vista estratégico.
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7. BIBLIOGRAFÍA
Centro de Economía Sustentable y Cambio Climático (CESUCC) de la Universidad de Chile, 2011.
Evaluación ambiental estratégica matriz eléctrica óptima de Chile al 2030. Santiago de Chile.
Ministerio de Energía del Gobierno de Chile, 2014. Análisis de la experiencia internacional de la
evaluación ambiental estratégica de políticas públicas del sector energía. Centro de estudios del
Desarrollo (CED). Santiago de Chile.
Ministerio de Energía del Gobierno de Chile, 2014. Agenda de Energía: Un desafío país, progreso
para todos. Santiago de Chile.
Oñate, J.J., Pereira, D., Suárez, F., Rodríguez, J.J. y Cachón, J. 2002. Evaluación Ambiental
Estratégica: la evaluación ambiental de Políticas, Planes y Programas. Ed. Mundi-Prensa, Madrid,
España.
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8. ANEXO 1: Metodología de Evaluación Ambiental Estratégica
La metodología fue desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED) para el Ministerio
de Energía, la que se presentó en el documento denominado “Análisis de la Experiencia
Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”
(Licitación ID 584105‐18‐LE13) con fecha 20 de febrero del 2014.
A continuación se presenta la Metodología, detallando su Enfoque, Etapas y Actividades.
8.1
8.1.1
Enfoque de la EAE
Conceptualización de la EAE
La Evaluación Ambiental Estratégica es hoy parte activa de los instrumentos de gestión y
planificación en el mundo. Su objetivo básico es mejorar la integración de la dimensión ambiental
en los procesos de toma de decisiones estratégicas con miras a impulsar opciones de desarrollo
sustentable. Para la Asociación Internacional para la Evaluación de Impacto (IAIA en su sigla en
inglés), la EAE es un proceso que informa a los planeadores, decisores y público acerca de la
sustentabilidad de las decisiones estratégicas, y que facilita la búsqueda de mejores alternativas
asegurando un proceso de decisión democrático. Para la OCDE (2007) son enfoques analíticos y
participativos que integran las consideraciones ambientales en políticas, planes y programas, y
evalúan sus nexos con las consideraciones económicas y sociales.
En síntesis, para que la EAE se convierta en una herramienta útil a la sustentabilidad del proceso
de desarrollo debe poner énfasis en ser un instrumento de apoyo a la decisión, que se desarrolla
en forma de proceso y que se aplica a problemas de naturaleza estratégica, normalmente
asociadas a la formulación de políticas, planes y programas. En este contexto, su uso en el marco
del desarrollo sustentable integra lo ambiental con los aspectos sociales, económicos e
institucionales. La EAE se caracteriza por:
Incidir en los niveles más altos de decisión política-estratégica institucional.
Aplicarse en la etapa temprana de la toma de decisiones institucionales.
Ser un instrumento preventivo.
Implicar una mejora sustantiva en la calidad de los planes y políticas públicas.
Permitir el diálogo entre los diversos actores públicos y privados.
Contribuir a un proceso de decisión en el marco de la sustentabilidad.
Fortalecer y facilitar la EIA de proyectos.
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INFORME FINAL
Las tendencias clave en el abordaje actual de la EAE son: a) los impactos ambientales de una
decisión dejan de ser el “objeto” de evaluación; b) el proceso de decisión es el “objeto” de análisis
y reflexión; c) el acompañamiento del proceso de decisión se hace desde sus etapas más
tempranas; d) la orientación hacia la sustentabilidad con la identificación de opciones de
desarrollo; e) la flexibilidad y adaptación al contexto político e institucional donde se desarrolla el
proceso de decisión; y f) la preocupación por el uso criterios de desempeño en lugar del
cumplimiento de requisitos legales.
La experiencia acumulada en el uso de la EAE en el mundo da cuenta de una alta diversidad de
enfoques y procedimientos, cuestión que se traduce en una amplia gama de metodologías y
técnicas, las que están disponibles en diversas guías a nivel internacional. Es importante recalcar
que en ellas la EAE es: i) un proceso que se aplica a decisiones de carácter estratégico, tomadas en
el ámbito privado y público; ii) de uso formal o voluntario; iii) caracterizado por una serie de pasos
que desarrollan un trabajo enfocado en los temas estratégicos; y iv) un apoyo efectivo a procesos
de decisiones sustentables.
8.1.2
Alcances de la EAE en Chile
Chile introdujo la EAE como instrumento obligatorio de gestión ambiental, a través de la reforma a
la legislación ambiental del año 2010 establecida en la Ley 19.300 sobre Bases Generales del
Medio Ambiente. La Ley 20.417 establece que la Evaluación Ambiental Estratégica “es el
procedimiento realizado por el Ministerio sectorial respectivo, para que se incorporen las
consideraciones ambientales del desarrollo sustentable, al proceso de formulación de las políticas
y planes de carácter normativo general, que tengan impacto sobre el medio ambiente o la
sustentabilidad, de manera que ellas sean integradas en la dictación de la respectiva política y
plan, y sus modificaciones sustanciales”. Se plantea como clave la definición de lo que se considera
una modificación sustancial de una decisión sometida a EAE.
La Ley también indica los aspectos que deberán ser analizados en la elaboración de las políticas y
planes durante sus etapas de diseño y aprobación. “En la etapa de diseño, el organismo que
dictará la política o plan, deberá considerar los objetivos y efectos ambientales del instrumento,
así como los criterios de desarrollo sustentable de los mismos. Durante esta etapa se deberá
integrar a otros órganos de la administración del Estado vinculados a las materias objeto de la
política o plan, así como otros instrumentos relacionados con ellos a fin de garantizar la actuación
coordinada de las entidades públicas involucradas en los proyectos afectados por la política o plan.
En el caso señalado en el inciso segundo, se deberán siempre considerar los instrumentos
relacionados con capacidad vial elaborados por la autoridad competente. En la etapa de
aprobación, se deberá elaborar un anteproyecto de política o plan que contendrá un informe
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INFORME FINAL
ambiental, que será remitido al Ministerio del Medio Ambiente para sus observaciones, para luego
ser sometido a consulta pública por parte del organismo responsable”.
En cuanto a la vinculación con los proyectos y el sistema de evaluación de impacto ambiental se
establece que “los proyectos o actividades sometidos al sistema de evaluación de impacto
ambiental deberán considerar siempre las políticas y planes evaluados estratégicamente”.
En síntesis, cabe destacar que la ley establece que deberán: i) considerarse los objetivos
ambientales del instrumento respectivo y los criterios de desarrollo sustentable; ii) incorporar a
otros órganos de la Administración del Estado e instrumentos relacionados para garantizar la
actuación coordinada; iii) elaborar un anteproyecto de política o plan con un informe ambiental
que será remitido al Ministerio de Medio Ambiente para sus observaciones y consulta pública; y iv)
dictar una resolución donde se señale el proceso de elaboración de la política o plan desde su
diseño, incorporando la participación de los organismos, la consulta pública, el contenido del
informe ambiental, las consideraciones ambientales y de desarrollo sustentable, y los criterios e
indicadores de seguimiento. En el marco anterior la EAE se aplica a:
8.2
Políticas y Planes y sus modificaciones sustanciales, sean de carácter normativo general,
que decida el Presidente de la República a proposición del Consejo de Ministros para la
Sustentabilidad
Planes regionales de ordenamiento territorial, planes reguladores intercomunales, planes
reguladores comunales y planes seccionales, planes regionales de desarrollo urbano y
zonificaciones del borde costero, del territorio marítimo y el manejo integrado de cuencas
o los instrumentos de ordenamiento territorial que los reemplacen o sistematicen
Aplicación de la EAE
En el desarrollo del trabajo se usará una metodología con base en el pensamiento estratégico
enfatizando la integración de criterios y objetivos de sustentabilidad en el proceso de decisión. La
idea es facilitar la creación de mejores estrategias y objetivos de desarrollo durante la elaboración
de la política. Se actuará sobre la concepción y elaboración de la política buscando apoyar el modo
y las prioridades de decisión en un contexto de sustentabilidad del desarrollo.
Se desarrollará un procedimiento flexible, enfocado en los siguientes pasos relevantes: la
definición de alcance de la EAE, el diagnóstico estratégico con base en cuestiones críticas, la
evaluación de los riesgos y oportunidades de las opciones de desarrollo identificadas como viables,
y los lineamientos y recomendaciones estratégicas importantes para la implementación,
incluyendo las capacidades institucionales.
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INFORME FINAL
Para ello se favorecerán los siguientes aspectos:
a. Fomento de la integración ambiental y de sustentabilidad (incluyendo los aspectos
biofísicos, sociales, institucionales y económicos) para establecer las condiciones que dan
cabida a futuras propuestas de desarrollo.
b. Valoración amplia del proceso de decisión, discutiendo las oportunidades y los riesgos de
distintas opciones de desarrollo y transformando los problemas en oportunidades.
c. Creación de una cultura estratégica en el proceso de decisión, promoviendo la
cooperación y el diálogo inter-institucional, y evitando conflictos.
d. Foco en el proceso de decisión, asegurando la incidencia de la EAE en la Elaboración de la
Propuesta de Matriz Energética, elaborando informes parciales para lograr una influencia
desde el inicio de su formulación.
e. Énfasis en factores críticos y ventanas de decisión, focalizando la evaluación en pocas
cuestiones estratégicas pero que son realmente clave e importantes para la
sustentabilidad y el ambiente para lograr una incidencia en los momentos críticos del
proceso de decisión.
f. Contenidos del Informe Ambiental orientando el procedimiento de EAE, enfocado en
aspectos críticos, en tendencias y no líneas de base, en capacidades institucionales, en el
seguimiento, etc.
g. Participación enfocada en actores clave y alineados con los procesos participativos del
instrumento, asegurando un proceso integrado e inclusivo con actores críticos para la
decisión por su relevancia en temas como: incidencia, liderazgo, disponibilidad de
información, interés, etc.
h. Informes acumulativos que dan origen al Informe final, considerando informes parciales
para cada etapa de la aplicación de manera de tener incidencia a lo largo de todo el
proceso de decisión y desde el inicio. El Informe Final será la culminación de un proceso
incremental e iterativo desarrollado durante las diferentes fases de la aplicación.
8.2.2
Aspectos Metodológicos Generales
Percepción de actores clave
La inclusión de actores estará contenida en un plan genérico de participación ciudadana que
será parte de las actividades que se desarrollan en el proceso de formulación de la política. El
plan será elaborado sobre la base de los siguientes aspectos:
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INFORME FINAL
Lineamientos y alcances de la participación.
Actores principales y sus agendas.
Objetivos, resultados, actividades previstas.
Estrategias y técnicas participativas y de comunicación.
Instancias críticas de comunicación.
Instrumentos y cronograma de trabajo.
Mecanismos de coordinación y responsables.
Mecanismos de evaluación y seguimiento.
Se identificará un listado de actores clave, los que serán incluidos en el diseño de la política de
acuerdo con las siguientes actividades:
Entrevistas a actores clave del sector público y privado
Resultados de talleres participativos
Resultados Grupos de Trabajo Técnico
Plataforma ciudadana virtual de información
Instancias regionales de consulta
La participación en este proceso de generación de propuesta de matriz o escenarios energéticos
posibles para la Región de Magallanes, dadas las características técnicas de la información que se
solicita, será segmentada en los grupos o sectores de la comunidad que se encuentren
involucrados en los diferente etapas o informes, asociadas a cada objetivo. Esto es por ejemplo:
Informe N°1: Objetivos 1 y 2 de los TdR. Actividades 1 a 8. Participación enfocada a información
de la demanda:
-
-
Reuniones con empresas de generación de energía.
Proyecciones de la demanda en los diferentes sectores que aportan al PIB Regional.
Considerando sector Industrial (plantas procesadoras de recursos hidrobiológicos,
faenadoras de carne), sector turismo (grandes hoteles y zonas aisladas), sector
Acuicultura, y empresas de energía propiamente tal. Reuniones con empresas relevantes.
Proyecciones de la demanda por comunas. En comunas rurales importante opinión de
municipios.
Talleres Provinciales con municipio y representantes de sectores productivos.
Validación Comité Consultivo
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INFORME FINAL
Informe N°2: Objetivos 3 y 4 de los TdR. Actividades 9 a 23. Participación enfocada a
disponibilidad de energéticos y procesos involucrados en exploración, prospección, explotación
y producción de los mismos.
-
Reuniones con ENAP y CEOPs
Reuniones con empresas de explotación de carbón
Panel de Expertos Recursos Fósiles
Panel de Expertos Recursos Renovables
Validación Comité Consultivo
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INFORME FINAL
Informe Final: Complementación Objetivos 3 y 4 y desarrollo Objetivo 5 y 6. Actividades 24 a
35.Participación enfocada a disponibilidad de energéticos y procesos involucrados en
exploración, prospección, explotación y producción de los mismos.
-
Reuniones con ENAP y CEOPs
Reuniones con empresas de carbón
Reuniones con Pecket Energy y Antogasta Minerals (empresas de Gasificación de carbón
ex situ e in situ, respectivamente)
Panel de Expertos Recursos Fósiles
Panel de Expertos Recursos Renovables
Validación con Comité Consultivo
b. Información secundaria. El desarrollo del trabajo se basará en la información secundaria
disponible, publicada o aportada por instituciones públicas y privadas. No se levantará información
primaria más allá de la producida por el trabajo de elaboración de la política. Al inicio del trabajo
se hará una identificación de la información necesaria ser incorporada en la aplicación de la EAE.
c. Criterios Ambientales y de Sustentabilidad. Se usará como marco de evaluación criterios
ambientales y de sustentabilidad, que serán definidos sobre la base de un análisis en el equipo de
trabajo y una validación con actores clave. Con esta finalidad se realizará como punto de partida
de la selección los criterios indicados en el documento “Análisis de la Experiencia Internacional de
la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía (2014)”. En ellos se
encuentran, por ejemplo:
Criterios Ambientales
Aportes para que la energía sea ambientalmente limpia que resguarda la salud y el
ambiente
Uso de energías limpias y renovables
Cumplimiento de regulaciones y estándares de alto nivel
Consecuencias sobre elementos del patrimonio natural y cultural
Resguardo de valores ambientales en el territorio
Aportes a la disminución de la emisión de gases efecto invernadero
Consumos de recursos naturales
Superación de riesgos derivados de factores naturales y humanos
Generación y manejo de desechos
Aportes a la eficiencia energética
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INFORME FINAL
Criterios Sociales
Superación de conflictos y disminución de la incertidumbre identificadas en el diálogo
social por medio del plan de participación
Comportamiento de los patrones del bienestar humano
Aportes al desarrollo de la dimensión social (desarrollo humano, consumo de energía,
vulnerabilidad del sistema)
Criterios Económicos
Aportes a la dimensión económica (precios, dependencia,
desconcentración)
Aporte de energía segura y disponible en el tiempo
Aportes con ventajas económicas por sus menores costos
Aportes a la diversificación de la matriz energética
Incorporación de energías renovables no convencionales
diversificación,
Nota: Parte de los criterios económicos son transversales ya que se debe hacer análisis de precios
para cada escenario, pensando en el valor real al centro de consumo; es decir, sin los subsidios
que cuenta hoy la Región. Los escenarios saldrán del análisis global de las tecnologías disponibles y
sus costos, y se verán varias alternativas o por lo menos 2 metas (al 2035 y al 2050) de
incorporación de energías renovables.
8.2.3
Detalle de las etapas de trabajo
A continuación se presentan las Etapas y pasos de cada una de ellas.
¿En qué consiste la etapa de definición del alcance?
Objetivos
Focalizar y establecer los requerimientos para implementar la evaluación en función de
las características y situación en que se encuentra el problema de decisión que es
objeto de análisis
Producto
Un informe de alcance con una síntesis que permita poner en marcha la evaluación, de
forma tal de asegurar la incidencia de la EAE en el proceso de decisión
Pasos
A.
B.
C.
D.
E.
F.
G.
Definición del problema de decisión
Definición del objeto de evaluación
Definición del objetivo de la EAE
Identificación de características del proceso de decisión e integración con la EAE
Definición de necesidades de participación
Definición de necesidades de información
Identificación de otras iniciativas relacionadas
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
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INFORME FINAL
¿Cuáles son las preguntas clave en la DEFINICION DEL PROBLEMA DE DECISION?
₋
₋
₋
₋
₋
¿Qué se busca solucionar con la decisión?
¿Qué necesidades, elementos o temas motivan la decisión?
¿Cuáles son los aspectos que describen la naturaleza central del problema?
¿Qué se busca lograr con la solución del problema?
¿Qué aspectos ambientales y de sustentabilidad están en juego en este problema de
decisión?
¿Cuáles son las preguntas clave en el OBJETO DE EVALUACION?
₋ ¿En qué consiste el objeto de evaluación?
₋ ¿En qué situación se encuentra el objeto de evaluación? (ejemplos: una decisión nueva, un
ajuste a una decisión existente, la ampliación de una decisión, etc.)
₋ ¿Cuál es el grado de formalidad que tiene el objeto de evaluación? (ejemplos: ley,
reglamento, resolución, etc.)
¿Cuáles son las preguntas clave en el OBJETIVO DE LA EAE?
₋ ¿Qué se quiere lograr o que se busca con la EAE?
₋ ¿Cuáles serán los elementos centrales que serán abordados por la EAE?
₋ ¿Cuál será el “valor agregado” que aportará la EAE al proceso de selección de alternativas y
de planificación del problema de decisión?
₋ ¿Cuáles son los objetivos ambientales que están en juego?
¿Cuáles son las preguntas clave en el PROCESO DE DECISION E INTEGRACION DE EAE?
₋ ¿Qué características particulares tiene el proceso de decisión?
₋ ¿Quiénes ocupan roles importantes en la decisión?
₋ ¿Cuáles serían los mecanismos de integración más adecuados entre el proceso de decisión y
la EAE?
₋ ¿Cuáles son los momentos críticos en que la EAE puede incidir de mejor forma en la
decisión?
¿Cuáles son las preguntas clave en NECESIDADES DE PARTICIPACION?
₋ ¿Quiénes son actores clave que necesitan ser incluidos en el proceso?
₋ ¿Cuáles son las razones que justifican la inclusión de los actores?
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INFORME FINAL
₋ ¿Cuáles son los intereses de los diferentes actores con respecto al plan o política?
₋ ¿Cuáles son los mecanismos participativos más eficientes para lograr la inclusión de los
actores identificados como clave?
₋ ¿Quiénes pueden ser parte de posibles conflictos en relación a la decisión?
₋ ¿Cuáles son los elementos centrales que deben abordarse en el plan de participación para
actores clave, considerando los distintos pasos de la EAE y en especial los mecanismos de
consulta indicados por Ministerio de Medio Ambiente?
₋ ¿Cuáles son los hitos, actividades y resultados del proceso que será necesario incluir en una
estrategia de comunicación más amplia?
¿Cuáles son las preguntas clave en NECESIDADES DE INFORMACIÓN?:
₋ ¿Qué información ambiental, social, económica, legal y política es necesaria?
₋ ¿En qué formato físico y/o virtual se necesita la información para cumplir con los propósitos
de la EAE? (temporalidad, especialización, bases de datos, imágenes, cartografías, gráficos,
etc.)
₋ ¿En qué condición se encuentra la información identificada y quiénes son los responsables?
₋ ¿La información existente está disponible o es necesario asegurar su acceso por distintas
vías?
₋ ¿La información disponible es suficiente o necesita ser complementada?
¿Cuáles son las preguntas clave de OTRAS INICIATIVAS RELACIONADAS?
₋ ¿Qué otras políticas, planes y/o programas vigentes se relacionan en forma directa con el
problema de decisión?
₋ ¿Qué otras decisiones estratégicas a nivel sectorial pueden ser relevantes para la
implementación de la opción preferente?
₋ ¿Cuáles son los principales compromisos políticos internacionales, nacionales o regionales
que afectan al plan?
₋ ¿Cuál es el marco normativo relacionado con el problema de decisión?
¿Cuáles son las preguntas clave en la PROGRAMACION DE LA EAE?:
₋ ¿Cuál es la conformación del equipo técnico y profesional y los asesores externos necesarios
para desarrollar la EAE?
₋ ¿Cuánto tiempo será invertido en el proceso de EAE?
₋ ¿Cuáles son los plazos para obtener la información necesaria?
₋ ¿En qué plazos serán logrados los hitos (informes de etapa)?
102
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INFORME FINAL
₋ ¿Cómo el plan de participación se ajusta a la agenda de los actores clave?
₋ ¿Cuáles son los espacios físicos en los que se realizarán las actividades?
₋ ¿Cuáles son las gestiones administrativas y operativas necesarias para el desarrollo de las
actividades?
¿En qué consiste la etapa de diagnóstico estratégico?
Objetivos
Esta etapa busca analizar el contexto bajo el cual se llevará adelante la evaluación por
medio de la identificación y caracterización de la información secundaria y la
percepción de los actores clave
Producto
Elaboración del diagnóstico estratégico
Pasos
A. Análisis del marco de referencia estratégico
B. Análisis de la percepción de actores
C. Análisis de aspectos ambientales y de sustentabilidad
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
¿Cuáles son las preguntas clave del MARCO DE REFERENCIA ESTRATEGICO?:
₋ ¿Cuáles son los lineamientos y orientaciones generales surgidas del marco de referencia
estratégico que dan un marco a la evaluación a nivel de instrumentos de política y de
aspectos de gestión y planificación?
₋ ¿Cuáles son específicamente los lineamientos y orientaciones ambientales y de
sustentabilidad que deben guiar la evaluación?
₋ ¿Qué otras políticas, planes y programas tienen sinergia ambiental con el problema de
decisión?
¿Cuáles son las preguntas clave en la PERCEPCION DE ACTORES?
₋ ¿Qué interpretación tienen los actores en relación al problema de decisión?
₋ ¿Cuáles son las grandes preocupaciones que perciben los actores en relación al problema de
decisión?
₋ ¿Cuáles son los valores en juego desde el punto de vista ambiental y de sustentabilidad por
parte de los actores?
₋ ¿Cuáles son los principales conflictos evidentes y potenciales?
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¿Cuáles son las preguntas clave en ASPECTOS AMBIENTALES Y DE SUSTENTABILIDAD?
₋ ¿Cuáles y porqué son valores ambientales y de sustentabilidad en juego?
₋ ¿Cuáles son las ventajas existentes para ellos?
₋ ¿Cuáles son las amenazas posibles para ellos?
¿En qué consiste la etapa de análisis estratégico?
Objetivos
Analizar los riesgos y oportunidades de distintas opciones estratégicas a partir de
factores críticos de decisión
Producto
Selección de opción estratégica preferente
Pasos
A. Definición y caracterización de factores críticos de decisión
B. Definición de opciones o alternativas estratégicas viables para llevar adelante la
decisión
C. Análisis de riesgos y oportunidades
D. Selección de opción preferente
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
¿Cuáles son las preguntas clave de los FACTORES CRITICOS DE DECISION?:
₋
₋
₋
₋
₋
¿Qué es lo central que debe profundizarse en la evaluación?
¿Qué aspectos son identificados como factores críticos de decisión?
¿Cuál es la descripción de los factores críticos?
¿Cuáles son los criterios de evaluación de los factores críticos?
¿Cuáles son los indicadores más efectivos para analizar el estado y las tendencias de cada
factor crítico de decisión?
¿Cuáles son las preguntas clave de las OPCIONES ESTRATEGICAS?:
₋ ¿Cuáles son las opciones o alternativas de desarrollo que resultan posibles para
implementar los objetivos de la decisión?
₋ ¿Cuáles son los elementos que hacen viables cada opción identificada?
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INFORME FINAL
¿Cuáles son las preguntas clave de RIESGOS Y OPORTUNIDADES?
₋ ¿Cuáles son los riesgos que resultan de cada opción o alternativa estratégica identificada?
₋ ¿Cuáles son las oportunidades que resultan de cada opción o alternativa estratégica
identificada?
¿Cuáles son las preguntas clave en la OPCION PREFERENTE?
₋ ¿Cuáles son las opciones de desarrollo viables para adelantar la decisión?
₋ ¿Cuáles son las ventajas ofrecidas por las distintas opciones para abordar los riesgos y
oportunidades?
₋ ¿Cuáles son las barreras existentes ante las diversas oportunidades y riesgos detectados?
₋ ¿Cuáles es la opción estratégica donde se puede actuar con mayor facilidad ante los riesgos
y oportunidades?
¿En qué consiste la etapa de lineamientos estratégicos?
Objetivos
Identificar la estrategia y directrices que permitan la implementación de la
opción o alternativa preferente
Producto
Estrategia de implementación de opción o alternativa preferente, con especial
énfasis en el cumplimiento de los objetivos ambientales
Pasos
A. Definición de directrices sobre los procesos de planificación y gestión
B. Definición de directrices sobre las capacidades institucionales
C. Definición de directrices sobre el seguimiento
Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)
¿Cuáles son las preguntas clave de PLANIFICACION Y GESTION?:
₋ ¿Qué acciones de planificación y gestión de la opción o alternativa estratégica preferente
deben emprenderse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE?
₋ ¿Quiénes son los responsables de llevar adelante las tareas?
₋ ¿Cuál es el grado de prioridad para llevar adelante la acción propuesta?
₋ ¿Cuáles son los objetivos y acciones ambientales propuestas?
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INFORME FINAL
¿Cuáles son las preguntas clave en CAPACIDADES INSTITUCIONALES?
₋ ¿Qué acciones en recursos humanos, recursos operativos, capacitación, educación, entre
otros, deben emprenderse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE?
₋ ¿Quiénes son los responsables de llevar adelante las tareas?
₋ ¿Cuál es el grado de prioridad para llevar adelante la acción propuesta?
¿Cuáles son las preguntas clave en el SEGUIMIENTO?
₋ ¿Qué acciones deben emprenderse para acompañar el desarrollo y evolución de los riesgos
y oportunidades detectadas en la EAE para la opción preferente?
₋ ¿Quiénes son los responsables de llevar adelante las tareas?
₋ ¿Cuál es el grado de prioridad para llevar adelante la acción propuesta?
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INFORME FINAL
Figura 8.1 Etapas de la aplicación de la EAE
107
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
8.2.4
Informes del proceso de EAE
¿Qué contenidos incluye el Informe de Alcance?
Este informe es el primero de los cuatro documentos del proceso que contempla la metodología
de EAE. En este informe se incluye una síntesis de las respuestas obtenidas a cada una de las
preguntas planteadas; la información sirve de base para el desarrollo de las etapas posteriores de
la EAE. Es relevante que este informe sea debidamente socializado con los profesionales y técnicos
que participarán en forma directa del proceso de EAE, incluyendo al equipo de planificación y al
personal administrativo de apoyo. El informe debe incluir al menos los siguientes elementos:
₋
₋
₋
₋
₋
₋
₋
El problema de decisión caracterizado
El objeto de evaluación definido
El objetivo de la EAE, incluyendo los aspectos ambientales
Los puntos de encuentro entre el proceso de planificación y el de EAE
Un listado de actores y el plan de participación
Una matriz que presente la información necesaria para desarrollar la EAE y las formas de
obtenerla
Una matriz que detalle la programación del proceso de EAE, incluyendo plazos, hitos,
encargados, recursos materiales y logísticos necesarios y procedimientos administrativos
para cumplir
¿Qué contenidos debe incluir el Informe de Diagnóstico Estratégico?
Este informe incluye una síntesis del proceso de diagnóstico estratégico, que se apoya en la
información obtenida en la primera etapa, la integra y la lleva a consulta de actores para
identificar las principales preocupaciones, ventajas y desventajas que se originan en el problema
de decisión, según el contexto estratégico y la percepción de actores. El informe debe incluir al
menos una síntesis de los siguientes elementos:
₋
₋
₋
₋
₋
Una síntesis del marco de referencia estratégico
Una síntesis de la percepción de actores consultados
Una síntesis de los principales aspectos de sustentabilidad y de ambiente relacionados
con la decisión
Una identificación y análisis de las principales preocupaciones, valores ambientales y
conflictos involucrados en la decisión
Una identificación y análisis de las ventajas y desventajas que presenta el problema de
decisión
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ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050
INFORME FINAL
¿Qué contenidos debe incluir el Informe de Opción Estratégica o Alternativa Preferente?
Este informe representa un hito en el desarrollo de la EAE pues ayuda a socializar el proceso de
análisis estratégico que permite la selección de una opción preferente entre todas las alternativas
evaluadas durante el proceso. Este informe incluye una síntesis de los siguientes elementos:
₋
₋
₋
₋
La identificación y descripción del estado y tendencias de los factores críticos
seleccionados para realizar el proceso de evaluación
Una descripción general de las diferentes opciones o alternativas estratégicas evaluadas
Una síntesis de los riesgos y las oportunidades que se presentan en el cruce de los
factores críticos y las diferentes opciones o alternativas evaluadas
Una descripción en detalle de la opción o alternativa estratégica seleccionada
(preferente) junto con los riesgos y oportunidades que fueron caracterizados
¿Qué contenidos debe incluir el Informe Final?
El informe final corresponde a la suma de antecedentes parciales por etapa, ya indicados en los
puntos anteriores, sumados a los lineamientos estratégicos integrados a la estrategia de
implementación de la opción o alternativa preferente. En estos lineamientos se incluyen:
₋
₋
₋
Las directrices de planificación y gestión
Las directrices respecto de capacidades institucionales
Las directrices de seguimiento
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