Tecnologías ERNC - Pontificia Universidad Católica de Chile

Pontificia Universidad Católica de Chile
Escuela de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE-3372 Mercados Eléctricos
Informe Final
Estudio de tecnologías de generación ERNC
Alumno
Profesor
Supervisor
: Michael Ahlers C.
Alejandro Arellano G.
: Hugh Rudnick
: Felipe Imbarack
Fecha de Entrega
: Lunes 24 de Mayo 2010
Índice
1.
ERNC................................................................................................................................................ 6
1.1
2.
ERNC en Chile ........................................................................................................................................... 8
Descripción general de tecnologías de generación ERNC ............................................................ 10
2.1 Energía Mini – Hidráulica ........................................................................................................................ 10
2.1.1
Turbinas ...................................................................................................................................... 11
2.1.2
Comentarios................................................................................................................................ 13
2.2 Energía Eólica .......................................................................................................................................... 14
2.2.1
Componentes .............................................................................................................................. 15
2.2.2
Cogeneración en redes de potencia (On-Grid) ........................................................................... 17
2.2.3
Micro-generación en sistemas aislados ...................................................................................... 17
2.2.4
Sistema eólico ............................................................................................................................. 17
2.2.5
Energía eólica en el mundo......................................................................................................... 18
2.2.6
Comentarios................................................................................................................................ 19
2.3 Energía Solar ........................................................................................................................................... 21
2.3.1
Fotovoltaica ................................................................................................................................ 21
2.3.2
Concentración del poder solar (Concentrating Solar Power or CSP) .......................................... 26
2.4 Energía Biomasa ..................................................................................................................................... 32
2.4.1
Energía Biogás ............................................................................................................................. 35
2.5 Energía Geotérmica ................................................................................................................................ 38
2.5.1
Tipos y Estructura ....................................................................................................................... 38
2.5.2
Energía Geotérmica en el mundo ............................................................................................... 40
2.6 Energía Mareomotriz .............................................................................................................................. 42
2.6.1
Movimiento de Mareas .............................................................................................................. 42
2.6.2
Movimiento de Olas.................................................................................................................... 43
2.6.3
Gradiente térmico ....................................................................................................................... 44
3.
Chile y Tecnología Actual .............................................................................................................. 46
3.1 Energía Mini-Hidráulica .......................................................................................................................... 47
3.1.1
Estado implementación en Chile ................................................................................................ 47
3.1.2
Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 47
3.1.3
Inversión – costos ....................................................................................................................... 47
3.2 Energía Eólica .......................................................................................................................................... 49
3.2.1
Estado implementación en Chile ................................................................................................ 49
3.2.2
Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 50
3.2.3
Inversión – costos ....................................................................................................................... 53
3.3 Energía Solar ........................................................................................................................................... 56
3.3.1
Estado implementación en Chile ................................................................................................ 56
3.3.2
Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 57
3.3.3
Inversión – costos ....................................................................................................................... 59
3.4 Energía Geotérmica ................................................................................................................................ 62
3.4.1
Estado implementación en Chile ................................................................................................ 62
3.4.1
Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 64
3.4.2
Inversión – costos ....................................................................................................................... 64
3.5 Energía Mareomotriz .............................................................................................................................. 68
3.5.1
Estado implementación en Chile ................................................................................................ 68
3.5.2
Avances recientes en tecnología ................................................................................................ 68
3.5.3
Inversión – costos ....................................................................................................................... 69
3.6 Permisos a considerar ............................................................................................................................. 70
4.
5.
Tecnologías para aplicación local.................................................................................................. 71
Referencias ................................................................................................................................... 74
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
1
2010
Anexo A.
Anexo B.
Anexo C.
Anexo D.
Anexo E.
Costos por tecnología y país ................................................................................................. I
ERNC en Sistemas Eléctricos de Chile .................................................................................. V
Mapa eólico de Chile .......................................................................................................... VI
Potencial Eólico Chiloé......................................................................................................... X
Algunos proyectos mini-hidro ............................................................................................ XI
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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2010
Índice de Figuras
Figura 1-1: Factores de planta típicos de tecnologías de generación competitivos (Jorquera, 2009). ... 7
Figura 2-1: Mini Central Hidráulica. ....................................................................................................... 10
Figura 2-2: Turbina Pelton, Turbina Francis, Turbina Cross Flow. ......................................................... 11
Figura 2-3: Grafico de desempeño de turbinas. (Hidroconsultores, 2009) ........................................... 12
Figura 2-4: Curva de eficiencias de turbinas. (Hidroconsultores, 2009)................................................ 13
Figura 2-5: Evolución de las turbinas eólicas. ........................................................................................ 15
Figura 2-6: Principales partes de Turbina Eólica.................................................................................... 16
Figura 2-7: Diagrama esquemático del sistema. ................................................................................... 18
Figura 2-8: Mercado Turbinas Eólicas E.E.U.U. por MW (U.S. Department of Energy, 2009). .............. 19
Figura 2-9: Paneles de Silicona Poli cristalina. ....................................................................................... 22
Figura 2-10: Paneles de película fina. .................................................................................................... 22
Figura 2-11: Panel dye-sensitized, panel organic. ................................................................................. 23
Figura 2-12: Eficiencia de Tecnologías Fotovoltaicas. (Selya Price, 2010)............................................. 24
Figura 2-13: Repartición mundial de capacidad instalada. (Selya Price, 2010) ..................................... 25
Figura 2-14: Precio módulos fotovoltaicos. (Selya Price, 2010) ............................................................ 25
Figura 2-15: Campo solar, Canales parabólicos. .................................................................................... 26
Figura 2-16: Torre de Poder................................................................................................................... 27
Figura 2-17: Dish Engine. ....................................................................................................................... 28
Figura 2-18: Linear Fresnel Reflector..................................................................................................... 29
Figura 2-19: Grafico de Capacidad ( (Renewable Energy World, 2003) pp. 109-113) ........................... 31
Figura 2-20: Transformación de residuos a biomasa (CNE, 2009)......................................................... 32
Figura 2-21: Alternativas de procesamiento de biomasa para producir energía. ................................. 34
Figura 2-22: Cogeneración con biomasa (Pacheco, 2009)..................................................................... 35
Figura 2-23: Instalación de biodigestor. ................................................................................................ 37
Figura 2-24: Esquema de sistema de generación eléctrica con energía geotérmica. ........................... 40
Figura 2-25: Países con mayor capacidad geotérmica instalada (U.S. Department of Energy, 2009). . 41
Figura 2-26: Embalse artificial, Turbinas en medio del mar. ................................................................. 43
Figura 2-27: Conversor Pelamis, Boyas.................................................................................................. 44
Figura 2-28: Planta OTEC. ...................................................................................................................... 45
Figura 2-29: Proyectos Marítimos (U.S. Department of Energy, 2009) ................................................. 45
Figura 3-1: Crecimiento del tamaño de turbinas eólicas comerciales (EWEA, 2009). .......................... 51
Figura 3-2: Capacidad promedio de turbinas instaladas por año en UE. .............................................. 51
Figura 3-3: Generación eólica - costo de energía eléctrica en el tiempo (EWEA, 2009). ..................... 52
Figura 3-4: Inversión en Energía Eólica (EWEA, 2009)........................................................................... 52
Figura 3-5: Costo kWh según nivel de viento en zona (EWEA, 2008).................................................... 54
Figura 3-6: Costo total de inversión (EWEA, 2008). .............................................................................. 55
Figura 3-7: Eficiencia de tecnologías en laboratorio. (Selya Price, 2010).............................................. 58
Figura 3-8: Estructura de costos de instalaciones promedio fotovoltaicas. (Selya Price, 2010) ........... 59
Figura 3-9: Estructura de costos proyecto CSP promedio. (Selya Price, 2010) ..................................... 61
Figura 3-10: Mapa de oportunidades y concesiones en Chile. .............................................................. 63
Figura 3-11: Cronograma y proceso de una concesión geotérmica (Energía Andina, 2009). ............... 64
Figura 3-12: Distribución probabilística de costo normalizado Central Geotérmica doble flash (Caner
Sener, Rene van Dorp, & Dylan Keith, 2009). ........................................................................................ 66
Figura 4-1: Ingresos típicos de un proyecto ERNC. ................................................................................ 72
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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Índice de Tablas
Tabla 1-1: Potencial estimado de ERNC en Chile (Santana, 2009). ......................................................... 8
Tabla 1-2: Detalle matriz energética Chile al 2008 (CNE, 2009). ............................................................. 9
Tabla 2-1: Turbinas y sus alturas de funcionamiento. (Hidroconsultores, 2009).................................. 11
Tabla 2-2: Ranking Internacional de Potencia Instalada Energía Eólica (U.S. Department of Energy,
2009) ...................................................................................................................................................... 18
Tabla 2-3: Plantas CSP instaladas en el mundo. (Selya Price, 2010) ..................................................... 31
Tabla 2-4: Porcentaje de metano en el biogás según animal (Márquez Mendoza, 2008). ................... 36
Tabla 3-1: Centrales Mini-Hidráulicas instaladas en los principales sistemas de transmisión. ............. 46
Tabla 3-2: Estructura de Costos Central Mini hidráulica común. (Ubilla, 2008) ................................... 48
Tabla 3-3: Inversión en Generación Eólica en Chile (Systep, 2010)....................................................... 49
Tabla 3-4: Inversión en Generación en Chile - Algunos proyectos (Systep, 2010). ............................... 50
Tabla 3-5: Estructura de costos para proyectos de generación eólica de 2MW (EWEA, 2008) ............ 53
Tabla 3-6: Precios turbinas ejemplo (Wind Power, 2010). *Incluyen torre .......................................... 55
Tabla 3-7 : Radiación Solar Diaria Total Horizontal Promedio Anual para las Regiones de Chile
(Sarmiento, 2006) .................................................................................................................................. 57
Tabla 3-8: Precio tecnologías y eficiencia. (Selya Price, 2010) .............................................................. 60
Tabla 3-9: Componentes del costo normalizado para ciclo doble flash. ............................................... 67
Tabla 3-10: Desglose gastos típicos de proyectos geotérmicos (Geothermal Energy Association, 2005).
............................................................................................................................................................... 67
Tabla 3-11: Resumen de Costos de Estudios. ........................................................................................ 69
Tabla 3-12: Tiempos aproximados obtención de permisos (Endesa Chile, 2009). ................................ 70
Tabla 4-1: Tabla resumen tecnologías ERNC ......................................................................................... 73
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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2010
Introducción
Este informe busca dar en su primera parte una concisa descripción de las principales
tecnologías no convencionales en el mundo. La finalidad es poder conocer los principios
básicos de funcionamiento para formar una idea general de cómo se las ve y utiliza en el
mundo. Para esto reunimos, recapitulamos y sintetizamos una gran cantidad de información
extraída de diferentes fuentes, tanto nacionales, extranjeras, comerciales, académicas y
gubernamentales para así lograr un completo catálogo de referencias e información.
En general en esta parte se habla de las energías renovables no convencionales para
referirse a las más consolidadas en cuanto a la madurez de la tecnología en el mundo, sus
proyecciones o su expansión. Estas son: la energía hidráulica, la energía eólica, la energía
solar, la energía solar térmica, la energía de bio-combustibles y la energía marítima.
En una segunda parte este informe busca mostrar el grado de profundidad que cada
tecnología ERNC ha alcanzado en Chile. Para luego profundizar en un análisis de costo de
cada una de ellas. Esto para tener una idea más clara de cuan factible es su implementación
en Chile.
Por último, este informe presenta una visión en base a sus dos partes anteriores, en
donde se concluye sobre la viabilidad de las ERNC en Chile.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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2010
1.
ERNC
A diferencia de las energías fósiles, las energías renovables se caracterizan porque, en
sus procesos de transformación de energía útil y aprovechamiento, no se consumen ni se
agotan en una escala humana.
Las energías renovables suelen clasificarse en convencionales y no convencionales,
según sea el grado de desarrollo de las tecnologías para su aprovechamiento y la
penetración en los mercados energéticos que presenten. Dentro de las convencionales, la
más importante es la hidráulica a gran escala. Sin embargo, el potencial de las diferentes
fuentes ERNC, estimados en varios miles de MW, recién está empezando a cobrar su
importancia en la política energética del país (CNE, 2009).
La definición en Chile sobre ERNC se enfoca principalmente en las siguientes
tecnologías (Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, 2008):
-
Pequeña hidráulica: centrales hidroeléctricas < 20 MW.
-
Biomasa y biogás: energía proveniente de materia orgánica vegetal o animal.
-
Geotermia: energía del calor natural de la tierra.
-
Solar: energía de la radiación solar.
-
Eólica: energía cinética del viento.
-
De los Mares: cualquier forma de energía mecánica producida por el movimiento de
las mareas, olas y corrientes marinas.
-
Otros: proyectos de energías renovables definidos fundadamente.
Para el aprovechamiento de ERNC se debe seguir un proceso no menor de estudio
sobre diferentes tópicos. Como procedimiento general se puede describir:
-
Evaluación del recurso.
-
Selección de tecnología.
-
Financiamiento.
-
Integración de mercado.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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-
Operación de mercado.
-
Salida al mercado.
Una de las características que definen fuertemente el potencial de las ERNC es el
factor de planta. Este permite recibir mayor remuneración por potencia instalada y poder
entregar mayor energía durante el año. En la Figura 1-1 se puede ver que la variabilidad de
este factor es alta, destacando el alto factor de planta de las instalaciones de tecnología
geotérmica.
Figura 1-1: Factores de planta típicos de tecnologías de generación competitivos (Jorquera, 2009).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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1.1 ERNC en Chile
En Chile, el sector de generación se concibe abierto y competitivo. La inversión es
realizada por el privado y el estado ejerce la función de regulador, fiscalizador y
desarrollador de políticas.
Históricamente, ha existido un marco regulatorio neutral con respecto a las
tecnologías y fuentes de generación, conciliando los objetivos principales: seguridad y
eficiencia del suministro, y sustentabilidad ambiental en el desarrollo del sector.
Sin embargo, los hechos ocurridos durante los últimos años (la incertidumbre de
suministro de gas extranjero, variabilidad del precio del petróleo y calentamiento global) han
hecho que se valoren otras características que las ERNC permiten desarrollar: protección del
medio ambiente y aumentar la seguridad del suministro mediante la diversificación de
fuentes, disminuyendo la dependencia externa y vulnerabilidad. Otra razón para el
desarrollo de ERNC en Chile es el alto potencial existente. El potencial en Chile se encuentra
en proceso de precisión. Conservadoramente, sólo considerando el potencial técnico y
económico y de zonas o proyectos en conocimiento de CNE, el potencial es del orden de
magnitud de la capacidad actualmente instalada en Chile. En la Tabla 1-1 se puede ver este
potencial que no considera tecnologías ERNC que no cuentan con potencial técnico
económico comprobado para Chile, como la solar y de los mares (Santana, 2009).
Tecnología
MW estimados
Geotermia
Eólica
Biomasa/biogás
Pequeña hidráulica
2.000
6.000
1.000
2.600
Total
11.600
Tabla 1-1: Potencial estimado de ERNC en Chile (Santana, 2009).
Ya en el año 2008, Chile contaba con un 2,7% de tecnologías ERNC, del total de su
capacidad de generación instalada, como se puede ver en la Tabla 1-2. Para ese mismo año
destacan los grandes aportes de tecnología Mini-hidráulica y Biomasa.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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Fuente
SIC
SING
Magallanes
Aysén
Total
Hidráulica >20MW
Comb. Fósiles
4.781
4.292
0
3.589
0
99
0
28
4.781
8.007
Total Convencional
9.073
3.589
99
28
12.788
129
166
18
13
0
0
0
0
0
21
0
2
162
166
20
313
9.386
3,3%
13
3.602
0,4%
0
99
0%
23
50
45%
349
13.137
2,7%
Hidráulica <20MW
Biomasa
Eólica
Total ERNC
Total Nacional
ERNC %
Tabla 1-2: Detalle matriz energética Chile al 2008 (CNE, 2009).
Las nuevas políticas (esencialmente Leyes Cortas 1 y 2) han favorecido y fomentado
las ERNC en base a las ventajas ya descritas que estas tecnologías ofrecen. Puntualmente
estas políticas exigen, desde el año 2010, que las empresas generadoras, que participen en
sistemas con potencia instalada superior a 200MW, demuestren que un 5% de la energía
que comercializan al sistema sea generada con tecnologías ERNC. Desde el 2015, se irá
aumentando este requerimiento de manera lineal, para llegar al año 2024 a un 10% de la
energía comercializada.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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2.
Descripción general de tecnologías de generación ERNC
A continuación se describen las tecnologías renovables no convencionales más
conocidas y utilizadas.
2.1 Energía Mini – Hidráulica
Las centrales Mini - Hidráulicas se definen, en Chile, como aquellas centrales que
tienen una capacidad menor a 20 MW. Estas pequeñas centrales aprovechan canales de
aguas fluyentes sin presa para producir electricidad, pero necesitan que circule un caudal de
agua determinado para su correcto funcionamiento. De este caudal depende la capacidad de
la central.
En general, en las centrales mini-hidráulicas no hay más que una o un par de
turbinas, que son activadas por el caudal de agua en el cual fueron instaladas.
En la Figura 2-1 se muestra un ejemplo de una pequeña central mini-hidráulica.
Figura 2-1: Mini Central Hidráulica.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
10
2010
2.1.1
Turbinas
En esta tecnología lo más importante son la turbinas, dado a que la mayor parte de
la inversión recae en ellas. Los tipos de turbinas más usadas para estas pequeñas centrales
son la turbina Pelton, la Francis, la Kaplan, la Michell-Banki y la turgo. En la Figura 2-2 se
muestran algunas de ellas.
Figura 2-2: Turbina Pelton, Turbina Francis, Turbina Cross Flow.
Las diferentes turbinas tienen distintos rangos de funcionamiento segun la altura del
salto del caudal. En la Tabla 2-1 se muestra el tipo de turbina a usar segun el tipo de altura.
Tipo de Turbina
Kaplan y hélice
Francis
Pelton
Michell-Banki
Turgo
Rango de salto en metros
2 < H < 20
10 < H < 350
50 < H < 1300
3 < H < 200
50< H < 250
Tabla 2-1: Turbinas y sus alturas de funcionamiento. (Hidroconsultores, 2009)
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
11
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En la Figura 2-3 podemos observar un grafico de desempeño de las distintas turbinas
según el caudal y la altura de salto.
Figura 2-3: Grafico de desempeño de turbinas. (Hidroconsultores, 2009)
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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El rendimiento de cada turbina se muestra en la Figura 2-4. Podemos ver claramente
las diferentes formas de las curvas de rendimientos según la turbina empleada y el caudal de
agua utilizado.
Figura 2-4: Curva de eficiencias de turbinas. (Hidroconsultores, 2009)
2.1.2
Comentarios
La energía hidráulica es una fuente de energía muy ventajosa, ya que es inagotable y
disponible en el territorio a nivel de superficie. Como otros recursos naturales es
intermitente, pero disponible en el largo plazo.
La energía hidráulica tiene un bajo impacto al medioambiente cuando se realiza un
proyecto de pequeño alcance. También la producción de electricidad a través de este medio
es muy limpia dado a que no se emite CO2 y ningún tipo de químico.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
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2.2 Energía Eólica
La energía eólica se entiende como una forma secundaria de energía solar. El viento
es el movimiento de masas de aire, desde áreas de mayor a menor presión, fruto de las
distintas temperaturas sobre la superficie terrestre (gradiente térmica) (Kunstmann, 2009).
Además, la rotación terrestre establece la circulación global de vientos.
Esta energía ha sido antiguamente utilizada para bombeo de agua y molienda, pero
no fue hasta mediados de los 80 que se inició el desarrollo comercial de turbinas eólicas (50100kW). A mediados de los 90, se frecuenta producir turbinas de 500-600kW, y actualmente,
se ha llegado a potencias de 2-3MW, con torres de más de 100m y diámetros de 80-100m.
La energía eólica es la fuente con mayor crecimiento en capacidad instalada en el mundo,
llegando a 90.500MW a fines del 2007 y que serán instalados 160.000MW en el año 2010
(CNE, 2008).
Las turbinas eólicas o aerogeneradores son el mecanismo típico de extracción de la
energía cinética del viento para su transformación a energía eléctrica. A través del
movimiento de las aspas o paletas se acciona el generador eléctrico que transforma la
energía por rotación para posteriormente almacenarse en baterías o transmitirse inmediata
y directamente a la red.
En la Figura 2-5 se puede ver la evolución de las turbinas eólicas y algunos tipos de
ellas. Se distinguen: el molino multipala (1), la turbina Smith-Putman (2), el molino de eje
vertical Diarreus(3), un parque eólico en el mar (4) y una turbina moderna Vestas (4). Existen
turbinas de eje vertical como las del tipo Savonius y Darrieus, sin embargo, las más utilizadas
para la generación masiva de energía eléctrica son las de eje horizontal, que poseen mayor
eficiencia aerodinámica y fuerza de arranque; en contraste con las de eje vertical, que
poseen multi-direccionalidad y mayor fuerza de arrastre.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
14
2010
Figura 2-5: Evolución de las turbinas eólicas.
En teoría, la cantidad de energía eólica en el planeta podría satisfacer la demanda
mundial. Las aspas pueden extraer como máximo un 59% de la energía cinética del viento
(límite de Betz), sin embargo, en términos prácticos, ésta solo llega al 40%.
2.2.1
Componentes
En términos generales, las turbinas modernas se componen principalmente por 3
palas, de entre 42 a 84m de diámetro; un generador, de 600kW a 2MW; la torre, de entre 40
y 100m (que optimiza altura, resistencia y resonancia); la veleta, que ayuda con la
orientación del generador; y el multiplicador, que aumenta hasta 50 veces la velocidad de
giro). El rotor y las aspas generalmente están construidas de fibra de vidrio o fibra de
carbono (más liviano y flexible). Un esquema simplificado con las principales partes de la
turbina se puede ver en la Figura 2-6.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
15
2010
Figura 2-6: Principales partes de Turbina Eólica.
La cabeza alberga las máquinas de la turbina, controladores aerodinámicos,
controladores electrónicos de potencia. De existir, contiene el motor de giro del ángulo de
las aspas (blade control) y/o los motores de giro de la cabeza (yaw control) que permiten
optimizar la extracción de energía y proteger la turbina. Además está presente el eje
acoplador, eje de rotación de la turbina, caja acopladora de velocidad, eje de rotación del
generador y el freno mecánico.
Los tipos de generador más utilizados en esta tecnología son:
-
De Inducción: conectado directamente a la red absorbiendo potencia reactiva, posee
un pequeño rango de operación con control simple, velocidad fija, menor costo de
inversión y mantenimiento.
-
De inducción doblemente alimentado: posee velocidad controlable, capacidad
limitada de aporte de reactivos, control de mayor complejidad, mayores costos de
inversión y mantenimiento.
-
Síncrono: posee velocidad variable, desacoplado del sistema, posibilidad de controlar
aporte de potencia activa y reactiva, flexibilidad, genera armónicas. Posee un control
más sofisticado y alta inversión debido al rectificador e inversor.
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2010
Las áreas de aplicación de la energía eólica son esencialmente dos: cogeneración en
redes de potencia y micro-generación en sistemas aislados. En ambos casos es muy
importante el control y optimización de la energía generada.
2.2.2
Cogeneración en redes de potencia (On-Grid)
Se trata de potencias mayores a los 50kW y aportan solo una porción del total de la
energía eléctrica. Lo más común es usar un generador de inducción cuya excitación es
provista por la misma red, lo cual restringe la turbina a una velocidad casi constante. Así, el
control y optimización se lleva a cabo mediante el cambio en el ángulo de incidencia de las
palas. Para la conexión con la red suelen utilizarse técnicas de velocidad variable, las cuales
requieren de generadores de rotor bobinado o generadores conectados a la red por medio
de conversores estáticos de frecuencia los cuales pueden ser costosos (Leidhold, García, &
Valla, 2002).
2.2.3
Micro-generación en sistemas aislados
Se trata de generadores de potencias entre 1 y 50kW que son la única fuente de
energía eléctrica disponible en el lugar, alejado de la red eléctrica. En estos sistemas es
fundamental la robustez y confiabilidad del sistema, por lo que no suelen utilizarse
complejos sistemas que requieran alta mantención. Para optimizar la energía cinética
extraída del viento, el sistema más utilizado es el de velocidad variable, pudiéndose variar la
velocidad angular de la turbina para una misma velocidad del viento, mejorando la eficiencia
(Leidhold, García, & Valla, 2002).
2.2.4
Sistema eólico
El sistema de implementación de esta tecnología sigue generalmente el esquema de
la Figura 2-7. La turbina, que posee opcionalmente una caja amplificadora, conectada al
generador trifásico. Posteriormente se utiliza un convertidor de frecuencia para obtener la
frecuencia de la red, un transformador elevador y, de ser necesario, equipos de
compensación.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
17
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Figura 2-7: Diagrama esquemático del sistema.
2.2.5
Energía eólica en el mundo
Como se puede ver en la Tabla 2-2, en términos de capacidad instalada
mundialmente al 2008, Estados Unidos posee el 21% de esta, sobrepasando a Alemania por
primera vez en este ranking.
Capacidad Anual
(2008, MW)
EEUU
China
India
España
Alemania
Francia
Italia
Reino Unido
Portugal
Australia
Resto del mundo
TOTAL
9.558
6.246
1.810
1.739
1.665
1.200
1.010
869
679
615
3.999
Capacidad Acumulada
(final de 2008, MW)
EEUU
Alemania
España
China
India
Italia
Francia
Reino Unido
Dinamarca
Portugal
Resto del mundo
28.390 TOTAL
25.369
23.933
16.453
12.121
9.655
3.731
3.671
3.263
3.159
2.829
18.106
122.290
Tabla 2-2: Ranking Internacional de Potencia Instalada Energía Eólica (U.S. Department of Energy, 2009)
En Estados Unidos existe un mercado de turbinas eólicas dominado fuertemente por
GE aunque con una tendencia a la baja en los últimos años en lo referente a participación de
mercado (ver Figura 2-8). Se aprecia el aumento en el número de empresas en el mercado y
el crecimiento de las más pequeñas, demostrando la competencia en el mercado. La vida útil
de los equipos se estima en 20 años, generalmente con 5 años de garantía, lo que permite
rentabilizar la inversión.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
18
2010
Figura 2-8: Mercado Turbinas Eólicas E.E.U.U. por MW (U.S. Department of Energy, 2009).
Las características a considerar para una adecuada elección de emplazamiento son:
tener acotadas variaciones climáticas, acotada turbulencia y vientos extremos, y tener una
velocidad media elevada. Es por esto que el emplazamiento suele ser en pasajes entre
montañas, llanuras, elevaciones y cimas de colinas, y zonas con gradientes de presión o
temperatura. Además se deben considerar los obstáculos en la dirección predominante del
viento, las posibilidades de acceso y construcción en el sitio, la existencia de otros
generadores o molinos cerca, la lejanía con la red eléctrica (puede ser determinante en la
parte financiera), accesos y posibilidad de construir caminos.
2.2.6
Comentarios
Como ventajas generales se puede mencionar que la energía eólica es renovable ya
que proviene de una fuente inagotable y gratuita. Además no produce emisiones dañinas,
puede convivir con otros usos de suelo, y su instalación es rápida y altamente reversible. Por
otro lado, los aerogeneradores presentan el problema de ser extremadamente grandes,
elevando costos de instalación y transporte. A esto se suma la vibración, el ruido, problemas
con el tránsito de aves y el impacto visual debiendo instalárseles lejos de zonas urbanas.
Sin embargo, sus grandes problemas en cuanto a viabilidad e inversión radican en
otros aspectos. La estocasticidad del viento hace que esta tecnología no pueda utilizarse
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
19
2010
como única fuente de energía, debiendo apoyarse de otras que la puedan suplir cuando no
exista disponibilidad o cuando el rango de velocidad del viento no permita conectar la
unidad. Con esto, el factor de planta de los aerogeneradores instalados suele ser alrededor
de un 20%, con una alta variabilidad en la generación diaria. Debido a esto, suele
complementárseles con la utilización de centrales térmicas que puedan responder
rápidamente a las fluctuaciones de las eólicas, lo que disminuye su efecto ecológico.
Para el estudio de esta tecnología es importante considerar, además de lo ya
mencionado, la certeza sobre el recurso para poder estimar ingresos por potencia y energía,
realizando mediciones en el lugar en el que se realizará el proyecto. Además, para
aplicaciones a gran escala es necesario estudiar la evolución del costo marginal (precio spot)
del sistema.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
20
2010
2.3 Energía Solar
La energía solar es toda aquella energía que es obtenida mediante la captación de la
luz o el calor emitido por el sol. Las principales tecnologías son la fotovoltaica y la de
concentración del poder solar (CSP).
2.3.1
Fotovoltaica
Son todas aquellas tecnologías que ocupan células solares para captar la energía del
Sol. A continuación describiremos las más importantes.
2.3.1.1 Tipos de células fotovoltaicas.
Dos categorías de células fotovoltaicas son hoy las más usadas en los paneles
fotovoltaicos comerciales: La categoría de células de silicona cristalizada y la categoría de
películas finas. También existe una última categoría de células fotovoltaicas que pronto
debería entrar al mercado.
o Primera Generación.
La categoría de células de silicona cristalizada, también llamada primera generación
fotovoltaica, incluye las células mono cristalinas y las células multi-cristalinas. Son
actualmente las más eficientes dentro de las tecnologías comerciales y en el 2008 dentro de
la producción total de Paneles fotovoltaicos en el mundo, ellas ocuparon el 84% de la
producción. Estas células producen electricidad a través de una material semiconductor de
silicona cristalizada derivados de poli silicona altamente refinada. Las células mono
cristalinas, hechas de solo cristales de silicona, son más eficientes que las células multicristalinas pero son más caras de manufacturar.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
21
2010
Figura 2-9: Paneles de Silicona Poli cristalina.
o Segunda Generación
La categoría de película fina, también llamada segunda generación fotovoltaica,
incluye células fotovoltaicas que producen electricidad a través de capas extremadamente
delgadas de material semiconductor hecho principalmente de amorphous silicon (a-Si),
copper indium diselenide (CIS), copper indium gallium diselenide (CIGS), o cadmium telluride
(CdTe).
Otra tecnología de células fotovoltaicas, también llamadas de segunda generación,
son las células de multi-unión. Las células de multi-unión usan múltiples capas de material
semiconductor (Del grupo III y V de la tabla periódica de los elementos químicos) para
absorber y convertir más espectros de los rayo solares en energía eléctrica que lo que
convierte una célula fotovoltaica de unión simple. Estas células combinadas con óptica para
concentrar la luz más un sofisticado sistema de búsqueda del sol han mostrado eficiencias
de conversión del orden de 40%.
Figura 2-10: Paneles de película fina.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
22
2010
o Tercera Generación
Varias tecnologías emergentes, también conocidas como la tercera
generación fotovoltaica, pueden volverse opciones viables comercialmente en el futuro,
tanto por lograr una mayor eficiencia como por reducir considerablemente los costos de
inversión. Ejemplos de estas tecnologías son las células fotovoltaicas dye-sensitized y
organic, las cuales han demostrado una eficiencia relativamente baja en comparación a las
tecnologías actuales pero tienen la ventaja de ser bastante más baratas.
Figura 2-11: Panel dye-sensitized, panel organic.
2.3.1.2 Eficiencia
En la Figura 2-12 podemos observar el desarrollo de la eficiencia en el tiempo hasta
hoy de las principales tecnologías fotovoltaicas comerciales que existen en el mercado hoy
en día.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
23
2010
Figura 2-12: Eficiencia de Tecnologías Fotovoltaicas. (Selya Price, 2010)
En la Figura 2-12 podemos observar las máximas eficiencias logradas en laboratorios
en el tiempo de las principales tecnologías fotovoltaicas que existen en hoy en día.
2.3.1.3 P.V. en el mundo
En la Figura 2-13 podemos ver como se distribuye la torta de capacidad instalada en
el mundo. Claramente se puede observar que los países desarrollados llevan la delantera en
este tipo de tecnología.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
24
2010
Figura 2-13: Repartición mundial de capacidad instalada. (Selya Price, 2010)
En la Figura 2-14 se puede observar la tendencia del precio de la tecnología
fotovoltaica. Se distingue cómo va disminuyendo el precio a través de tiempo. Existe un
punto de inflexión en el año 2003 que se debe principalmente a un aumento en la demanda
de estas tecnologías por algunos países europeos.
Figura 2-14: Precio módulos fotovoltaicos. (Selya Price, 2010)
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
25
2010
2.3.2
Concentración del poder solar (Concentrating Solar Power or CSP)
Son todas aquellas tecnologías que ocupan un medio óptico para concentrar la luz
del sol. A continuación describiremos las más importantes.
2.3.2.1 Tecnologías CSP
o Parabolic Trough Technology
Un canal parabólico es un gran espejo curvado insertado en una base motorizada,
esto le permite seguir el movimiento del sol durante el día. El diseño parabólico único del
espejo permite reunir una gran cantidad de rayos de sol y reflejar esa luz a un solo punto,
logrando así concentrar la luz solar
Figura 2-15: Campo solar, Canales parabólicos.
Un tubo recibidor está colocado en el punto donde se concentra todo los rayos de
sol. Este tubo es llenado con un aceite sintético, el cual se calienta. Este aceite caliente es
bombeado fuera del área solar hacia un bloque de poder, donde el calor de aceite es
convertido en vapor de alta presión a través de unos intercambiadores de calor. Este vapor
mueve una turbina convencional de vapor para finalmente crear electricidad.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
26
2010
Esta tecnología usa solo un eje para buscar el sol, tiene una ratio de concentración1
solar de 80 y alcanza una temperatura máxima de 400ºC. Sus temperaturas relativamente
bajas limitan potenciales ganancias de eficiencias y hace a esta tecnología más susceptible a
perdidas en su desempeño cuando se agrega el proceso de enfriado en seco al sistema.
También su temperatura relativamente baja de operación hace difícil que esta tecnología
pueda proveer la suficiente energía para ocupar la técnica de almacenamiento.
o Tecnología Power Tower
En la tecnología de torre, un campo heliostático compuesto de espejos movibles, es
orientado de acuerdo a la posición del sol para reflector la radiación solar y concentrarla en
un punto o foco. Este foco es dirigido a un recibidor que se encuentra en la parte superior de
la torre del sistema.
Este calor concentrado en el recibidor se transfiere a través del fenómeno de
conducción térmica hacia un fluido con el propósito de producir vapor, el vapor luego
alimenta una turbina de vapor convencional para finalmente generar la electricidad.
Figura 2-16: Torre de Poder.
1
El ratio de concentración es calculado al dividir el área de reflexión por el área de concentración o focal.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
27
2010
Esta tecnología usa dos ejes para buscar el sol, tiene un ratio de concentración solar
de hasta 1500 y alcanza una máxima temperatura de 650ºC. La alta temperatura de
operación de esta tecnología reduce la susceptibilidad de este sistema hacia las pérdidas de
eficiencia. Los reflectores del campo heliostático corresponden al 40% del costo de capital.
o Dish-Engine Technology
En esta tecnología uno o más espejo parabólicos cóncavos (the dish) concentran la
luz solar en un punto o foco. Este espejo o grupo de espejos esta insertado en un sistema de
dos ejes para la búsqueda y alineamiento hacia del sol. Esta búsqueda debe hacerse con la
mayor precisión en orden de alcanzar los altos niveles de eficiencia característicos de este
sistema. En el foco donde se concentra la luz hay un recibidor el cual se calienta. El calor
absorbido es transferido a un Motor Stirling, el cual convierte el calor en energía cinética, la
cual se transforma finalmente en electricidad.
Figura 2-17: Dish Engine.
Esta tecnología usa dos ejes para buscar el sol, tiene un ratio de concentración solar
de hasta 1500 y alcanza una máxima temperatura de 700ºC. Esta tecnología tiene el record
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
28
2010
mundial en eficiencia de conversión de energía solar a energía térmica, pudiendo alcanzar
una vez una eficiencia de 31,25%.
o Linear Fresnel Reflector Technology
La tecnología del Reflector Fresnel lineal consiste en ordenar varios espejos
rectangulares largos de forma paralelo para captar los rayos del sol. Cada espejo de forma
independiente busca el mejor ángulo para captar y reflejar los rayos solares. Los espejos en
forma conjunta apuntan hacia un tubo que pasa en altura por el centro del campo de
espejos. En este tubo fluye un líquido que se calienta por acción de los espejos. El líquido al
ser calentado se transforma en vapor, este vapor sale del área de los espejos hacia una
turbina de vapor tradicional para finalmente generar electricidad.
Figura 2-18: Linear Fresnel Reflector.
Esta tecnología usa un eje para buscar el sol, tiene un ratio de concentración
solar de 80 y alcanza una temperatura máxima de 700ºC. Su reducida eficiencia (15% a 25%)
en comparación a la tecnología de canales parabólicos es compensada por su bajo costo de
inversión.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
29
2010
2.3.2.2 Almacenamiento
El almacenamiento de energía termal tiene el potencial de extender la capacidad de
producción de las tecnologías CSP a 16 horas diarias, aumentando el factor de capacidad
hasta más de un 50%. A pesar que el capital de inversión aumenta cuando el sistema de
almacenamiento es agregado al sistema, este costo se ve compensado por la mayor
utilización del sistema y un aumento en la capacidad instalada.
El sistema funciona de la siguiente forma: con el almacenamiento térmico, la planta
puede producir electricidad incluso aunque no hay energía solar disponible. El sistema
produce un poco más de agua caliente y la guarda en tanques para usarla más tarde para
producir vapor. Esta pasada extiende la producción hasta 16 horas. El resto del tiempo, las 8
horas restantes, se ocupa un sistema en paralelo para producir vapor, generalmente un
quemador de combustible. Ahora, este combustible puede ser diesel tradicional o si se
quiere seguir ocupando energías renovables se puede ocupar biomasa como combustible.
También este quemador sirve para sobrepasar periodos de mal clima.
En la Figura 2-19 se observa un grafico donde se ilustra la producción en MW de una
planta de torre de poder acoplada con un sistema de almacenamiento. Se distingue cómo la
planta produce la electricidad ocupando 3 fuentes de energías: energía directa del sol,
energía del sol almacenada y energía del quemador.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
30
2010
Figura 2-19: Grafico de Capacidad ( (Renewable Energy World, 2003) pp. 109-113)
Se puede derivar del grafo de la Figura 2-19 que esta configuración del sistema tiene
un factor de planta cercano al 75%.
2.3.2.3 CSP Instaladas en el mundo
Actualmente no existen muchas plantas instaladas en el mundo, en la Tabla 2-3 se
muestran todas las plantas instaladas hasta el 2009. Son 7 y están en U.S.A y España.
Nombre de la Planta
Localización
Tipo de Tecnología Año Instalada Capacidad
SEGS I – IX
California, EEUU
Trough
1985 - 1991
354
APS Saguaro
Arizona, Estados Unidos
Trough
2005
1
Nevada Solar One
Nevada, Estados Unidos
Trough
2007
64
PS 10
España
Tower
2007
11
Puertollano Plant
España
Trough
2009
50
Andasol I
España
Trough
2009
50
PS 20
España
Tower
2009
20
Tabla 2-3: Plantas CSP instaladas en el mundo. (Selya Price, 2010)
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
31
2010
2.4 Energía Biomasa
Se entiende por biomasa al conjunto de materia orgánica renovable de origen
vegetal, animal o procedente de la transformación natural o artificial de la misma. La energía
de la biomasa corresponde entonces a toda aquella energía que puede obtenerse de ella,
bien sea a través de su quema directa o su procesamiento para conseguir otro tipo de
combustible tal como el biogás o los biocombustibles líquidos. La energía de la biomasa
proviene en última instancia del sol. Las células vegetales utilizan la radiación solar para
formar sustancias orgánicas a partir de sustancias simples y dióxido de carbono (CO2)
presente en el aire. El reino animal incorpora, transforma y modifica dicha energía. En
ambos procesos de transformación se generan subproductos que no tienen valor para la
cadena nutritiva o no sirven para la fabricación de productos de mercado, pero que pueden
utilizarse como combustible en diferentes aprovechamientos energéticos (CNE, 2009).
Figura 2-20: Transformación de residuos a biomasa (CNE, 2009).
Existen diferentes tipos o fuentes de biomasa que pueden ser utilizados
energéticamente, una de las clasificaciones generalmente más aceptada es la siguiente:
-
Biomasa natural: es la que se encuentra en la naturaleza sin ningún tipo de
intervención humana. Por ejemplo, los recursos generados por los desechos
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
32
2010
naturales de un bosque. El problema que presenta este tipo de biomasa es la
necesaria gestión de la adquisición y transporte del recurso al lugar de utilización.
Esto puede provocar que la explotación de esta biomasa sea inviable
económicamente (Millarium, 2009).
-
Biomasa residual seca: se incluyen en este grupo los productos sólidos no utilizados
de las actividades forestales, agroindustria, desechos de plantaciones, de poda y
maleza, de matadero, de grasas y aceites, residuos sólidos urbanos (RSU), estiércol
avícola, etc. Algunos ejemplos de este tipo de biomasa son la paja, el orujo, la
madera de podas y raleo, el aserrín, etc.
-
Biomasa residual húmeda: son los vertidos denominados biodegradables: las aguas
residuales urbanas e industriales y los residuos ganaderos principalmente purines. La
fermentación de este tipo de biomasa genera un gas (biogás) que se combustiona.
-
Cultivos energéticos: son cultivos realizados con la finalidad de producir biomasa
transformable en biocombustible. Se encuentran en este grupo el maíz, raps, girasol
y plantaciones dendroenergéticas.
Actualmente la biomasa es utilizada en Chile para producir electricidad e inyectarla a
la red, mediante plantas de cogeneración eléctrica que aprovechan los residuos energéticos
(licor negro, cortezas), de otros procesos industriales tal como la producción de celulosa. La
Corporación Chilena de la Madera (Corma) sitúa en 1.378 MW el potencial aún no instalado
de generación eléctrica a partir de biomasa.
Existen diferentes alternativas de procesamiento de biomasa para producir energía.
En la Figura 2-21 se puede ver que la combustión de biomasa sólida (madera, paja y astillas)
y el biogás son los principales métodos para generar energía eléctrica desde la biomasa. La
generación eléctrica con biomasa se realiza mayoritariamente mediante calderas a vapor a
alta presión y turbinas a condensación, utilizándose ciclo simple o combinado. También se
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
33
2010
utiliza la gasificación2 por brindar ventajas como la mejora de rendimientos y la posibilidad
de realización de plantas de menor escala.
Figura 2-21: Alternativas de procesamiento de biomasa para producir energía.
Entre las ventajas de la utilización de biomasa se encuentra que las plantas de
generación utilizando biomasa tienen un alto factor de planta (≈90%), se realiza forestación
con fines energéticos y reduce el consumo de combustibles fósiles. Por otro lado, la
combustión incompleta produce monóxido de carbono (CO) y a altas temperaturas produce
óxidos de nitrógeno. Además necesita grandes superficies de cultivo, baja densidad
energética, requiere grandes volúmenes para mínimos económicos (85.000 ton. seca/año
para central de 10MW), es muy sensible a la humedad y es aún una tecnología en desarrollo.
Debido a la baja densidad energética y poder calorífico el coste de transporte y logística
pueden ser muy altos y significativos en el total del proyecto.
Para llevar a cabo la realización y el estudio de plantas de generación eléctrica con
biomasa es necesario evaluar la madurez de la tecnología de la conversión de energía que se
2
Tipo de pirolisis en la que se utiliza una mayor proporción de oxígeno a mayores temperaturas, con el objetivo
de optimizar la producción del llamado “gas pobre”. Se puede utilizar para generar calor y electricidad
aplicándose a equipos convencionales, como en motores de combustión interna, aumentando la complejidad
de la operación.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
34
2010
utilice. También es necesario asegurar el abastecimiento del combustible y el tipo de
biomasa ya que algunas tienen un alto costo de obtención, como es el caso de algunos
residuos forestales.
Es importante definir la posible utilización de plantas co-generadoras (ver Figura
2-22), que resuelve la generación térmica y eléctrica requerida en procesos industriales.
Normalmente el vapor resultante corresponde a vapor de media o baja presión para uso en
secadoras o en cualquier proceso productivo que requiera energía térmica (Pacheco, 2009).
Figura 2-22: Cogeneración con biomasa (Pacheco, 2009).
La cogeneración con biomasa en Chile se aplica bastante en el sector forestal,
distinguiéndose las instalaciones:
-
Arauco: 500MW aproximadamente para consumo propio y SIC (incluye uso licor).
-
Papelera Concepción: 14MW SIC.
2.4.1
Energía Biogás
La energía de biogás se considera normalmente como una subdivisión de la de
biomasa debido a la descomposición o “digestión” que se produce bajo condiciones
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
35
2010
anaeróbicas (sin oxígeno). El biogás ha sido utilizado para calefacción y cocina, sin embargo,
en los últimos años ha cobrado importancia debido a que reemplaza combustibles fósiles sin
mayor complejidad.
El biogás está compuesto mayoritariamente por dióxido de carbono (CO₂) y metano
(CH₄), además posee en menor medida sulfuro de hidrógeno (H₂S) e hidrógeno (H₂). Los
residuos que producen el biogás pueden ser aprovechados de forma mucho más eficiente si
se utiliza un biodigestor, que realiza el mismo proceso de descomposición de forma
acelerada. El estiércol esparcido por los campos es reciclado y transformado en gas y en
otros compuestos. En la Tabla 2-4 se puede ver el biogás que se puede obtener según animal
debido al estiércol producido.
Tipo
Vacuno
Porcino
Avícola
Producción promedio diaria
de estiércol húmedo
(Kg/(día-cabeza))
26,4
4,21
0,08
Cantidad de
biogás útil
(m³/kg)
0,04
0,08
0,04
%CH4
Cantidad de metano
(m³/(día-cabeza))
55
55
65
0,577
0,185
0,002
Tabla 2-4: Porcentaje de metano en el biogás según animal (Márquez Mendoza, 2008).
El biodigestor es similar a una laguna recubierta por geomembranas que se rellena
con residuos (generalmente de animales) que están previamente mezclados. En esta laguna
se distribuye una tubería de polietileno de alta densidad en todo el perímetro para la
captación directa del gas metano (ver Figura 2-23). A esta instalación se le conecta un
medidor que mide la captación del gas metano.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
36
2010
Figura 2-23: Instalación de biodigestor.
El contenido de energía del biogás es de 21,5MJ/m³, con 60% de metano, esto
significa una producción de energía de 6kWh/m³ (Márquez Mendoza, 2008).
El sistema de conversión a energía eléctrica es el típico de generación utilizando gas,
utilizando una máquina de combustión interna, con un generador eléctrico y,
opcionalmente, un recuperador de calor para establecer un segundo ciclo.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
37
2010
2.5 Energía Geotérmica
Las plantas geotérmicas aprovechan el calor generado por la tierra acumulado en
cámaras magmáticas, con roca a varios cientos de grados centígrados. Además en algunos
lugares se dan otras condiciones especiales como son capas rocosas porosas y capas rocosas
impermeables que atrapan agua y vapor de agua a altas temperaturas y presión y que
impiden que estos salgan a la superficie. Si se combinan estas condiciones se produce un
yacimiento geotérmico. Para poder extraer esta energía es necesaria la presencia de
yacimientos de agua cerca de estas zonas calientes. Esto posibilita la producción de
electricidad a bajo costo y de forma permanente durante un período prolongado de tiempo
(Badra, 2007).
La tectónica global de placas ofrece una excelente explicación acerca del
confinamiento, en zonas o franjas claramente definida de los focos sísmicos, las anomalías
del flujo calórico y la actividad volcánica. Unas de las zonas más importantes a este respecto
sigue aproximadamente lo márgenes del Océano Pacífico, en el cual se encuentran cerca dl
60% de los volcanes del mundo.
2.5.1
Tipos y Estructura
En general, los recursos se encuentran naturalmente en las formas de vapor, agua
caliente y piedras calientes y la etapa de desarrollo está definida por la disponibilidad
natural y el costo de extracción.
Sin embargo, se considera que los recursos geotérmicos son no renovables porque el
flujo de calor común del centro de la tierra es tan pequeño comparado con la tasa de
extracción requeridas por la actividad económica. El tiempo de vida de un campo
geotérmico es de unas décadas, pero el tiempo de recuperación puede llevar siglos.
La estructura de los sistemas geotérmicos, después de investigaciones geológicas, ha
sido definida en general por (Badra, 2007):
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
38
2010
-
Fuente de calor: generalmente un cuerpo de magma a unos 600-900°C ubicado a
menos de 10km de profundidad.
-
Recarga de agua: el agua superficial debe tener la posibilidad de infiltrarse en el
subsuelo, a través de fracturas en el terreno o rocas permeables, hasta alcanzar la
profundidad necesaria para ser calentada.
-
Reservorio o acuífero: es el volumen de rocas permeables a una profundidad
accesible mediante perforaciones, donde se almacena el agua caliente o el vapor,
que son los medios para utilizar el calor.
-
Cubierta impermeable: impiden el escape de los fluidos hacia el exterior del sistema,
haciendo de tapa o techo. Usualmente corresponde a rocas arcillosas o a la
precipitación de sales de las mismas fuentes termales.
Existen diferentes tipos de sistemas geotérmicos según temperatura y disponibilidad
de agua:
-
Sistemas de agua caliente: agua entre 30 y 100°, generalmente para uso doméstico,
agrícola, etc.
-
Sistemas de agua vapor (de vapor húmedo), agua bajo presión a más de 100°C. Es el
sistema más común.
-
Sistemas de vapor seco: vapor sobrecalentado, sistemas poco comunes.
-
Sistemas de rocas secas calientes, alto flujo calórico pero no hay circulación de agua.
Actualmente se desarrollan proyectos para introducir agua a estos sistemas para
extraer el calor y producir energía, utilizando reservorios artificiales. Experimentado
por primera vez en EEUU en 1970.
Muchas veces es necesario realizar numerosas perforaciones para confirmar las
evidencias de potencial geotérmico. La profundidad de las perforaciones es usualmente
entre 500 y 2000m, y tienen prácticamente las mismas características que una perforación
con fines petrolíferos. Con el pozo de explotación listo se extrae el fluido que debe separarse
el vapor, la salmuera y líquidos de condensación y arrastre. Posteriormente se re-inyecta el
fluido para no agotar el yacimiento. Con este vapor se logra mover el generador para
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
39
2010
producir la energía eléctrica. Un esquema típico del sistema de generación de energía
eléctrica utilizando energía geotérmica se puede apreciar en la Figura 2-24.
Figura 2-24: Esquema de sistema de generación eléctrica con energía geotérmica.
Se necesitan acuíferos con temperatura alta (>250°C) para tener buenos
rendimientos. Para temperaturas menores (85-170°C), el calor suele no ser el suficiente para
producir el vapor necesario, para esto se instalan sistemas binarios. Este sistema consta de
un intercambiador de calor donde se calienta un segundo líquido que hierve a menores
temperaturas, produciendo la cantidad de vapor adecuada para mover las hélices de la
turbina en un ciclo cerrado convencional Rankine, similar al primario. Además existen las
centrales flash, que traen el agua a la superficie y, a través de la presión de la reserva
profunda, parte del agua se convierte en vapor en un separador. Este proceso puede ser
dividido en hasta 3 fases, aumentando el rendimiento de la central pero elevando
significativamente los costos del generador.
2.5.2
Energía Geotérmica en el mundo
En los últimos años no ha existido una gran expansión de esta tecnología. Sin
embargo, en EEUU la energía generada a alcanzado los 15.000 millones de kWh en el 2008,
aproximadamente un 0,36% de la producción total destacando California, que posee casi el
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
40
2010
90% de la capacidad instalada de EEUU. Los países con mayor capacidad geotérmica
instalada al 2007 se pueden ver en el gráfico de la Figura 2-25. El costo estimado en EEUU es
típicamente entre 3.000 a 4000US$/kW instalado (U.S. Department of Energy, 2009). Según
estudios, se considera que el costo de producción es de entre 50 y 100US$/MWH variando
según características del yacimiento y tasa de descuento, entre otros (Jorquera, 2009).
Figura 2-25: Países con mayor capacidad geotérmica instalada (U.S. Department of Energy, 2009).
Las ventajas destacables son que esta energía no quema combustibles para producir
el vapor, el terreno requerido es menor (MW/m²) en relación a otras tecnologías, las
centrales pueden ser modulares y flexibles a crecimiento por necesidad. Entre las
desventajas está que es necesario tener mucha precaución con la emisión de gases y otras
sustancias químicas, el hundimiento del terreno, la alta contaminación acústica y térmica, la
alta probabilidad de eventos de actividad tectónica, explosiones y erupciones debido a la
localización de estos centros. Además requiere grandes inversiones iniciales y posee un bajo
rendimiento. Yacimientos con mezcla líquido/vapor (centrales de flujo total) son difíciles de
explotar dado que el agua contiene sales disueltas y salmuera, produciendo grandes
problemas de corrosión.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
41
2010
2.6 Energía Mareomotriz
Son todas aquellas energías que provengan de los mares y océanos. Estas aprovechan
tanto el movimiento del mar como sus diferencias de temperatura.
2.6.1
Movimiento de Mareas
La energía de las mareas o mareomotriz se aprovecha embalsando agua del mar en
ensenadas naturales y haciéndola pasar a través de turbinas hidráulicas o ocupando el
diferencial de marea directamente. Hay 2 tecnologías principales en este punto.
-
Mediante turbinas axiales horizontales: Consiste en la utilización de generadores tipo
molino sumergidos (similares a los de las granjas eólicas), con la ventaja que el agua
al tener mayor densidad que el aire (832 veces) puede otorgarnos la misma cantidad
de energía que un generador eólico, pero en un menor área (20 m vs 60 m) y
velocidad (9,25 – 16,7 km/h vs 390 km/h).
-
Mediante turbinas axiales verticales: Consiste en la utilización de turbinas axiales
verticales que hacen girar un generador eléctrico. El beneficio de las turbinas
verticales es la posibilidad de apilarlas y construir barreras por la cual debe circular la
corriente, obteniendo altas potencias, pero produciendo una barrera a la
biodiversidad. Con dichos arreglos también existen problemas para la circulación de
embarcaciones.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
42
2010
Figura 2-26: Embalse artificial, Turbinas en medio del mar.
2.6.2
Movimiento de Olas
La energía de las olas se aprovecha ocupando el movimiento cinético de las olas. Hay
2 tecnologías principales en este punto:
-
Mediante un atenuador: Un atenuador es una estructura flotante alineada en
paralelo con la dirección de la ola, en donde la estructura monta la ola. Los
movimientos en su longitud pueden ser utilizados para producir energía. Uno de los
modelos representativos de ésta categoría es el Pelamis.
-
Mediante un diferencial de presión sumergido: Éste dispositivo es una estructura
sumergida en el fondo marino cercano a la costa, que utiliza el avance y retrocesos
de las olas en la costa, aumentando y disminuyendo el volumen de agua sobre él, y
por ende la presión. Uno de los modelos representativos de esta categoría es Ceto.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
43
2010
Figura 2-27: Conversor Pelamis, Boyas.
2.6.2.1 Instalación.
La energía de una ola depende de diversos factores. Simplificando, la potencia
entregada por una ola se puede estimar como proporcional a su amplitud al cuadrado y al
período. La unidad típica de medición es kilowatt por metro de longitud de cresta (kW/m).
Superponiendo los diferentes tipos de olas en un cierto tiempo de un lugar dado, se puede
obtener un espectro de olas, donde se obtiene una cierta amplitud y períodos característicos
de cada lugar. Luego, bastaría con identificar los lugares con mayor y mejor energía (más
constante) para la instalación de éste tipo de generadores.
2.6.3
Gradiente térmico
La generación por gradiente térmico se basa en la utilización de la diferencia de
temperatura entre las aguas superficiales con las heladas aguas de las profundidades del
océano. Consiste en la instalación de una central térmica, en donde se coloca una tubería
para bombear agua de las profundidades, y al compararla con el agua superficial que se
encuentra calentada por efectos de radiación solar, hace uso de dicho gradiente térmico.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
44
2010
Figura 2-28: Planta OTEC.
En general son pocos los proyectos en el mundo en relación a la energía del mar, este
fenómeno se observa en la Figura 2-29. Esto se debe a que esta tecnología aún no alcanza
gran madurez.
Figura 2-29: Proyectos Marítimos (U.S. Department of Energy, 2009)
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
45
2010
3.
Chile y Tecnología Actual
Las tecnologías de generación ERNC se están desarrollando en el mundo y
extendiendo su utilización debido a las exigencias medio ambientales y al tan nombrado
cambio climático.
En Chile ya existen diferentes centrales generadoras pertenecientes al grupo de las
ERNC y algunos proyectos en desarrollo o en proceso de estudio del impacto ambiental
(SEIA).
SISTEMA PROPIETARIO
SIC
SING
AYSEN
AES GENER S.A.
COLBUN S.A.
ENDESA
ENDESA ECO
S.C. DEL MAIPO
S.C. DEL MAIPO
GEN. S. ANDES
E.E. Los Morros
CARBOMET
Hidroeléctrica Puclaro
Hidroeléctrica El Manzano
GeneRhom
Hidroelec S.A.
CAVANCHA
CHAPIQUIÑA
NOMBRE
CENTRAL
AÑO PUESTA EN
SERVICIO
TIPO DE
CENTRAL
MW
Volcán
Chiburgo
Sausalito
Ojos De Agua
Eyzaguirre
El Rincón
S. Andes
Los Morros
Carbomet
Puclaro
El Manzano
Pehui
Trufultruful
Central Cavancha
Central
Chapiquiña
Río Azul
Cuchildeo
1944
2007
1959
2008
2007
2007
1909
1930-1994
1944-1986
2008
2008
2009
2009
1995
1967
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Pasada
Hidro
Hidro
13.0
19.2
11.9
9.0
1.5
0.3
1.1
3.1
8.2
5.7
4.9
1.1
0.5
2.6
10.2
EDELAYSEN S.A.
1987
Hidro
Empresa Eléctrica
2007
Hidro
Cuchildeo
EDELAYSEN S.A.
El Traro
1987
Hidro
EDELAYSEN S.A.
Puerto Aysén
1962
Hidro
EDELAYSEN S.A.
Lago Atravesado
2003
Hidro
Tabla 3-1: Centrales Mini-Hidráulicas instaladas en los principales sistemas de transmisión.
1.40
0.77
0.64
6.60
11.00
A continuación, se describen los principales avances en las tecnologías de generación
ERNC y su implementación actual en Chile.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
46
2010
3.1 Energía Mini-Hidráulica
3.1.1
Estado implementación en Chile
La capacidad instalada aportada por las pequeñas centrales hidráulicas (plantas con
capacidad menor a 20 MW) en los principales sistemas eléctricos de Chile es de 112.55 MW.
Estas centrales están repartidas entre el sistema interconectado central (SIC), el sistema
interconectado norte grande (SING) y el sistema AYSEN. En donde el SIC y el sistema AYSEN
tiene la el mayor numero de estas centrales (véase Anexo E¡Error! No se encuentra el origen
de la referencia.).
El potencial estimado en Chile según la APEMEC3 para centrales mini hidráulicas es de
10.000 MW de potencia y hay proyecciones que estiman hasta más de 30.000 MW.
La APMEC cuenta actualmente con un catastro de más de 170 potenciales proyectos
mini hidráulicos en Chile, los cuales aportarían más de 3.000 MW de potencia. Lo que
implica que todavía hay 7.000 MW que pueden ser utilizados para futuras inversiones.
3.1.2
Avances recientes en tecnología
La tecnología en las centrales mini-hidráulicas consiste básicamente en la turbina de
generación. En esta materia no ha habido grandes cambios en los últimos años dado a que
los fuertes desarrollos de turbinas ya tuvieron lugar gracias a la gran importancia que
tuvieron las grandes centrales hidráulicas en el desarrollo de energía.
Las principales turbinas siguen siendo la Turbina Pelton, la turbina Francis, la turbina
Kaplan, la turbina Michell-Banki y la turbina Turgo.
3.1.3
Inversión – costos
Los costos asociados a mini centrales hidroeléctricas dependen en gran medida de la
localización y las condiciones geográficas, características que influyen significativamente en
3
ASOCIACIÓN DE PEQUEÑAS Y MEDIANAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS, www.apemec.cl
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
47
2010
el costo de las obras civiles y en consecuencia en la inversión inicial. Esta particularidad de
las mini centrales hidroeléctricas reviste mucha importancia en nuestro país, ya que el
recurso se ubica en zonas cercanas a la cordillera de los Andes, y por ende, lejos de las
principales redes viales y de transmisión troncal.
A continuación se muestra la estructura de costos estimada de una central
mini hidráulica común (Ver Tabla 3-2). Cabe resaltar que esta estructura es solo una
aproximación dado que dependiendo de las características geográficas algunos porcentajes
pueden variar.
Ítem
Porcentaje ítem
Obras Civiles
45,27%
4
Equipamiento
33,56%
Ingeniería y administración
4,73%
Conexión al SIC
8,03%
Varios y contingencias
8,41%
Total
100%
Tabla 3-2: Estructura de Costos Central Mini hidráulica común. (Ubilla, 2008)
El costo de obras civiles se refiere a la instalación de faenas de obras de
infraestructura, al desarenado, al canal de aducción, a la tubería de presión, la casa de
maquinas, el canal de devolución y el patío de alta tensión. Por otro lado, el costo de
equipamiento se refiere mayormente a la turbina y a sistemas eléctricos de control.
Un detalle a resaltar es que el ítem de equipamiento es casi por completo el valor de
la turbina, como la turbina es comprada en el exterior principalmente en USA, el costo del
proyecto puede variar notablemente con la variación del dólar y el transporte.
Analizando varios proyectos de pequeñas centrales hidroeléctricas en Chile (Ver
Anexo E) se deduce que el costo de inversión de una pequeña central (3MW – 20 MW) está
en entorno a los 1500 – 2500 US$ por kW.
4
Este costo es mayormente asociado a la turbina.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
48
2010
3.2 Energía Eólica
3.2.1
Estado implementación en Chile
En Chile existen 172MW de potencia instalada construidos de energía eólica. Sin
embargo, existe una gran cantidad de proyectos en desarrollo o en tramitación ambiental.
Agregando los proyectos con intención de desarrollo se alcanza un total de 1.924MW (ver
Tabla 3-3) lo que representa más de un 15% de la capacidad instalada actualmente.
Estado
Tecnología
Construidas
Parque Eólico Canela
Parque Eólico CrisToro
Parque Eólico Canela II
Parque Eólico Totoral
Parque Eólico Monte Redondo
Permiso
ambiental
Aprobado
Parque Eólico Talinay
Granja Eólica Calama
Parque Eólico Punta Palmeras
Parque Eólico Quillagua
Parque Eólico La Gorgonia
Parque Eólico El Pacífico
Parque Eólico La Cachina
Parque Eólico Minera Gaby
Ampliación y Modificación Parque
Eólico Punta Colorada
Otros
Propietario
Endesa
Cristalerías el Toro
Endesa
Norvind
Suez
Total
Eólica Talinay
Codelco Chile, División Codelco Norte
Acciona Energía de Chile
Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda.
Eolic Partners S.A.
Eolic Partners S.A.
Ener-Renova
Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda.
Barrick Chile Generación S.A.
Total
Permiso
ambiental
en
calificación
Parque Eólico Lebu Sur
Parque Eólico El Arrayán
Parque Eólico Arauco
Parque Eólico Valle de los Vientos
Otros
Inversiones Bosquemar Ltda.
Rodrigo Ochagavía Ruiz-Tagle
Element Power Chile S.A.
Parque Eólico Valle de los Vientos S.A.
Total
Capacidad Total Eólica
Tabla 3-3: Inversión en Generación Eólica en Chile (Systep, 2010).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
49
Capacidad
MW
19
9
60
46
38
172
500
250
104
100
76
72
66
40
36
85
1.329
108
101
100
99
16
424
1.924
2010
Más información sobre algunos de los proyectos en Chile se describe en la Tabla 3-4.
Parque Eólico
Empresa
Capacidad
MW
Generación Media
Anual GWh
Inversión
MM US$
Inicio
Operaciones
Canela I
Canela II
Totoral
Monte Redondo
Calama
Endesa Eco
Endesa Eco
Endesa Eco
GDF Suez
Codelco
19
60
46
38
250
47,1
137
110
-
35
146
140
100
700
Dic 2007
Nov 2009
Dic 2009
Dic 2009
-
Tabla 3-4: Inversión en Generación en Chile - Algunos proyectos (Systep, 2010).
Un catastro de los resultados de procesos de licitación de suministro a clientes
regulados en Chile revela que, en licitaciones entre el 2006 y fines del 2009, existe un
promedio de la energía de 67,5US$/MWh (Mocarquer, 2010).
3.2.2
Avances recientes en tecnología
La tecnología eólica ha sufrido fuertes cambios gracias al desarrollo e inversión en
investigación debido a que se ha presentado, inicialmente, como una de las tecnologías
ERNC más abordables técnica y económicamente.
En la Figura 3-1 y Figura 3-2 se puede observar el fuerte crecimiento que ha tenido el
diámetro y la potencia de las turbinas desarrolladas durante los últimos 20 años. La
capacidad de las turbinas ha llegado a valores pasados los 5MW en el año 2010 y, como se
puede notar en la Figura 3-2, el promedio de las instalaciones realizadas en la UE en el año
2007 ya superaba 1,7MW.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
50
2010
Figura 3-1: Crecimiento del tamaño de turbinas eólicas comerciales (EWEA, 2009).
Figura 3-2: Capacidad promedio de turbinas instaladas por año en UE.
La amplia demanda por energía eólica en Europa ha permitido profunda investigación
y el desarrollo de turbinas más baratas y eficientes en los últimos 20 años. La Figura 3-3
muestra el valor de la energía para Dinamarca, teniendo en cuenta el desarrollo de tamaños
y diferentes modelos de turbinas.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
51
2010
Figura 3-3: Generación eólica - costo de energía eléctrica en el tiempo (EWEA, 2009).
Los pronósticos indican que el desarrollo próximo va por el lado de las instalaciones
de turbinas eólicas en el mar al ir cambiando las políticas al respecto. El viento posee
mejores características para la generación mar adentro, lo que permite extraer una mayor
cantidad de energía de éste. Lo anterior sumado al elevado costo del terreno y la gran
alternativa de suelo marítimo para disminuir el impacto sonoro y visual, serían suficiente
argumento para que en el futuro próximo la inversión en turbinas eólicas offshore supere a
las onshore, que hoy en día son un 50% más baratas.
Figura 3-4: Inversión en Energía Eólica (EWEA, 2009).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
52
2010
3.2.3
Inversión – costos
Para evaluar la inversión en esta tecnología se deben considerar los componentes
que intervienen en la realización de este:
-
La fundación: El elemento para fijar la torre a tierra y dar estabilidad estructural. Esta
puede de dos tipos. La superficial (Shallow), para suelos más rígidos, de las más
comunes; y del tipo Pile, para suelos más blandos y posee un mayor costo.
-
La torre: Es gran parte del costo, representando entre un 15 a un 20% del costo total
del proyecto. Es necesario evaluar la altura puesto que a más altura existe mayor
velocidad del viento lo que permite mayor generación. Existen torres metálicas, de
hormigón y de acero tubular.
-
Como ya se mencionó, la cabeza contiene elementos eléctricos, electrónicos y
mecánicos como el generador, controles, caja de engranajes (si es que no son
directos al buje), etc. Estos establecen gran parte de la inversión, sumando el costo
elevado del transporte asociado.
Como ejemplo, en la Tabla 3-5 se muestra la estructura de costos una turbina típica
en la EU para el año 2006 (EWEA, 2008). Los costos de operación y mantención de turbinas
onshore varían entre 12 y 32 US$/MW (IEA, 2009).
Sección
Distribución de
costos totales [%]
Turbina5
Fundaciones
Instalaciones Eléctricas
Conexión a la Red
Consultoría
Terreno
Costos Financieros
Construcción de Accesos
Sistemas de control
75
7
1.5
9
1.2
4
1.2
1.2
0.3
Tabla 3-5: Estructura de costos para proyectos de generación eólica de 2MW (EWEA, 2008)
5
Incluye los costos de la turbina, generador, torre y transporte
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
53
2010
Los costos por kWh de generación eólica, calculados como función del
comportamiento del viento en el lugar elegido, son mostrados en la Figura 3-5. El rango de
costos es de entre 7 y 10c€/kWh en lugares con baja velocidad media del viento, y
aproximadamente entre 5 y 6,5c€/kWh en lugares con alto viento ubicados en la costa, con
un promedio total de 7 c€/kWh en sitios con viento medio. El viento es medido en función
de las horas a carga completa de la turbina que permite la zona elegida. También se muestra
cómo los costos de instalación afectan el costo de la generación eléctrica (EWEA, 2008).
Figura 3-5: Costo kWh según nivel de viento en zona (EWEA, 2008).
A pesar de que el gráfico de la Figura 3-6 está basado en datos limitados, se puede
notar que el costo total por kW instalado de capacidad de generación eólica es distinto
según país. Sin embargo, se puede establecer que típicamente varía entre 1.000€/kW a
1.350€/kW aproximadamente (EWEA, 2008), valor algo mayor para proyectos en Chile
(como se puede comparar en la Tabla 3-4) debido a la lejanía de los productores, reciente
introducción (curva de aprendizaje). El costo asociado a la turbina considera fundación,
conexión a la red, etc. Por otro lado, estudios internacionales muestran que el costo de
inversión por kW un poco más altos (ver Anexo A).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
54
2010
Figura 3-6: Costo total de inversión (EWEA, 2008).
En la Tabla 3-6 se presenta una lista de algunos generadores, de diferentes
capacidades, cotizados vía internet. No se ha incluido el descuento por volumen existente
Por ejemplo, para SAIP: 10u-30%, 20u-5%, 50u-10%, 100u-15%. Además se debe considerar
el poder de negociación de grandes empresas eléctricas e inversionistas en la cotización
directa de equipos de gran envergadura como estos.
Modelo
EG 12.3
SAIP
AH50
SAIP
AH100
SAIP
AH780
SAIP S77
Quindo
FDMG1.5
Potencia
[kW]
Velocidad
Partida nominal –
seguridad
viento [m/s]
Altura
torre [m]
Diámetro
rotor [m]
Peso
[T]
30
3 – 12 - 50
18
12,5
50
3,5 – 11 - 50
25
100
4 – 11 -
780
Tipo
Precio
[M
US$]
0,95
Off-grid
On-grid
52,430
80,957
18
2,05
On-grid
181,035
25
19
-
Off-grid
On-grid
249
285
3,5 – 14 - 70
47/63
50
89*
On-grid
1.058
1.500
3 – 12 - 52
62/90/100
77
181*
1.500
3,5 – 12 -
63
70,5
173,6*
On-Grid
Off-grid
On-Grid
1.900
1.698
1.998
Tabla 3-6: Precios turbinas ejemplo (Wind Power, 2010). *Incluyen torre
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
55
2010
3.3 Energía Solar
3.3.1
Estado implementación en Chile
En Chile, la energía solar ha sido y es utilizada preferentemente en la zona norte del
país, donde existe uno de los niveles de radiación más altos del mundo. Es usada
principalmente para el calentamiento de agua a bajas temperaturas y para generación de
electricidad con paneles fotovoltaicos en viviendas y establecimientos aislados y dispersos
en zonas rurales.
En efecto, los colectores solares térmicos son los que se han implementado en mayor
cantidad a nivel nacional, estimándose hasta agosto del 2008 una superficie instalada de
más de 7.000 m26.
En la actualidad no existen parques de energía solar que generen energía para los
principales sistemas eléctricos del país (véase Anexo B).
En lo que se refiere a la potencial capacidad solar existente en Chile, podemos decir
que en el Norte de Chile existe un gran potencial energético de radiación solar, incluso esta
dentro de los más altos índices a nivel mundial. Además de esto el Norte de Chile presenta
condiciones sumamente favorables para su utilización.
En la Tabla 3-7 podemos ver que los índices radiación muestran entre 3.600 –
4.100kWh/m2.día desde la I a la IV región, entre la V y la VIII se encuentra cercano a los
3.000kWh/m2.día y en el resto del país bajo los 2.600kWh/m2.día. La potencial capacidad
que todavía se puede explotar en materia de energía solar es gigantesca.
.
6
CNE y CDT
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
56
2010
Región
Radiación Solar Radiación Solar
(Kcal/m2.dia)
(kWh/m2.día)
I
4.554
3.916
II
4.828
4.151
III
4.346
3.737
IV
4.258
3.661
V
3.520
3.027
VI
3.676
3.161
VII
3.672
3.157
VIII
3.475
2.988
IX
3.076
2.645
X
2.626
2.258
XI
2.603
2.238
XII
2.107
1.812
RM
3.570
3.070
ANTARTIDA
1.563
1.344
Tabla 3-7 : Radiación Solar Diaria Total Horizontal Promedio Anual para las Regiones de Chile (Sarmiento, 2006)
3.3.2
Avances recientes en tecnología
En relación a la introducción de nueva tecnología en el mercado, durante los últimos
años ha entrado con fuerza la tecnología de la película fina, la cual, ya se estima niveles de
madurez suficientes que la hacen competitiva en el mercado. Como respuesta a ello, se ha
reportado un incremento en los fabricantes de este tipo de tecnología, en Europa, China,
Estados Unidos, y otros países como la India y Japón, estimándose que en la actualidad,
existen más de de 80 compañías activas en la tecnología de lámina delgada. Una de sus
principales ventajas para su desarrollo corresponde a que necesita menores volúmenes de
silicio para su fabricación.
En el ámbito de la energía solar térmica concentrada, se ha observado una
reactivación del mercado desde 2004, con la construcción numerosas centrales de
envergadura variable (desde 1MW hasta 50MW), ,con grandes compañías interesadas en el
desarrollo de proyectos, como por ejemplo, Abengoa Solar, Solar Millennium de Alemania,
Stirling Energy Systems de EE.UU., entre otras.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
57
2010
En el ámbito de la investigación científica hoy en día se trabaja en busca de dos
objetivos. Uno es la eficiencia, y por este lado se está desarrollando la tecnología de células
solares de múltiple unión. El otro es el valor económico, se buscan paneles más baratos pero
también menos eficientes. Las tecnologías que se desarrollan en este ámbito son las células
solares orgánicas y las células Dye-sensitized.
A continuación, se muestra en la Figura 3-7 todas las tecnologías fotovoltaicas
desarrolladas y cuál ha sido le eficiencia máxima que han logrado bajo condiciones de
laboratorio.
Figura 3-7: Eficiencia de tecnologías en laboratorio. (Selya Price, 2010)
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
58
2010
3.3.3
Inversión – costos
3.3.3.1 Fotovoltaica
Para evaluar los costos de instalar un parque solar fotovoltaico es necesario conocer
una composición de costos referencial.
Figura 3-8: Estructura de costos de instalaciones promedio fotovoltaicas. (Selya Price, 2010)
Como se ve en la Figura 3-8 para parques solares fotovoltaicos mayores a 100 kW de
capacidad el costo por la compra de los paneles solares corresponde al 52% de la inversión,
el costo por la compra de los inversores corresponde al 6% de la inversión, la compra en
otros materiales (cables, fierros, etc.) corresponde al 11% de la inversión, el costo por
trabajos de instalación corresponde al 10 % de la inversión y el costo por investigaciones,
gastos generales y permisos corresponde al 21% de la inversión.
En resumen el costo más caro son los paneles solares. De ellos podemos encontrar
varios precios según la tecnología a nivel mundial.
En USA los paneles mono cristalinos cuestan alrededor de los $3.830US$/kWp, los
paneles multi cristalinos cuestan alrededor de los 3.430US$/kWp Los paneles de segunda
generación están entre los 3.000 – 2.510 $US/kWp (Ver Tabla 3-8).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
59
2010
Tecnología
Precio (2008 US$/Wp) Eficiencia de conversión
Mono cristalino
$3,83
17,5%
Multi cristalino
$3,43
13,5%
Amorhus silicon (a-Si)
$3,00
6,5%
Copper indium (CIS/CIGS)
$2,81
10,2%
Cadmium telluride (CdTe)
$2,51
10,0%
Tabla 3-8: Precio tecnologías y eficiencia. (Selya Price, 2010)
En Chile por el momento solo podemos encontrar paneles de primera generación
(mono cristalinos y multi cristalinos) en los proveedores7 locales. El precio de estos paneles
va entre 2.500 – 3.000€/kWp. También se realiza cotización de inversores con proveedores
locales8 obteniéndose un precio de 500€/kWp.
Otro estudio internacional (IEA, 2009) muestra que en parques fotovoltaicos el costo
promedio de inversión es de 6.800US$/kW para USA y de 6.270US$/kW para Europa. El
costo promedio de mantención y operación es de de 44US$/kW para USA y de 41US$/kW
para Europa (Ver Anexo A).
Si se considera que los paneles solares son el 52% del costo de inversión en Chile de
implementar un parque fotovoltaico debería estar en el orden de los 4.808 – 5.770€/kW.
Esto serían entre unos 5.770 – 6.924US$/kW.
Estos valores son muy cercanos los del estudio de la IEA, lo cual reafirma que el rango
de 5.770 – 6.924 US$/kW es un rango valido. Por otro lado, el costo finalmente depende
mucho del poder de negociación que tenga la empresa.
3.3.3.2 Concentración Solar (CSP)
En la Figura 3-9 se muestra la composición de costos de la instalación de una planta
de torre de poder.
7
8
www.ecopowerchile.com, www.solaico.com
www.ecopowerchile.com, www.solaico.com
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
60
2010
Figura 3-9: Estructura de costos proyecto CSP promedio. (Selya Price, 2010)
En Chile esta tecnología aun no está madura por lo cual no existen proveedores que
las ofrezcan.
Un estudio internacional (IEA, 2009) muestra que en parques de concentración solar
el costo promedio de inversión es de 3.970US$/kW para USA y de 4.110US$/kW para
Europa. El costo promedio de mantención y operación es de de 99US$/kW para USA y de
103US$/kW para Europa (Ver Anexo A).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
61
2010
3.4 Energía Geotérmica
3.4.1
Estado implementación en Chile
La energía geotérmica en Chile se presenta como una buena opción debido a la alta
actividad volcánica presente en sus tierras. Chile pertenece al “Cinturón de Fuego del
Pacífico”, lo que justifica tal característica y suma una alta actividad sísmica, mostrada a
través de los eventos geológicos durante toda su historia.
Las exploraciones geotérmicas en Chile se iniciaron en 1968 a través de un convenio
entre el Gobierno de Chile y el PNUD. En ese tiempo se creó el Comité para el
Aprovechamiento de la Energía Geotérmica, cuya función fue “programar, dirigir y realizar
investigaciones y trabajos en las zonas que existan recursos geotérmicos, encaminados a
establecer las posibilidades más adecuadas de explotación de los mismos”.
En el norte y centro-sur de Chile existen varios recursos geotérmicos con
temperatura adecuada para el desarrollo geotérmico (200°-250°C) que podrían ser utilizados
para la generación de electricidad. La llegada del gas natural retrasó el desarrollo de
diferentes proyectos debido a su bajo costo. Sin embargo, las condiciones actuales de
racionamiento de gas por parte de Argentina han vuelto a encender las alarmas con
respecto a la diversificación y el avance de proyectos geotérmicos en el norte del país.
Al año 2010 ya se han otorgado más de 65 concesiones de exploración por parte del
ministerio de minería. En estas concesiones destaca la presencia de CFG Chile S.A.,
Universidad de Chile, Antofagasta Minerals S.A., Energía Andina, etc. Algunos estudios
muestran que las zonas más atractivas para el aprovechamiento de esta fuente de energía
son: El Tatio; Puchuldiza; Sán José de Maipo; Calabozo, frente a Talca; Copahue, al interior
de Temuco; Carrán, de Valdivia al interior; y Puyehue (EDITEC - Arturo Hauser, 2009).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
62
2010
Figura 3-10: Mapa de oportunidades y concesiones en Chile.
Uno de los problemas presentes en el desarrollo de proyectos geotérmicos es el gran
tiempo que toma la investigación, la exploración y permisos que se involucran previos a la
perforación y construcción de una planta definitiva. La Figura 3-11 muestra el largo tiempo
que demora la exploración en sus fases de reconocimiento, superficial y profunda, además
de un tiempo aproximado de 6 años para empezar la producción, tiempo bastante mayor a
otras tecnologías como la eólica o la PV.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
63
2010
Figura 3-11: Cronograma y proceso de una concesión geotérmica (Energía Andina, 2009).
3.4.1 Avances recientes en tecnología
Como ya se pudo ver en el apartado 0, los avances en esta tecnología van por el lado
de los estudios que establecen la capacidad del yacimiento y el abaratamiento de los costos
en pozos exploratorios, que permiten realizar el modelado del yacimiento para disminuir la
incertidumbre y los riesgos.
Sin embargo, según la literatura la falta de desarrollo durante la última década
impidió actualizaciones periódicas de estimaciones de costos y condujo a la utilización de
reducciones optimistas al respecto. La disminución en el apoyo de los gobiernos y la
abundancia de combustibles fósiles baratos han socavado el desarrollo de plantas de energía
geotérmica en los últimos años (Geothermal Energy Association, 2005).
3.4.2
Inversión – costos
Los costos para esta tecnología son muy variables puesto que, como ya se mencionó,
es muy difícil caracterizar el yacimiento sin antes realizar los pozos exploratorios. Estos
ayudan a disminuir los riesgos de la inversión puesto que definen las características de
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
64
2010
permeabilidad, capacidad, temperatura, potencial y, finalmente, la posible rentabilidad. Para
tener una idea inicial se requiere realizar actividades de investigación relacionadas con la
geología, geoquímica, geofísica, geohidrología, etc., y realizar modelos volumétricos o de
descompresión gradual.
Otros costos importantes, que van de la mano con proyectos geotérmicos, son el
camino de acceso, puesto que muchas veces se encuentran alejados de zonas urbanas y
carreteras; y la línea de transmisión hacia la red troncal o consumo.
La central de generación es el costo que más impacta en el total de la inversión. Los
precios son muy variados y van desde los 900 a 1800US$/kW instalado (Nuñez, Días Sáez, &
Velásquez Espinoza, 2008). Los factores más influyentes son:
-
El contenido de gases del vapor puede definir el tamaño de los compresores y elevar
su costo.
-
El tipo de recurso, si es agua caliente o vapor, además de la temperatura del recurso.
-
El contenido de ciertos gases y sales corrosivas encarecería las cubiertas de los
componentes encareciendo el generador.
-
El ciclo seleccionado según la presión de admisión, escape y el número de entradas
de vapor (según el número de presiones de separación “flasheo” que puede ser 1, 2 o
raramente 3). Además podría ser un ciclo binario, como ya se explicitó en la primera
sección.
-
Existen economías de escala en la capacidad de las turbinas, pero por otro lado, el
efecto corrosión sumado al esfuerzo de los componentes limita el tamaño de las
turbinas.
El costo del pozo productor depende de la profundidad a la que se encuentre el
yacimiento y del tipo de roca a perforar. Se debe definir el diámetro de la tubería, además
de tuberías de anclaje y amarre. Por otro lado, se debe considerar el pozo de inyección que
estará sometido a menores esfuerzos térmicos y mecánicos.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
65
2010
Recientes estudios realizados en la Universidad George Washington sobre los costos
relacionados con el desarrollo de un proyecto geotérmico, incluyendo costos de inversión,
tiempos de exploración, etc., según distribuciones probabilísticas triangulares para cada uno
de los parámetros, muestran que el costo de la energía producida tiene la distribución de la
Figura 3-12, estableciendo una moda de alrededor de 83US$/MWh. Se debe aclarar que en
algunos casos los costos de transmisión pueden significar gran parte de la inversión e
impactar en el VAN del proyecto.
Figura 3-12: Distribución probabilística de costo normalizado Central Geotérmica doble flash (Caner Sener,
Rene van Dorp, & Dylan Keith, 2009).
Según este mismo estudio, los costos del proyecto geotérmico utilizando un sistema
doble flash, se pueden dividir según la Tabla 3-9 que muestra la alta porción del costo total
que va relacionado al costo de capital, exploración, pozo y construcción en superficie,
llegando a casi un 61%.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
66
2010
Ítem
Límite inferior - 95%
intervalo de confianza
[US$/MWh]
Promedio
[US$/MWh]
Límite superior - 95%
intervalo de confianza
[US$/MWh]
Promedio
%
Costo de
exploración
Pozo
Instalaciones en
superficie
O&M
Constitución
Pozo
Total
1,2
3,7
6,8
4,1%
5,6
30,2
14,9
35,4
32,5
41,2
16,8%
39,9%
18
0,7
29,9
4,9
45,4
13,9
33,7%
5,5%
68,0
88,9
118,4
100%
Tabla 3-9: Componentes del costo normalizado para ciclo doble flash.
Otra literatura provee diferentes valores para los costos de inversión, pero dentro de
ciertos márgenes. La diferencia está justificada por la naturaleza y el tamaño de las plantas.
Por ejemplo, los costos de O&M son generalmente estimados entre 10 y 30%. En una
investigación de la Geothermal Energy Association se aproximan los costos de inversión para
un proyecto típico según los valores de la Tabla 3-10, definiendo costos de inversión
promedio entre 3000 y 3500US$/kW.
Ítem
Porcentaje de inversión
Exploración
Confirmación
Permisos
Excavación Pozo
Recopilación de vapor
Planta generadora
Transmisión
5%
5%
1%
23%
7%
54%
4%
Tabla 3-10: Desglose gastos típicos de proyectos geotérmicos (Geothermal Energy Association, 2005).
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
67
2010
3.5 Energía Mareomotriz
3.5.1
Estado implementación en Chile
En Chile estos tipos de energía no se han utilizado, salvo algunos pocos proyectos de
investigación aislados, y estudios particulares orientados a estimar el potencial de energía
undimotriz en toda la costa de Chile, y de corrientes en la zona del Canal de Chacao. Aún
cuando se estima existe un gran interés por desarrollar este tipo de energía en el país, los
costos asociados a la inversión y el riesgo tecnológico dado por la inmadurez del mercado
han frenado a la fecha su implementación en el país.
3.5.2
Avances recientes en tecnología
En lo que respecta a la energía de las olas, se han estudiado varias formas de
poder aprovechar este tipo de energía, como son: sistema de pontones abisagrados que
siguen el perfil de la ola, con bombas hidráulicas unidas a las bisagras que absorben la
potencia de las olas y la usan para mover un generador eléctrico; otro tipo de sistema es el
de las boyas de iluminación, en donde el artefacto es colocado dentro de la boya y el
movimiento de la ola a través de un sistema de diafragma y aire, genera la energía suficiente
para las luces de la boya; etc. Si bien, existen empresas como Pelamis que ya ofrecen
modelos de manera comercial, su aplicación no ha estado exenta de especulaciones sobre su
estabilidad, resistividad, y aplicación a gran escala.
Otros sistemas aún se encuentran en etapas de estudio. En el caso de la energía de
corrientes marinas, se han desarrollado prototipos, muchos de los cuales aún están en
etapas de pruebas, aún cuando también se ofrecen equipos comerciales.
En relación a la energía de gradientes térmicos, se han hecho proyectos de
investigación, sin embargo, aún no existe tecnología comercial disponible en el mundo.
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68
2010
3.5.3
Inversión – costos
Como los mercados aún están muy inmaduros es difícil obtener alguna estimación
del costo de implementar estas tecnologías a través de consultas a proveedores.
Por otro lado, un estudio dirigido por la International Energy Agency estima que los
costos de inversion para esta tecnologías son de 5320 US$ por kW para Europa y 5420 US$
poer kW para USA. El costo de operación y mantencion por kW es de 160 US$ para europa y
de 163 US$ para USA (Ver Anexo A).
País
Europa
USA
Costo de Inversión
5.320 US$ por kW
5.420 US$ por kW
Costo de operación y mantención
160 US$ por kW
163 US$ por kW
Tabla 3-11: Resumen de Costos de Estudios.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
69
2010
3.6 Permisos a considerar
Los estudios de impacto ambiental y la declaración asociada tienen un gran impacto
en el tiempo de desarrollo de este tipo de proyectos. Además, los permisos necesarios
pueden retrasar bastante la realización de cualquier proyecto.
Permiso/Estudio
Estudio Impacto Ambiental
Declaración de Impacto
ambiental
Cambio de uso de suelos
Desafectación forestal
Construcción de Obra Hidráulica
Plazo
120 días hábiles, expandibles a 180
60 días hábiles, expandibles a 90
-
Derechos de aprovechamiento de
aguas
Plan de manejo forestal
Concesión eléctrica provisional
Concesión eléctrica definitiva
En promedio 60 días corridos
En promedio 60 días corridos
30 días después de entrega de antecedentes se publica
en diario oficial.
30 para recibir reclamos y/o observaciones.
4 meses para que se emita la resolución
Se estima una duración de 1 año en promedio.
En promedio 10 meses
En promedio 120 días corridos
90 días hábiles + toma de razón y escritura pública
(podría ser hasta 2 años)
90 días hábiles + toma de razón y escritura pública
(podría ser hasta 2 años)
Tabla 3-12: Tiempos aproximados obtención de permisos (Endesa Chile, 2009).
Además se debe considerar otros posibles permisos sectoriales: Dirección
Aeronáutica Civil, Directemar concesión marítima, dirección de vialidad, direcciones
municipales, permisos sanitarios, SEC instalaciones de combustibles (Endesa Chile, 2009).
Por otro lado, se deberá tener en cuenta a futuro las normas de emisiones
(especialmente para centrales térmicas) y permisos o convenios a contraer con pueblos
indígenas.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
70
2010
4.
Tecnologías para aplicación local
En relación al potencial de recursos para el desarrollo de las ERNC, Chile tiene claras
ventajas geográficas en relación al potencial de energías del mar, energía solar y geotérmica.
En relación al potencial del recurso hídrico en Chile, si bien este ha sido ampliamente
explotado en proyectos de gran escala de generación eléctrica, aún se identifican espacios
para la generación de nuevos proyectos de pequeña escala (menores a 20 MW).
A nivel mundial la tecnología eólica, la tecnología geotérmica, la tecnología hidráulica
y la tecnología solar fotovoltaica cuentan con mercados muy maduros. La tecnología solar
por concentración solar recién está desarrollando un mercado, principalmente en USA y
España, pero se ve avanzar con fuerza. La tecnología de los mares todavía está en una etapa
temprana, por lo cual el mercado es muy inmaduro.
Primeramente, la energía mini-hidráulica presenta un gran atractivo en cuanto a los
costos de inversión, costos de operación, know-how, madurez de la tecnología y
disponibilidad del recurso, sobretodo en zona centro-sur de Chile donde existe un potencial
de por lo menos 10.000 MW de capacidad.
Según los precios analizados, la energía eólica se presenta como una alternativa de
inversión, considerando los actuales bonos involucrados y las exigencias ERNC de la nueva
legislación. Lamentablemente, la aleatoria disponibilidad del recurso produce un factor de
planta muy bajo que eleva el riesgo de la inversión, llevándolo a niveles críticos. El mapa
eólico de Chile (ver Anexo C) muestra un gran potencial en la II región, un potencial medio
entre la IV y IIX regiones, y un gran potencial en la IX y X regiones. Destacándose el potencia
en la zona de Chiloé, que además podría ser base para futuras instalaciones offshore. Es
necesario considerar que para llevar a cabo este tipo de proyectos se debe realizar un
estudio acabado de medición y evaluación del recurso eólico, además de tener en cuenta la
ventaja que poseen zonas cerca de líneas de transmisión adecuadas.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
71
2010
Para este tipo de proyectos será necesario evaluar las condiciones políticas frente al
medio ambiente y los diferentes subsidios e incentivos que se presenten para este tipo de
tecnologías. Las recientes modificaciones a las leyes intentan “forzar” los precios de las
tecnologías ERNC más baratas para hacerlas competitivas frente a las energías
convencionales y, a la vez, dar una señal de la externalidad que producen estas últimas.
Existen además otros incentivos, como la venta de bonos de carbono, que será necesario
tener en cuenta para evaluar la inversión en este tema. Como se puede ver en la Figura 4.1,
estos ingresos no son menores.
Figura 4-1: Ingresos típicos de un proyecto ERNC.
Tecnologías como la solar aún presentan costos muy elevados, siendo difícilmente
competitivas en el mercado actual, a pesar de los mencionados incentivos y subsidios.
Complementariedad de tecnologías y futuros avances irán elevando el factor de planta del
mix instalado, bajando los costos y haciendo rentable inversiones de este tipo.
En la actualidad las energías convencionales siguen siendo una opción más barata
que las energías ERNC. Pero en el futuro, a medida que los costos de inversión de estas
tecnologías por kW vayan disminuyendo (Ver Anexo A.) y los impuestos por contaminación
vayan apareciendo, es muy posible que las energías ERNC sean una real alternativa.
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
72
2010
On-shore
Off-shore
Fotovoltaica
CSP
Tipo
Mareas
Mareomotriz Olas
Gradiente Térmico
Carbón
Diesel
Térmica
Gas Natural
GNL
Hidro
Geotérmica
Biomasa
Solar
Eólica
Mini-hidro
Tecnología
www.energetica.cl
(University of Massachusetts, 2008)
Michael Ahlers C. / Alejandro Arellano G.
10
9
Energía
Renovable
No Convencional
Convencion
al
80-110**
85-100
25-60
30-100
63-126
200-3509
200-300
85-110
100-120
55-70
73
2010
0,5-0,7
0,15-0,35
0,25-0,45
0,08-0,2
0,2-0,4
0,6-0,85
0,5-0,7
0,25
0,25
0,7-0,9
0,8-0,9
0,3-0,5
0,5-0,7
0,3-0,810
Tabla 4-1: Tabla resumen tecnologías ERNC
1.200-1.400
450-600
550-700
550-700
1100-1900
1.500-2.500
1.300-2.000
2.700-3.300
5.700-7.000
3.900-4.500
3.000-3.500
5.000-5.500
5.000-5.500
Alta
Media-Alta
Baja
Baja
Media-Baja
Media-Baja
Media
Baja
Baja
Baja
X
X
X
X
X
* Incluye inversión
**Muy variable tras crisis
Alta
Media-Alta
Media-Baja
Media-Alta
Media-Baja
Media
Media-Alta
Baja
Baja
Muy baja
Muy alta
Muy alta
Muy alta
Muy alta
Muy alta
Costo Inversión Costo Energía
Viabilidad
Factor de planta Madurez tecnología
[US$/kW]
[US$/MWh]*
en Chile
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2010
Costos por tecnología y país
Biomass - small- to medium-scale
CHP
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Biomass - biogas digestión
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Biomass - waste incineration
Europe
US
Note: average figures at regional level
Renewables - regional details
2550
3150
3050
2880
2770
2720
2560
2710
2620
2480
2380
2340
6590
6980
2970
3160
3040
2860
2750
2720
7660
8150
2030
2960
3670
3530
3320
3200
3170
2008
Capital cost
(US$2008 per kW)
(International Energy Agency, 2009)
obtenida por un modelo matemático de la I.E.A. .
230
244
89
95
91
86
83
82
89
110
106
100
96
95
2008
I
198
210
77
81
79
74
71
70
76
94
91
86
83
81
2030
Yearly O&M cost
(US$2008 per kW)
16%
16%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
27%
27%
27%
27%
27%
27%
2008
17%
17%
32%
32%
32%
32%
32%
32%
29%
29%
29%
29%
29%
29%
2030
Efficiency
(power generation %)
70%
68%
62%
63%
63%
63%
63%
63%
65%
66%
70%
70%
60%
70%
2008
70%
68%
62%
63%
63%
63%
63%
63%
65%
66%
70%
70%
60%
70%
2030
Capacity factor
(%)
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
2008
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
2030
Construction time
(years)
Esta Tabla contiene un resumen de los precios de las tecnologías ERNC en distintos lugares del mundo. Esta información fue
Anexo A.
6760
6390
6140
6020
410
430
420
400
380
370
3320
3540
3430
3210
3120
3050
2320
2570
2410
2220
2090
1990
7830
7370
7110
7020
470
500
480
460
440
430
3790
4060
3900
3650
3520
3490
2320
2600
2430
2170
2030
1990
Japan
Russia
China
India
Biomass – cofiring
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Geothermal
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Hydropower - large-scale
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Hydropower - small-scale
2030
2008
Capital cost
(US$2008 per kW)
Note: average figures at regional level
Renewables - regional details
58
65
61
54
51
50
159
170
164
153
148
146
66
71
68
64
62
61
235
221
213
211
2008
II
58
64
60
56
52
50
140
149
144
135
131
128
57
60
59
55
53
52
203
192
184
181
2030
Yearly O&M cost
(US$2008 per kW)
100%
100%
100%
100%
100%
100%
15%
15%
15%
15%
15%
15%
57%
37%
42%
24%
34%
26%
16%
16%
16%
16%
2008
100%
100%
100%
100%
100%
100%
15%
15%
15%
15%
15%
15%
60%
39%
44%
25%
36%
27%
17%
17%
17%
17%
2030
Efficiency
(power generation %)
32%
40%
43%
44%
38%
39%
60%
76%
66%
73%
26%
26%
51%
71%
79%
46%
60%
66%
74%
74%
63%
74%
2008
33%
40%
43%
44%
38%
36%
76%
83%
74%
80%
78%
78%
51%
71%
79%
46%
60%
66%
74%
74%
63%
74%
2030
Capacity factor
(%)
4.5
4
4.8
7
4.8
4.8
3.4
3
3.6
5.3
3.6
3.6
3
3
3
3
3
3
4
4
4
4
2008
4
4
4
4
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
4
4
4
4
2030
Construction time
(years)
3250
3600
3390
3120
2940
2800
2300
2330
2390
2320
2070
2040
1920
2010
2080
2020
1810
1750
2320
2320
2330
2320
2270
3250
3650
3410
3050
2850
2790
6270
6800
6520
6080
5840
5770
4110
3970
3930
3670
3530
3490
5320
5420
5350
5240
5180
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Solar photovoltaics
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Concentrating solar power
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Tidal and wave power
Europe
US
Japan
Russia
China
2030
2008
Capital cost
(US$2008 per kW)
Note: average figures at regional level
Renewables - regional details
160
163
160
157
155
103
99
98
92
88
87
41
44
42
40
38
37
72
80
75
67
63
61
2008
III
69
70
70
69
68
48
50
52
50
45
44
15
15
16
15
13
13
72
79
75
69
65
62
2030
Yearly O&M cost
(US$2008 per kW)
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
2008
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
2030
Efficiency
(power generation %)
25%
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
26%
20%
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
10%
5%
2%
n.a.
15%
11%
32%
40%
43%
44%
38%
39%
2008
44%
45%
45%
45%
45%
26%
32%
29%
n.a.
38%
37%
12%
15%
13%
13%
19%
19%
33%
40%
43%
44%
38%
36%
2030
Capacity factor
(%)
4.5
4
4.8
7
4.8
3
3
3.2
3.5
3.5
4.4
1.7
1.5
1.8
2.6
1.8
2.6
3.4
3
3.6
5.3
3.6
3.6
2008
4
4
4
4
4
3
3
3
3
3
4
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
3
3
3
3
3
3
2030
Construction time
(years)
2250
1540
1600
1560
1490
1480
1460
2430
2530
2460
2350
2340
2310
5160
1880
1960
1910
1830
1790
1780
3060
3200
3120
2990
2920
2900
India
Wind onshore
Europe
US
Japan
Russia
China
India
Wind offshore
Europe
US
Japan
Russia
China
India
2030
2008
Capital cost
(US$2008 per kW)
Note: average figures at regional level
Renewables - regional details
107
112
109
105
102
101
43
45
44
42
41
41
155
2008
IV
85
89
86
82
82
81
35
37
36
34
34
34
67
2030
Yearly O&M cost
(US$2008 per kW)
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
2008
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
2030
Efficiency
(power generation %)
33%
n.a.
n.a.
n.a.
30%
34%
21%
25%
21%
5%
20%
18%
n.a.
2008
46%
45%
46%
44%
46%
46%
24%
29%
25%
29%
24%
26%
45%
2030
Capacity factor
(%)
5.1
4.5
5.4
7.9
5.4
5.4
2.3
2
2.4
3.5
2.4
2.4
4.8
2008
4.5
4.5
4.5
4.5
4.5
4.5
2
2
2
2
2
2
4
2030
Construction time
(years)
ERNC en Sistemas Eléctricos de Chile
(CNE, 2009)
V
Tabla Resumen de las centrales ERNC existentes en la actualidad en los principales sistemas eléctricos de Chile.
Anexo B.
Anexo C.
Mapa eólico de Chile
El siguiente mapa es una medición realizada por el Departamento de Geofísica de la
Universidad de Chile en el año 1993. Ésta muestra puntos de medición de la energía eólica a
lo largo de Chile, distinguiéndose por color según velocidad media anual.
(Departamente de Geofísica Universidad de Chile, 1993)
VI
VII
VIII
IX
Anexo D.
Potencial Eólico Chiloé
El siguiente mapa muestra el potencial eólico presente en una selección de islas de la
Isla de Chiloé, X región.
(CNE, 2009)
X
Anexo E.
Algunos proyectos mini-hidro
En esta Tabla se presentan varios proyectos de centrales mini hidráulicas realizadas
en Chile. Más abajo se presenta el valor promedio de la inversión y su desviación estándar.
(Ubilla, 2008)
Proyecto
Río Blanco Rupanco
Río Nalcas
Palmar – Correntoso
Rio Blanco, Hornopiren
El Toyo
San Clemente
Balalita
Casualidad
Proyecto Santiago
Potencia MW
5,5
3,5
13
18
21,6
6
10,94
21,2
7,63
Inversión MM US$
15
12
20
25
37
12
17,8
35
15,45
Media
Desviación estándar
Máximo
Mínimo
1.927
678
3.429
1.167
XI
US$/kw
2.727,3
3.428,6
1.538,5
1.388,9
1.713,0
2.000,0
1.627,1
1.650,9
2.024,9