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ANEXO E

PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA

PARA MAGALLANES AL 2050

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Contenido

ANEXO E: EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS RECURSOS RENOVABLES .......................................................... 3

E.1 RECURSO GEOTERMIA ............................................................................................................................. 3

E.1.1 Infraestructura de Alta Entalpia ................................................................................................... 3

E.1.2 Costos de Operación y Mantención .............................................................................................. 5

E.2 RECURSO EÓLICO ................................................................................................................................... 7

E.2.1 Programa recomendado de Mediciones de viento en la XII Región. ............................................ 7

E.2.2 Detalle de costos de instalación de torres para prospección eólica. ............................................ 9

E.2.3 Detalle Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de potencia igual o mayor a 1MW13

E.2.4 Detalle de Localidades con redes eléctricas aisladas de potencia menor a 1MW ..................... 14

E.2.5 Descripción de sistemas híbridos supuestos para localidades con redes eléctricas aisladas de

potencia < 1 MW ..................................................................................................................................... 15

E.2.6 Características de Sistemas de Generación Eléctrica en capitales comunales de Provincia. ...... 31

E.2.7 Estructura de cada Parque Eólico y sus rendimientos anuales en los distintos escenarios ........ 35

E.3 RECURSO FOTOVOLTAICO ...................................................................................................................... 39

E.3.1 Tecnología Fotovoltaica .............................................................................................................. 39

E.3.2 Energía Fotovoltaica en Chile y el Mundo................................................................................... 40

E.3.3 Ley 20.571, la “Ley de Generación distribuida” .......................................................................... 41

E.3.4 Metodología utilizada para evaluar el potencial fotovoltaico de una Región ............................ 44

E.3.5 Descripción de análisis de casos tipos de instalaciones fotovoltaicas ........................................ 57

E.3.6 Evaluación de Energía Solar Térmica .......................................................................................... 94

E.4 RECURSO HIDROELÉCTRICO .................................................................................................................... 99

E.5 RECURSOS MARINOS .......................................................................................................................... 100

E.5.1 Estado Actual de la investigación y desarrollo tecnológico en Chile. ....................................... 100

E.5.2 Desarrollo de Energías Marinas en el mundo ........................................................................... 106

E.5.3 Modelos de Prototipos .............................................................................................................. 114

E.6 BIOMASA ................................................................................................................................................. 124

E.6.1 Precios y mercado de calderas y pellets ........................................................................................ 124

E.7 RECURSO HIDRÓGENO ........................................................................................................................ 129

E.7.1 Evaluación de Instalaciones para producción de Hidrógeno .................................................... 129

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ANEXO E: Evaluación de Alternativas Recursos Renovables

E.1 Recurso Geotermia

E.1.1 Infraestructura de Alta Entalpia

Las instalaciones de superficie y componentes de infraestructura incluyen las instalaciones para la

obtención de vapor y el procesamiento de salmuera: separadores, bombas, tuberías y las

carreteras. Las instalaciones para obtención de vapor tienen menores costos desde que la

manipulación de la salmuera no es necesaria. Factores que influyen en este componente son los

depósitos de los fluidos químicos, los precios de las materias primas (acero, cemento), la

topografía, accesibilidad, estabilidad de taludes, la productividad media y distribución del pozo

(tuberías, diámetro y longitud), y los parámetros de los fluidos (presión, temperatura, la química)

(Hance, 2005). Las instalaciones de superficie y los costos de infraestructura, constituyen 10% a

20% de la inversión (Bromley, 2010), a lo que se debe incluir los costos propios de construcción y

obras, además de la puesta en marcha de la planta que en total resulta ser aproximadamente el

50% del costo total del proyecto.

Para una unidad de Central Eléctrica de 50 MW, los costos de la fase de construcción de desarrollo

del proyecto están, las del tipo de llave en mano, usualmente en el rango de US$ 1 a 2 millones

por (MW) instalado. Los cálculos de costos no incluyen la línea de transmisión ni la subestación,

que son necesarias para conectar la central eléctrica a la red eléctrica, pues estos costos pueden

variar considerablemente de una instalación a otra. Por lo tanto para una planta tradicional con

una potencia instalada de 50 MW, el monto de inversión podría ser de US$ 50 a 100 millones, lo

cual genera un rango amplio de inversión.

Las fronteras entre los diferentes tipos de energías geotérmicas es arbitraria; si se trata de

producir electricidad con un rendimiento aceptable la temperatura mínima está entre 120 y

180 °C, pero las fuentes de temperatura más baja son muy apropiadas para los sistemas

de calefacción urbana y rural.

La Tabla E.1.1, presenta un análisis de costo indicativo para el desarrollo de un proyecto típico de

50 MW con instalaciones nuevas en un campo geotérmico con perforaciones de aproximadamente

2 Km de profundidad. Las centrales eléctricas de hasta 50 MW muchas veces constituyen una

unidad de primer paso adecuada, que puede ampliarse o multiplicarse en una fase futura, o

permanecer como la unidad final. La práctica de la industria para profundidades de pozos

usualmente esta entre 1.500 y 3000 metros, con un promedio internacional de aproximadamente

2 Km, el cual se usara para los siguientes cálculos. Las cifras de los costos incluyen todos los costos

http://es.wikipedia.org/wiki/Calefacci%C3%B3n_urbana

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de exploración y perforación, así como un costo de financiación estimado para el desarrollo de un

yacimiento hidrotérmico para la generación de energía.

Tabla E.1.1 - Costos indicativos para el desarrollo Geotérmico (50 MW)

Fase/Actividad Estimado Bajo

(MMUS$)

Estimado Medio

(MMUS$)

Estimado Alto

(MMUS$)

(1) Inspección topográfica preliminar. 1 2 5

(2) Exploración 2 3 4

(3) Perforaciones de prueba, pozos de prueba.

11 18 30

(4) Estudio de factibilidad, planificación del proyecto.

5 7 10

(5) Perforaciones (20 pozos aprox.). 45 70 100

Construcción (Central generadora, infraestructura, etc.).

65 75 95

(6) Sistema de recolección de vapor y subestación (transmisión).

10 16 22

(7) Arranque y puesta en servicio. 3 5 8

Total 142 196 274 Fuente: Manual de geotermia, ESMAP. (2012)

(1) Los costos de la inspección topográfica dependen en gran parte del tamaño y accesibilidad del área. Los costos de EIA dependen de las regulaciones del país. (2) Dependiendo de los métodos usados y la accesibilidad y el tamaño del área. (3) Para 3 a 5 perforaciones con profundidades y diámetro variables, desde orificio angosto hasta pozos de producción de tamaño real (más de 8 pulgadas de diámetro). (4) Estudios y contratos proporcionados por proveedores externos o la propia empresa. Condiciones y regulaciones del país relevante. (5) Dependiendo de la profundidad, el diámetro y la química de fluidos, requisitos de la boca del pozo e intubación en términos de presión y material de acero/recubrimiento. También se ve influenciado por factores subterráneos y fracturas (dificultad y tiempo de perforación). (6) Dependiendo de la distancia desde la planta hasta el punto de acceso de la red eléctrica de transmisión, y de la distancia entre los orificios de perforación y la central eléctrica. (7) Proceso industrial estándar. La central eléctrica podría necesitar ajustes finos de algunas adaptaciones de tiempo y menores. Para el cálculo estimado alto, se necesitan cambios mayores, reparaciones y mejoras a fin de suministrar energía de acuerdo con PPA.

Los montos de inversiones necesarios para la etapa de producción también, se estimaron en base

a la información de proyectos aprobados en el SEIA, y disponibles en página del Servicio de

Evaluación Ambiental (SEA), ya que en la región no existen estudios de producción de energía

geotérmica. Se analizaron los datos de dos proyectos geotérmicos de alta entalpía

correspondientes a “Central Geotérmica Curacautín”, “Central Geotérmica Cerro Pabellón”. Los

montos de inversión y características de los proyectos se observan en la Tabla E.1.2.

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Tabla E.1.2 - Costos de Producción en Chile de Proyectos Geotermia según Potencia Instalada.

Tipo Nombre Potencia Instalada

(MW)

Costo (MMUS$)

Vida útil (Años)

Central Eléctrica Central Geotérmica Curacautín 70 330 >40

Central Eléctrica Central Geotérmica Cerro Pabellón 50 180 50

Fuente: SEA. (2014)

Central Geotérmica Curacautín

A través de la página oficial de la empresa MRP comunican que “en el proyecto se han invertido

más de MMUS$50 millones en la primera etapa de estudio y perforaciones durante 2010-2012 y

se estima que el costo total de la inversión será mayor de MMUS$400. Se prevé el inicio de

perforaciones de pozos de producción para la primavera verano 2015/2016, para continuar con la

construcción de la central misma (compra internacional e instalación de maquinaría altamente

especializada, como por ejemplo las turbinas, separadores hidrostáticos, enfriadores, etc.), todo lo

cual implicaría tenerla en servicio y generando electricidad para el año 2019”.

Fue aprobado el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y publicada la Resolución de Calificación

Ambiental (RCA) en mayo de 2013.

Central Geotérmica Cerro Pabellón

En 2012 fue aprobada la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) y el año 2013 se aprobó la

línea de transmisión eléctrica que transporta la energía que genera la central. La iniciativa

contempla una inversión de MMUS$ 180 millones.

E.1.2 Costos de Operación y Mantención

Los costos de operación y mantenimiento están constituidos por una porción fija y otra variable,

directamente relacionadas con la fase de producción de electricidad. Los costos anuales de O&M

incluyen el campo de operación (mano de obra y equipamiento), la operación de los pozos, trabajo

sobre los pozos y el mantenimientos de las instalaciones. Para las plantas geotérmicas, un factor

adicional es el costo de restauración de pozos, es decir, los pozos nuevos para reemplazar los

pozos fallidos y restaurar la pérdida de capacidad de producción o de inyección. Los costos de

estos pozos son generalmente más bajos que las de los pozos originales, y su tasa de éxito es

mayor.

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Cada planta de energía geotérmica tiene costos O&M específicos que dependen de la calidad y el

diseño de la planta, las características del recurso, regulaciones ambientales y la eficiencia del

operador. El factor que más afecta a estos costos es la extensión del trabajo y los requerimientos

de la restauración de pozos los que pueden variar ampliamente en distintas instalaciones y por lo

general aumentan con el tiempo.1

La mano de obra que se utiliza en la explotación geotérmica para generación eléctrica se

caracteriza por contar con bajos costos en la etapa de operación, destacándose que en ambos

proyectos se contemplan 30 personas en esta etapa en particular para operar una planta de más

de 50 MW de potencia instalada. En la Tabla E.1.3 se detalla la cantidad de personas contempladas

para cada una de las etapas de un proyecto Geotérmico para generación eléctrica en las centrales

geotérmicas existentes en Chile y que han ingresado al SEIA. El horario de operación diario en cada

una de las etapas del proyecto será de 24 horas.

Tabla E.1.3 - Mano de Obra a utilizar en Proyectos de Geotermia

Proyecto Central Geotérmica

Curacautín Central Geotérmica

Cerro Pabellón

Etapa de Construcción 405 (máxima) 560

Etapa de Operación 30 30

Etapa de Cierre 100 (máxima) 50

Fuente: SEA (2001)

1 Hance, 2005

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E.2 Recurso Eólico

E.2.1 Programa recomendado de Mediciones de viento en la XII Región.

Considerando el interés de aerogenerar electricidad para inyectar a los sistemas aislados de la XII

Región, especialmente los de las ciudades cabeceras de comuna con el fin de reducir la

dependencia de combustibles fósiles y mejorar la calidad ambiental de la red, debe implementarse

campañas de medición para la evaluación del recurso en los siguientes lugares, en primera

prioridad:

Inmediaciones de Puerto Natales.

En un radio de no más de 10 kilómetros de la actual central de Edelmag S.A. –probablemente

hacia el Sur- y con estaciones con sensores a 50 y 80 metros de altura sobre el suelo. La campaña

debería extenderse por dos años, idealmente para contar con buena información. Sin embargo, se

cuenta con información básica de CERE que posee registros en sector suburbano norte de P.

Natales medidos a baja altura, con los cuales es posible iniciar estudios de diseño preliminar.

Inmediaciones de Puerto Porvenir.

En un radio de no más de 10 kilómetros de la actual central de Edelmag S.A. y con estaciones con

sensores a 50 y 80 metros de altura sobre el suelo. La campaña debería extenderse por dos años,

idealmente para contar con buena información para un diseño definitivo; actualmente se dispone

de datos medidos a baja altura. La información detallada permite afinar los cálculos de producción

de un parque eólico especialmente al tomar en cuenta la extensión en un año promedio, de los

períodos de vientos bajos –que no sirven para hacer girar la máquina para generar- y los de sobre-

velocidad de corte de los equipos, por razones de protección (usualmente de unos 25 m/seg).

En el caso del sistema de Punta Arenas, existe información de registros de CERE y ENAP en Cabo

Negro, sector de antenas de comunicaciones y registros a 28 y 45 msns, los que fueron suficientes

para el diseño básico del Parque construido por Vestas para Methanex. Además, se cuenta con los

datos que este Parque ha venido continuamente midiendo a alturas de máquina –unos 45 metros-

desde su puesta en operación, en 2011. La ubicación más probable de otro parque eólico para

alimentar la central eléctrica de Punta Arenas será en el área que va desde Seno Otway hasta Cabo

Negro, por razones de cercanía y abundancia del recurso.

Caso de Puerto Williams.

Debe implementarse a la brevedad un programa intensivo de mediciones, con estaciones que

registren a 30 y 50+ msns, aproximadamente, esto porque en dicha localidad sólo se requerirán

equipos de altura de buje no superior a esas cifras. Debería ubicarse unos 3 lugares para medir

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dadas las características geográficas de la localidad y, especialmente su topografía; ellos deberían

considerar idealmente la costa oriente desde la ciudad – a no más de unos 10-15 kilómetros - o la

costa poniente, así como algún punto despejado sobre la cota de la ciudad, que pueda disponer de

un buen acceso. Este programa debe ser muy bien pensado dado que el recurso viento en el

sector es comparativamente bajo y por tanto deberá optimizarse su aprovechamiento dado que su

efecto positivo sobre el costo final compuesto de la energía eléctrica será significativo, ya que es la

única central de la Región que ocupa combustible diésel de alto costo, permanentemente.

Sector Punta Delgada.

Se recomienda también realizar campañas para conocer mejor el comportamiento del recurso en

el sector donde se encuentra la central actual, mediante sistemas de registros con sensores a 30 y

50 msns, dado que la capacidad de la red aislada sólo permitirá inyección de máquinas de baja

potencia eólica que normalmente funcionan a no más de 30 metros de altura de buje. Se cuenta

con registro de buena altura de medición en la cercanía de la Planta Gregorio de ENAP, ubicada a

algunos kilómetros, por lo que será importante verificar el comportamiento del viento en el lugar

más cercano a su posible instalación.

Sector Cerro Sombrero.

La campaña en este sitio es de importancia secundaria pues se cuenta en la región con registros de

varios años medidos a 45 metros sns en la torre de transmisión de ENAP, ubicada en el centro del

poblado. La topografía plan de todo el área –incluso en los alrededores de la Central eléctrica

Sara- asegura que el comportamiento del viento es similar, por lo que se dispone ya de

información suficiente para el diseño y selección de máquinas de aerogeneración que

necesariamente serán de baja potencia y, por tanto, de no más de 30 o 40 metros de altura de eje

de producción.

Sectores en Ultima Esperanza y Tierra del Fuego

Se recomienda hacer una campaña amplia con estaciones de baja altura de medición –20 y 35

metros- y de bajo costo consiguiente, para identificar áreas donde el recurso puede ser bien

aprovechado por futuros emprendimientos relacionados con cultivos, pesca y turismo,

especialmente. Habría que coordinar la selección de sitios con los planes de vialidad trazados y en

los caminos en construcción (ruta a Yendegaia, por ejemplo).

En el sector del Parque Nacional Torres del Paine debe igualmente abordarse un programa para

valorizar el recurso que en algunos sectores es muy abundante; la importancia para la zona es

grande dado que se utiliza allí en la generación de electricidad equipos de combustión a diésel a

un costo de provisión y ambiental, elevados.

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E.2.2 Detalle de costos de instalación de torres para prospección eólica.

Tabla E.2.1 - Presupuesto Opción 1, Torre de 80 m, (en pesos chilenos).

PARCIAL 4 $ 7.047.554 CLP

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El costo para la instalación de torre de 80 m. e instrumentación corresponde a $24.763.301 + IVA.

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Tabla E.2.2 - Presupuesto Opción 2, Torre de 60 m (en pesos chilenos)

Lo anterior más el kit de instrumentación da un total para la opción 2 de $15.483.347 +6.932.356 =

$22.415.703 + IVA.

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A lo anterior hay que agregar:

Tabla E.2.3 – Presupuesto Mantenimiento y Administración (en pesos chilenos)

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E.2.3 Detalle Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de potencia igual o mayor a 1MW

Tabla E.2.4 – Situación Actual de Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de

potencia igual o mayor a 1MW

Generación Actual

Potencia Instalada

Potencia Máxima

Generación (G)

Consumo

Potencia media anual 2013

(G/8.760h)

(MW) (MW) (MWh) (Wh) (MW) 1) Punta Arenas

Turbo - Gas y Diésel 96,2 40,9 233.777 21.3542 26,7

2) Puerto Natales


3) Puerto Porvenir


4) Puerto Williams Diésel 2,9 0,9 3.931 3.601 0,45

Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)

Para estos casos, se han tomado los datos informados por la empresa EDELMAG de 2013. En base

a estos datos, se ha realizado el cómputo de la potencia promedio suministrada a partir ítem

generación (G), y con ello se calcula la Potencia Promedio Anual.

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E.2.4 Detalle de Localidades con redes eléctricas aisladas de potencia menor a 1MW

Para las localidades de menor tamaño, CERE ha reunido estimaciones basadas en número de viviendas y horas informadas de operación

del sistema, que se incluyeron en la Tabla 2.33 de Informe 1. Aquí se ha supuesto como valor típico residencial una Potencia /vivienda de 0,51

kW y de 1,85 kW para aplicaciones no residenciales.

Tabla E.2.5 - Situación actual - Localidades Aisladas en Magallanes de potencia menor a 1 MW

Comuna

Generación

Actual Generación=G Horas diarias Horas anuales Nro. de

viviendas Potencia

Prom

Potencia Prom x

vivienda

(kW h) (h) (h) (kW) (kW)

5) Villa Renoval

Natales

Diésel 16.500,0 4,0 1.460,0 22 11,3 0,51

6) Puerto Prat Diésel 20.300,0 18,0 6.570,0 6 3,1 0,51

7) Seno Obstrucción Diésel 6.000,0 4,0 1.460,0 8 4,1 0,51

8) Puerto Edén Diésel 11.250,0 4,0 1.460,0 15 7,7 0,51

9) Cerro Castillo

Torres del Payne

Diésel 171.972,0 18,0 6.570,0 51 26,2 0,51

10) Cerro Castillo (NR) Diésel 230.736,0 18,0 6.570,0 19 35,1 1,85

11) Villa Rio Serrano Diésel -- -- -- -- -- --

12) Villa Tehuelches Laguna Blanca Diésel 323.700,0 18,0 6.570,0 97 49,3 0,51

13) Punta Delgada San Gregorio Gas Natural 4.383.600,0 18,0 6.570,0 1300 667,2 0,51

14) Villa Ponsomby Rio Verde Diésel 70.810,0 18,0 6.570,0 21 10,8 0,51

15) Villa Cameron Timaukel

Diésel 222.550,0 18,0 6.570,0 66 33,9 0,51

16) Pampa Guanaco Diésel 2.250,0 6,0 2.190,0 2 1,0 0,51

17) Puerto Toro Cabo de Hornos Diésel 70.812,0 18,0 6.570,0 21 10,8 0,51

18) Cerro Sombrero * Primavera Gas Natural 6.744,0 24 8.760,0 458 770,2 1,68


* En Cerro Sombrero existen muchas viviendas no ocupadas, por lo que el resultado del cálculo no debe tener un sentido real; la población reportada en 2012 es de solo 500

personas.

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E.2.5 Descripción de sistemas híbridos supuestos para localidades con redes eléctricas aisladas de potencia < 1 MW

Se describen brevemente los tipos de sistemas híbridos supuestos para cada solución:

Los sistemas Tipo 1 (T1): Corresponden a equipos que se adicionan a un diésel existente, y se

caracterizan por ser sistemas en general monofásicos (salida tipo domiciliario de 220V/50Hz)

obtenidos a través de un inversor auto sincronizado (preferentemente de salida senoidal pura). El

inversor toma corriente de barras de tensión continua (en general 24, 48V o más) a partir de un

banco de baterías alimentado por los aerogeneradores y punto común de conexión, para generar

la tensión domiciliaria de salida, a una frecuencia de 50 Hz generada internamente. Raramente

tienen capacidad de sincronización con redes existentes, por lo cual sus salidas no se pueden

paralelizar. En general se utilizan para sistemas de 1 a 10 viviendas, no muy alejadas entre sí

debido a las pérdidas incurridas en transmisión dado el bajo nivel de tensión. Para potencias hasta

10 kW se pueden separar en varias salidas con inversores individuales a partir de un único banco

de baterías. Se utilizan preferentemente baterías tubulares de electrolito sólido o líquido con

celdas individuales de 2V (tipo OpzS) de la capacidad requerida para el banco. Los costos típicos

FOB internacionales de este tipo de baterías (ej. Autobat (1), Exide (2) electrolito líquido) oscilan

entre 250 y 450 US$ / kWh dependiendo de la calidad y tamaño del banco. Los aerogeneradores,

para la zona magallánica en instalaciones autónomas deben ser Clase I. El costo de estos sistemas,

incluyendo aerogenerador, torre y equipamiento anexo conocido como BOS (Balance of System)

ronda entre 10.000 y 30.000 US$/kW instalado, para estas características de equipo. En algunos

casos, dependiendo de la distancia y complejidad de acceso2 un sistema tipo I puede exceder los

US$ 40.000 /kW instalado.”

En la tabla siguiente E.2.6, se aprecia un detalle de los sistemas Tipo 1 (T1) en potencias inferiores

a los 10 kW. Se ha considerado en cada caso el viento promedio de mediciones cercanas, a una

altura de 10 m de altura dado que las torres de los aerogeneradores Clase I raramente exceden los

12m. Se consideró que un 75% de la energía se produciría a través de aerogeneradores. Para el

promedio de viento de cada emplazamiento, se utilizaron tablas genéricas de producción de

energía para aerogeneradores clase I y se obtuvo la cantidad de equipos requerida para la

generación de ese 75% aproximadamente.

2 “Desarrollo de especificaciones técnicas para aerogeneradores para su implementación en electrificación de postas y escuelas públicas, región de Magallanes y Antártica Chilena”,2013.

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Tabla E.2.6 - Sistema Tipo 1 (T1): Sistema Híbrido micro diésel/eólico, potencia hasta 10 kW, con inversor/es monofásicos y banco de baterías

convencional

Generación Generación

G Horas diarias

Horas anuales

Nro. de viv.

Potencia Prom.

Generación G

(mes) Generación 75% (eólica)

VelocidadViento @10m

Producción Eólica

G_ 6kW (Clase I)

N° de Turbinas G_6 kW (Clase I)

(kWh) (h) (h) (kW) (kWh/mes) (kWh/mes) (m/s) (kWh/mes) ()/para 75%

6) Puerto Prat

Diésel/Eólico (T1)

47.502,00 24,0 8.760.0 8 5,42 3.958,5 2.968,88 6,2 1.250,00 2,38

7) Seno Obstrucción


63.180,00 24,0 8.760.0 10 7,21 5.265,00 3.948,75 6,2 1.250,00 3,16

16) Pampa Guanaco


15.795,00 24,0 8.760.0 3 1,80 1.316,25 987,19 5,2 800,0 1,23


Diagrama Sistema Tipo I: La distribución interna de un sistema Tipo 1 se muestra en su configuración más sencilla en la Figura E.2.1. En los

emplazamientos varía la capacidad del banco de baterías (de 1000 a 3000 Ah) y el Nº de aerogeneradores requerido, que se conectan en paralelo

al mismo banco de baterías de 48V.

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Figura E.2.1 - Diagrama simplificado Sistema Tipo I – Pampa Guanaco


PARAJE RURAL PAMPA GUANACO GENERICO 6 kW

CERE/UMAG rev 03/2015

250A DC

1

6

0

A

(+)

( - )

BATERIAS 1 A 12

V

B

S

SINTENAX

E N T R A D A D E S D E A E R O

R d

10 kW / SENOIDAL

(+)( - )

(+)

( - )

BATERIAS 12 A 24

(+)

( - )

AC_INAC_OUT

G E N E R A D O R M O N O F A S I C O

S 1

N

V

CARGAS 220V

V

N

V

N

N

V

DIFF - 50A

5 0 A

DESCONEXION

RES

AERO

SUPONE:

INVERSOR FUNCIONA COMO UPS

GENERICO 1000 Ah / 2V - OPzS

P M

AEROGENERADOR

REGULADOR

INVERSOR/CARGADOR

T_ent

-BAT + B A T

+IN- I N

+-

-

R out

DIESEL 14KVA

CLASE I 6 kW

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Los sistemas Tipo 2 (T2): Los sistemas tipo 2 (T2) son micro redes trifásicas, cuya configuración es

variable pero en general tienen rangos de potencia mayor que las tipo 1 y permiten cubrir

distancias mayores, teniendo la opción de utilizar transformadores convencionales para ampliar su

rango. Los equipos aerogeneradores, control de la red y sistemas de control tienen escasa

estandarización y en general resultan de costo elevado. En estos casos la barra común no es de

continua sino de alterna tipo trifásica. Los equipos térmicos generan energía hacia unas barras

comunes (en tres fases) a una frecuencia base de 50 Hz, y los inversores de continua a alterna de

los aerogeneradores deben tener capacidad de sincronización con dichas barras. El sostenimiento

de la estabilidad de la red (control de frecuencia, a través de potencia activa, y control de tensión

a través de potencia reactiva) es más complejo a medida que se incrementa la fracción de eólica, y

pueden requerirse sistemas de estabilización de frecuencia (ruedas de inercia, convertidores de

cuatro cuadrantes con baterías y resistencias) y de tensión (compensadores sincrónicos) que

aumentan el costo del sistema.

Clasificación Sistemas Tipo 2 (T2)

Una clasificación que sirve de referencia para sistemas diésel eólico del Tipo 2 (Bus AC) la da Ian

Baring-Gould3 en donde se describen 3 clasificaciones típicas de este tipo de sistemas,

utilizando los conceptos de “penetración instantánea” para la relación potencia eólica sobre

potencia total del sistema, y “penetración promedio” para la relación en un período anual

de energía generada por eólica respecto a la energía total. Con esta clasificación de sistemas, se

construye la siguiente tabla:

Tabla E.2.7 - Clasificación descriptiva sistema Tipo 2

Eólica /tipo de penetración

Características Penetración instantánea

Penetración promedio

Baja penetración (A)

-Diésel(s) trabajan full time -Eólica reduce la carga sobre el diésel - Toda la energía eólica va a carga primaria - No hay sistema supervisor de control

<50% <20%

Penetración media (B)

-Diésel(s) trabajan full time - Con vientos fuertes, se despachan cargas secundarias o se reduce la potencia Eólica. - Sistema supervisor de control sencillo

50 a 100% 20 a 50%

Alta penetración (C)

Diésel(s) pueden ser apagados con viento suficiente. Se requieren componentes adicionales para regular voltaje y frecuencia. Requiere un sofisticado sistema de control.

100 a 400% 50-150%


3 Baring-Gould, I "Wind/Diesel Power Systems Basics and Examples" (NREL,2009) http://apps1.eere.energy.gov/tribalenergy/pdfs/wind_akwd04_basics.pdf

19 UMAG

Los sistemas de baja penetración no difieren significativamente de sistemas trifásicos estándar con

tamaños entre algunos kW y varios MW, impulsados por Diésel. En la Figura E.2.24 se aprecia la

configuración para un sistema sólo con diésel, y la variante de baja penetración (A). Estos últimos

son los más sencillos de construir, lográndose ahorros de hasta 15% de combustible aunque

requieren de la operación continua de los grupos diésel. En la Figura E.2.3 se muestra un diagrama

más detallado de lo que implica el agregado de máquinas eólicas a un sistema diésel tradicional.

Figura E.2.2 - Diagrama simplificado Sistema Diesel y Sistema (A), Diesel /Eolico de baja penetración

Fuente: University of Alaska (2010)

4 Fay, G; Schwörer, T; (ISER) and Keith, K (ACEP) "Alaska Isolated Wind-Diesel Systems: Performance and Economic Analysis",University of Alaska, June 2010

20 UMAG

Figura E.2.3 - Diagrama simplificado Sistema Diésel /Eólico

Fuente: University of Alaska (2010)

Los Sistemas (B) de penetración media y (C) de penetración alta se ilustran en la Figura E.2.4. Este

tipo de sistemas es de creciente costo y complejidad, partiendo de una corrección "hacia arriba"

en frecuencia (Potencia activa) a través de cargas de calefacción, o limitación de potencia de salida

del aerogenerador si el mismo lo permite (B) hasta alcanzar sistemas que compensan también en

frecuencia "hacia abajo" a través de un reservorio de potencia activa, pudiéndose utilizar baterías

o ruedas de inercia (C). En este caso, los diésel pueden ser desconectados en períodos de buen

viento. Es conveniente que se utilicen generadores diésel de potencia baja, media y alta (de ser

posible) para mejorar la eficiencia, conmutando uno o varios de acuerdo a la demanda.

21 UMAG

Figura E.2.4 - Diagrama simplificado Sistemas Diésel /Eólico de media y alta penetración

Fuente: NREL, 2009

22 UMAG

Sistemas Tipo 2 (T2) en funcionamiento

Se describe la evolución de los sistemas diésel-eólico en Alaska, EE.UU., zona de clima frío y acceso

difícil que tiene características similares a la Patagonia chilena, desde los proyectos piloto

instalados en 1997 a 2000, hasta los más recientes en 2009 y 2010. Los sistemas descriptos son en

general de potencia mayor a los requeridos en el presente estudio, pero sus limitaciones y el

hecho de que se tienen datos concretos de operación y funcionamiento, hacen valiosa su

consideración.

En la Figura E.2.5 se muestra un panorama de los sistemas instalados, sobre los que se estudia en

la University of Alaska. Los efectos particulares de la utilización en redes "blandas", con cargas

disipativas para compensar aumentos de frecuencia, las dificultades de frío, alto costo de

combustible y problemas de mantenimiento hace que los factores de capacidad se vean reducidos

respecto a los sistemas eólicos conectados a grandes redes.

Figura E.2.5 - Sistemas Eólico/Diésel instalados en Alaska a 2010

Fuente: University of Alaska.

23 UMAG

Dimensionamiento de Sistemas Tipo 2 para Magallanes

A efectos de lograr una idea de los factores de capacidad (FC) a lograr con sistemas Tipo 2 en

Patagonia chilena, se realizó una extrapolación entre algunos de los sistemas de buen

funcionamiento para obtener una relación FC con velocidad promedio de viento del

emplazamiento. Esta relación es solo indicativa y una simplificación, pero permite tener una

expectativa realista de performance para sistemas con tecnología actual en un emplazamiento

similar al que se busca analizar.

Sistema Promedio

Viento FC

Sistema Energía

anual_real Turbinas Costo

instalación Año

Ciudad/Paraje (m/s) @ 10m (%) (MWh)

US$/kW Instalación

Toksook Bay 7,6 28,00% 742,0 NW100 11.411,0 2006

St. Paul Island 8,6 31,00% 650,0 Vestas 5.867,0 1998

Kasigluk 6,9 25,00% 626,0 NW100 10.905,0 2006

Nome 5,4 20,00% 2.357,0 Entegrity 5.002,0 2009

Kodiak 7,1 34,00% 13.008,0 GE1.5 4.756,0 2010

y = 0.0344x + 0.0137 y= CF in %

R2 = 0.9974 x= windspeed m/s

Figura E.2.6 - Estudio de Sistemas Eólico/Diesel de potencia media - relación FC versus Velocidad media

anual viento.3

Fuente: Elaboración propia según datos de University of Alaska

y = 0,0344x + 0,0137 R² = 0,9974

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

0 2 4 6 8 10

FC S

iste

ma

[%]

velocidad media de viento @10m [m/s]

Factor de Capacidad vs. Velocidad media de viento Sistemas Similares a Tipo 2 en Alaska según - Datos 2010

Avg WindSpeed Lineal (Avg WindSpeed)

Nome (Entegrity)

Kasigluk (NW100)

Toksook B. (NW100)

St.Paul (Vestas)

Kodiak (GE1.5)

24 UMAG

Se realizó la extrapolación indicada solo sobre los 4 primeros sistemas, debido a que el sistema de

Kodiak, con 3 aerogeneradores GE de 1.5 MW y conexión a una combinación de hidroeléctrica y

diesel, por su tamaño y características responde a un sistema convencional eólico conectado a red

fuerte (de ahí su alto valor de FC).

Utilizando dicha extrapolación para el cálculo del Factor de Capacidad (FC) en los emplazamientos

de Magallanes clasificados como aptos para sistemas Tipo 2, se obtuvo el dimensionamiento

preliminar indicado en la Tabla E.2.8a, cuyo resultado en la última columna es el FC % estimado del

conjunto de aerogeneradores en el emplazamiento.

25 UMAG

Tabla E.2.8a - Sistema Tipo 2 (T2): Dimensionamiento preliminar

Generación

Generación

G Horas diarias

Horas anuales

Nro. de viviendas

Potencia Prom.

Generación (mes)

Velocidad viento @10m

*FC Estimado

(kWh) (h) (h) (kW) (kWh/mes) (m/s) (%)

5) Villa Renoval Diésel /Eólico (T2)

173.745,00 24,0 8.760,0 29 19,83 14.478,75 6,20 22,7

8) Puerto Edén Diésel /Eólico (T2)

118.462,50 24,0 8.760,0 20 13,52 9.871,88 6,20 22,7

9) Cerro Castillo Diésel /Eólico (T2)

402.414,48 24,0 8.760,0 66 45,94 33.534,54 6,30 23,04

10) Cerro Castillo (NR) Diésel /Eólico (T2)

539.922,24 24,0 8.760,0 25 61,63 44.993,52 6,30 23,04

12) Villa Tehuelches Diésel /Eólico (T2)

757.458,00 24,0 8.760,0 126 86,47 63.121,50 7,20 26,14

14) Villa Ponsomby Diésel /Eólico (T2)

165.695,40 24,0 8.760,0 27 18,92 13.807,95 7,20 26,14

15) Villa Cameron Diésel /Eólico (T2)

520.767,00 24,0 8.760,0 86 59,45 43.397,25 5,70 20,98

17) Puerto Toro Diésel /Eólico (T2)

165.700,08 24,0 8.760,0 27 18,92 13.808,34 5,20 19,26


*: Ecuación usada – Análisis según ref, sistemas Alaska 2010.

FC (%) = 0,0344*V_Vie + 0,0137

En la Tabla E.2.8b, utilizando como insumo dicho FC, se calcula para un aerogenerador de clase I, de tipo ensayado en la zona y potencia nominal

15kW, imán permanente con inversor "grid-tie", el número de Aerogeneradores y la relación resultante de energía generada eólica G_eol

dividida por la generación requerida G. Se aprecia un detalle de los sistemas Tipo 2 (T2) para los emplazamientos entre 10 y 100 kW señalados.

Se ha considerado en cada caso el viento promedio de mediciones cercanas, a una altura de 10 m de altura, dado que las torres de los

aerogeneradores Clase I raramente exceden los 12 m, y en el caso de 15 kW se utilizan hasta 18 m.

26 UMAG

Tabla E.2.8b - Sistema Tipo 2 (T2): Dimensionamiento preliminar

N° Turbinas Potencia

Eólica Generación al mes Generación

Generación

FC

Estimado G_15kW (Clase I) N x 15kW (Clase I) N x 15kW (Clase I) Eol/G

(%) ()/para G eólico (kW) FC*PS*720 (kWh) (%)

5) Villa Renoval Diésel /Eólico (T2) 22,7 2,0 30,0 4.902,77 33,86

8) Puerto Edén Diésel /Eólico (T2) 22,7 1,0 15,0 2.451,38 24,83

9) Cerro Castillo Diésel /Eólico (T2) 23,04 3,0 45,0 7.465,61 22,26

10) Cerro Castillo (NR) Diésel /Eólico (T2)

23,04 4,0 60,0 9.954,14 22,12

12) Villa Tehuelches Diésel /Eólico (T2)

26,14 5,0 75,0 14.114,52 22,36

14) Villa Ponsomby Diésel /Eólico (T2)

26,14 1,0 15,0 2.822,90 20,44

15) Villa Cameron Diésel /Eólico (T2)

20,98 4,0 60,0 9.062,50 20,88

17) Puerto Toro Diésel /Eólico (T2) 19,26 2,0 30,0 4.159,73 30,12


27 UMAG

Cálculo de Costos para Sistemas Tipo 2 en Magallanes

Para el cálculo de costos se utilizaron los valores estimados de dimensionamiento, considerando

una estructura circuital muy sencilla similar a la indicada en la Figura E.2.8c, que se supone

diagramada en el caso de Puerto Edén con un único aerogenerador. Se puede observar que el

sistema incluye aerogenerador, inversor trifásico tipo Grid-tie y dos unidades diésel gemelas, con

sistema de control, despacho y monitoreo tipo SCADA. El tipo de línea se adapta a las distancias

del lugar y se supone pre-existente, dependiendo de la potencia involucrada y las distancias a

cubrir. Se observa que los costos por kW eólico (última columna) resultan del mismo orden de

magnitud que los observados para los sistemas más pequeños en Alaska3 según se ve en la tabla

superior de la Figura E.2.6

28 UMAG

Tabla E.2.8c- Cómputo Estimado de Costo Sistemas T2

Subtipo

Generación Aerogenerador

Cantidad Aerogenerador

Potencia

Sistema Control +SCADA

Inversor 3ph

P nom Diésel x 2

S nom

Costo Base (CB)

Costo Turbinas (N)*WTC

Costo Total

Costo por kW eólico

(N) (kW) (kW) (kVA) (US$) (US$) (US$) (US$/kW)

5) Villa Renoval

Diésel /Eólico (T2a)

2,0 15,0 1,0 30,00 50,0 64.000,0 255.000,0 319.000,0 10.633,33

8) Puerto Edén

Diésel /Eólico (T2d)

1,0 15,0 1,0 15,00 50,0 62.000,0 127.500,0 189.500,0 12.633,33

9) Cerro Castillo

Diésel /Eólico (T2e)

3,0 15,0 1,0 45,0 100,0 86.000,0 382.500,0 468.500,0 10.411,11

10) Cerro Castillo (NR)

Diésel /Eólico (T2c)

4,0 15,0 1,0 60,0 100,0 96.000,0 510.000,0 606.000,0 10.100,00

12) Villa Tehuelches

Diésel /Eólico (T2b)

5,0 15,0 1,0 75,0 150,0 110.000,0 637.500,0 747.500,0 9.966,67

14) Villa Ponsomby


1,0 15,0 1,0 15,0 50,0 64.000,0 127.500,0 191.500,0 12,766,67

15) Villa Cameron

Diésel /Eólico (T2c)

4,0 15,0 1,0 60,0 100,0 96.000,0 510.000,0 606.000,0 10.100,00

17) Puerto Toro


2,0 15,0 1,0 30,0 50,0 64.000,0 255.000,0 319.000,0 10.633,33


29 UMAG

Tabla E.2.8c - Continuación– Costo Estimado Base Sistemas Tipo 2 (T2)

Subtipo Generación

Sistema Control +SCADA

Control Costo

Inversor 3ph

P nom

Inversor 3ph

Costo

Diésel Snom

Diésel Costo x2

Auxiliares Costo

Total CB

Costo Base

(US$) (kW) (US$) (kVA) (US$) (US$) (US$)

Diésel /Eólico (T2a) 1,0 25.000,0 30,0 4.000,0 50,0 20.000,0 15.000,0 64.000,0

Diésel /Eólico (T2b) 1,0 25.000,0 75,0 10.000,0 150,0 60.000,0 15.000,0 110.000,0

Diésel /Eólico (T2c) 1,0 25.000,0 60,0 8.000,0 120,0 48.000,0 15.000,0 96.000,0

Diésel /Eólico (T2d) 1,0 25.000,0 15,0 2.000,0 50,0 20.000,0 15.000,0 62.000,0

Diésel /Eólico (T2e) 1,0 25.000,0 45,0 6.000,0 100,0 40.000,0 15.000,0 86.000,0


Figura E.2.7 - Diagrama simplificado Sistema Tipo 2 Puerto Edén


SISTEMA TIPO2 - MINIRED TRIFASICA

EJ. PUERTO EDEN / DIESEL + EOLICOS 15 kW CLASE I

CERE/UMAG 03-2015

3 Ph

G 1

S GS G

G 2

S GS G

CATERPILLAR CONTROL

Caterpillar 50kW

CAT-SCADA

APROX. 14 kW

118 MWh / año

DEMANDA PUERTO EDEN

L=1km

CARGAS BOMBEO/NO PRIOR.

Caterpillar 50kW

RED SALIDA 3

RED SALIDA 2

RED SALIDA 1

RESIDENCIAS 2

RESIDENCIAS 1

L=1km / 16 mm2 / 11kV

S G

WTC

KINGSPAN 15 kW Class I o similar

KINGSPAN-SCADA

GRID TIE INVERTER

30 UMAG

Factores que influyen en el éxito de los sistemas Tipo 2,3

Calidad de los aerogeneradores: En la experiencia de Alaska, las comunidades con

proyectos piloto (Wales, Kotzbue) utilizando máquinas relativamente primitivas de baja

calidad (ej. Entegrity, ex AOC) tuvieron muchos problemas. Por otro lado, la utilización de

máquinas más costosas clase I ó S pero mejor adaptadas (caso Northern Wind Power

NW100-19 clase S, en Kasigluk, Nunapitchuk) han dado mejores valores de energía y

mayor confiabilidad.

Régimen de viento: Las comunidades que utilizaron sistemas Tipo 2 (wind-diésel) y que

mostraban el mejor régimen de viento en Alaska (St.Paul, Kodiak), fueron las que

igualaron o excedieron la producción esperada en el modelado previo. El recurso eólico y

su medición resulta un factor crítico en el estudio de los potenciales emplazamientos.

Experiencia del desarrollador / instalador: Los casos más exitosos de funcionamiento

fueron desarrollados por empresas o instituciones con experiencia anterior y

antecedentes en sistemas wind-diésel.

Apoyo de la comunidad: La falta de involucramiento y el escaso apoyo de la comunidad (algo que

debe lograrse desde la etapa inicial de planificación) fueron un factor de fracaso en Wales, uno de

los sistemas piloto estudiados de University of Alaska

Los sistemas Tipo 3 (T3): Cumplen características similares a los parques eólicos convencionales,

donde se considera que la red acepta el 100% de la potencia entregada por el aerogenerador, y los

controles de frecuencia y tensión son asumidos básicamente por los equipos térmicos. El factor de

capacidad tiene significación y la zona de Magallanes presenta valores muy importantes de FC

típicos (basado en la experiencia del parque Cabo Negro, y mediciones del CERE). Los costos para

equipos en zona extrema (se requieren máquinas Clase I o especial) exceden en general los 2x106

(US$/MW), pudiendo llegar al doble si se necesitan agregados de estabilización (Ej. ruedas de

inercia) y extensiones de red considerables (parques típicamente ubicados a distancias de 5 a 10

km de los centros de consumo).

31 UMAG

E.2.6 Características de Sistemas de Generación Eléctrica en capitales comunales de Provincia.

Los sistemas eléctricos de las ciudades de la Región tienen las características, según datos del año

2014, que se presentan en la siguiente tabla:

Tabla E.2.9 – Resumen Generación Eléctrica, capitales comunales de Provincia.

Tipo de

Sistema de Generación

Potencia Térmica instalada

2014

Potencia máxima

2014

Generación total 2014

Consumo total 2014

Potencia Promedio

2014

Central

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (MW)

Punta Arenas

Gas Natural 96,2 40,90 233.777,0 213.542,0 26,69

Pto. Natales

Gas Natural 10,1 5,80 30.265,0 27.371,0 3,45

P. Porvenir Gas Natural 8,6 4,20 22.601,0 21.366,0 2,58

P. Williams Diésel 2,9 0,86 3.931,0 3.601,0 0,45


Allí se consigna el comportamiento de cada sistema según las demandas de consumo, y se calculan

las potencias que requiere cada uno como promedio anual. Para inyectar electricidad

aerogenerada sin provocar perturbaciones en la operación de los equipos base (que funcionan con

combustible) ni requerir modificaciones costosas del control de su estabilidad, está demostrado

que una penetración eólica del 30 a 35% es perfectamente manejable, de acuerdo a antecedentes

obtenidos de la operación de Central instalada en Puerto Stanley, Islas Malvinas.5 Propiedades de

dicho sistema se presentan en la Tabla E.2.10.

Tabla E.2.10 – Propiedades Sistema Eléctrico Puerto Stanley

Central Generación

Actual Potencia instalada

Potencia máxima

Generación Anual

Consumo Anual

Potencia Promedio

30% de Penetración

Eólica

Pto. Stanley

Islas Falkland

Diésel 6,6 MW 3.2 MW 160.00 MWh 160.00 MWh 1,83 MW 0,55

Eólica 2,0 MW -- -- -- -- --

Fuente: Ross, G., (2014)

5 Glenn Rose, Gerente de empresa eléctrica, Dic. 2014

32 UMAG

En Central Eléctrica de Puerto Stanley se ha operado ya por varios años aerogeneradores marca

ENERCON Modelo E33 (de 30 metros de diámetro de aspas) de 330 KW cada uno, a 45 metros de

altura de buje, y se ha manejado el conjunto limitando la producción de aero electricidad para

que los equipos base – a diésel- estén siempre operando sobre un 60% de su capacidad nominal.

Esto ha asegurado una operación estable.

De acuerdo a esto, se calculó la potencia de aerogeneración que es segura de inyectar en los

sistemas térmicos de cada ciudad, bajo el criterio de un 35% de penetración máxima, como

promedio anual en la potencia del conjunto. Dado que los aerogeneradores tienen un Factor de

Planta del orden del 50% en las localidades de la XII Región que están expuestas a los vientos

dominantes desde el Oeste –Sector Seno Otway/Cabo Negro; Puerto Natales, Porvenir- se debe

instalar una potencia nominal de un poco más del doble de la real requerida.

A fin de considerar el crecimiento del parque generador de las ciudades de la Región, hasta el

horizonte de análisis del 2050, se presenta la proyección de la demanda por electricidad sobre la

base de las cifras estimadas –hasta el 2020- por la empresa EDELMAG S.A., según lo indicado en

Informe de Avance N°1, y presentadas en la siguiente Tabla E.2.11.

Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica XII Región – EDELMAG S.A.

Central 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Punta Arenas

Venta final MWh 217.754 220.771 223.801 226.829 229.855 232.881

Puerto Natales

Venta final MWh 30.123 32.409 34.369 36.252 37.721 38.801

Porvenir

Venta final MWh 22.119 23.586 24.768 25.943 26.849 27.749

Puerto Williams

Venta final MWh 3.993 4.187 4.380 4.574 4.768 4.961

Fuente: Edelmag S.A. (2013)

Sobre la base de estas cifras, se continuó la proyección en las siguientes tablas a las mismas tasas

anuales:

33 UMAG

Continuación Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica - EDELMAG

Central 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Punta Arenas

Venta final MWh 235.907 238.933 241.959 244.986 248.012 251.038 254.065 257.091 260.117 263.143

Puerto Natales

Venta final MWh 41.067 42.816 44.565 46.313 48.062 49.811 51.560 53.309 55.058 56.806

Porvenir

Venta final MWh 29.081 30.199 31.316 32.434 33.552 34.669 35.787 36.905 38.022 39.140

Puerto Williams

Venta final MWh 5.155 5.349 5.542 5.736 5.930 6.124 6.317 6.511 6.705 6.898


2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

Punta Arenas

Venta final MWh 266.170 269.196 272.222 275.248 278.275 281.301 284.327 287.353 290.380 293.406

Puerto Natales

Venta final MWh 58.555 60.304 62.053 63.802 65.551 67.300 69.048 70.797 72.546 74.295

Porvenir

Venta final MWh 40.258 41.375 42.493 43.611 44.728 45.846 46.964 48.081 49.199 50.317

Venta final MWh 7.092 7.286 7.479 7.673 7.867 8.060 8.254 8.448 8.641 8.835

34 UMAG


2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Punta Arenas

Venta final MWh 296.432 299.458 302.485 305.511 308.537 311.563 314.590 317.616 320.642 323.668

Puerto Natales

Venta final MWh 76.044 77.793 79.541 81.290 83.039 84.788 86.537 88.286 90.034 91.783

Porvenir

Venta final MWh 51.435 52.552 53.670 54.788 55.905 57.023 58.141 59.258 60.376 61.494

Venta final MWh 9.029 9.222 9.416 9.610 9.803 9.997 10.191 10.384 10.578 10.772


La siguiente tabla es un resumen de las demandas quinquenales extractada de la serie completa

hasta 2050 presentada en la Tabla E.2.12:

Tabla E.2.12 – Proyecciones Demanda Eléctrica

Central 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Punta Arenas

Venta final MWh 248.012 263.143 278.275 293.406 308.537 323.668

Puerto Natales

Venta final MWh 48.062 56.806 65.551 74.295 83.039 91.783

Porvenir

Venta final MWh 33.552 39.140 44.728 50.317 55.905 61.494

Puerto Williams

Venta final MWh 5.930 6.898 7.867 8.835 9.803 10.772


35 UMAG

E.2.7 Estructura de cada Parque Eólico y sus rendimientos anuales en los distintos escenarios

Tabla E.2.13 - Escenario 2018 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos

2018

Maquinas a instalar

Potencia Eólica a instalar

Potencia Parque Eólico Total

Energía Eólica

generada anual

PE=35%

Demanda Eléctrica

Total

Penetración Eólica Media

Anual

Factor de uso

del Parque Eólico

n x KW (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

15 1,8 27,00 27,00 79.500 226.829 35% 75%

Pto. Natales

7 0,85

5,95 5,95 12.700 36.252 35% 95%

P. Porvenir 4 0,85 + 2 x 0,275

3,95

3,95 9.065 25.900 35% 91%

P. Williams 3 0, 275 0,83 0,83 1.372 4.574 30% 70%


Continuación-Tabla E.2.13 Escenario 2020 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas

eléctricos

2020



Energía Eólica

generada anual

PE=35%

Demanda Eléctrica

Total

Penetración

Eólica Media Anual

Factor de uso del Parque Eólico

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

0 27,00 81.600 232.881 35,0% 77%

Pto. Natales

0 5,95 13.600 38.801 35,1% 58%

P. Porvenir 0 2,55 9.700 27.749 35,0% 97%

P. Williams 0 0,83 1.500 4.961 30,2% 77%


36 UMAG

Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2025 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas

eléctricos

2025



Energía Eólica

generada anual

Demanda Eléctrica

Total

Penetración

Eólica Media Anual

Factor de uso del Parque Eólico

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

0,00 27,00 86.700 248.012 35,0% 82%

Pto. Natales

-- 5,95 16.800 48.062 35,0% 84%

P. Porvenir -- 2,55 11.750 33.552 35,0% 89%

P. Williams -- 0,83 1.779 5.930 30,0% 91%



eléctricos

2030



Energía Eólica

generada anual

Demanda Eléctrica

Total

Penetración Eólica

Media Anual

Factor de uso

del Parque Eólico

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

0,00 27,00 86.700 263143 35,0% 87%

Pto. Natales

-- 5,95 19.948 56.806 35,1% 86%

P. Porvenir -- 2,55 13.700 39.140 35,0% 89%

P. Williams -- 0,83 3.147 7.867 28,5% 100%


37 UMAG


eléctricos

2035



Energía Eólica

generada anual

Demanda Eléctrica

Total


Media Anual

Factor de uso

del Parque Eólico

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

15 x 1,8 + 8 x 1,8

41,10 139.000 278.275 50,0% 86%

Pto. Natales

7 x 1,8

12,60 32.800 65.551 50,0% 67%

P. Porvenir 3 x 0,85

+ 6 x 0,85 7,65 22364 44.728 50,0% 75%

P. Williams 5 x 0,275 1,38 2.100 6.898 40,7% 73%



eléctricos

2040



Energía Eólica

generada anual

Demanda Eléctrica

Total


Media Anual

Factor de uso

del Parque Eólico

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

0 41,10 146.700 278.275 50,0% 91%

Pto. Natales

0 12,60 37.150 74.295 50,0% 75%

P. Porvenir 0 7,65 25.159 50.317 50,0% 89%

P. Williams 0 1,38 3.600 8.835 40,7% 83%


38 UMAG


eléctricos

2045



Energía Eólica

generada anual

Demanda Eléctrica

Total


Media Anual

Factor de uso

del Parque Eólico

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

0 41,10 155.000 308.537 50,2% 96%

Pto. Natales

0 12,60 41.500 83.039 50,0% 84%

P. Porvenir 0 7,65 28.000 55.905 50,1% 94%

P. Williams 0 1,38 4.000 9.803 40,8% 92%



eléctricos

2050



Energía Eólica

generada anual

Demanda Eléctrica

Total


Media Anual

Factor de uso

del Parque Eólico

(MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%)

Punta Arenas

0 41,10 161.900 323.668 50,1% 99%

Pto. Natales

0 12,60 45.900 91.783 50,0% 93%

P. Porvenir 0 7,65 29.922 61.494 48,7% 100%

P. Williams 0 1,38 4.300 10.772 39,9% 99%


Se espera que en las próximas décadas lo modelos de aerogeneradores habrán sido reemplazados

por otros de mejor rendimiento tanto técnico como de costos por lo que el aporte de la

aeroelectricidad tendrá mayor valor aún que lo estimado.

39 UMAG

E.3 Recurso Fotovoltaico

E.3.1 Tecnología Fotovoltaica

En las instalaciones fotovoltaicas, se debe considerar que el panel solar fotovoltaico estará en una

posición fija todo el año. El ángulo de inclinación que sea escogido, determinará la cantidad de

energía solar que será efectivamente absorbida para convertirse en energía eléctrica, en otras

palabras este ángulo afectará el rendimiento del sistema fotovoltaico. Lo anterior, hace necesario

utilizar un ángulo de inclinación óptimo que maximice la energía recibida.

Inclinación y orientación del sistema fotovoltaico

Una vez realizada la estimación de las áreas de las posibles coberturas y sectores escogidos para

los sistemas FV propuestos, se determina la cantidad de energía que es posible generar con la

tecnología escogida. Dado el carácter preliminar del estudio, no se considerará la influencia de la

cobertura de nubes de la región considerada, así como también no serán considerados los efectos

de sombreamiento sobre los paneles y la orientación de los mismos será siempre que sea posible

al norte geográfico. Para determinar la inclinación de los mismos, existen algunos criterios que

podrían ser considerados:

- Una inclinación igual a la latitud del lugar maximiza la radiación captada en promedio

anual.

- Una inclinación igual a la latitud + 10° maximiza la radiación captada promedio durante los

meses de invierno.

- Una inclinación igual a la latitud - 10° maximiza la radiación captada promedio durante los

meses de verano.

El ángulo que se seleccione dependerá de la forma en que se utilice la instalación; esto es, la

decisión de que funcione principalmente en invierno, verano o durante todo el año determinará,

en cada caso, una inclinación diferente para el captador. Como el análisis de las diferentes

aplicaciones fotovoltaicas del presente estudio representan una primera aproximación, los

factores anteriores no serán considerados y se considerará la metodología usada en el estudio de

MasEnergía, la cual resulta en un ángulo óptimo de 38° para la ciudad de Punta Arenas y Porvenir

y de 40° para la ciudad de Puerto Natales.

Para finalmente determinar la producción anual media de la instalación, es necesario primero

determinar cuál será la irradiación solar incidente sobre los módulos fotovoltaicos.

40 UMAG

La radiación solar incidente sobre el módulo fotovoltaico

La cantidad de energía que una superficie expuesta a los rayos solares puede absorber, dependerá

del ángulo formado por los rayos solares y la superficie. Por norma general las medidas de

radiación que se toman para una determinada zona se hacen en condiciones de posición

horizontal. Este es el caso de los datos que disponemos para la región de Magallanes. Para calcular

la cantidad de irradiación incidente en una superficie inclinada, fue utilizado el programa

computacional RADIASOL, desarrollado por el Laboratorio de Energía Solar de la Universidad

Federal de Rio Grande do Sul (UFRGS, 2009). Los valores de radiación obtenidos a través del

programa, son valores medios mensuales, en kWh/m2 calculados a partir de las bases de datos

presentadas anteriormente.

E.3.2 Energía Fotovoltaica en Chile y el Mundo

En Chile existen 3 mercados para aplicaciones de la energía fotovoltaica:

Sistemas Aislados

Sector rural, nicho de mercado, el más antiguo, empresas pequeñas y medianas especializadas en

electrificación alejada de la red.

Generación Distribuida

Residencial/comercial, mercado recién partiendo, prometedor por baja sostenida de precios de

equipos y por nueva Ley 20.571. Interesante para instaladores, ESCOs, auto productores. Potencial

de masificar la fotovoltaica con sistemas pequeños y medianos instalados principalmente en

techos.

Pequeño Medio de Generación Distribuido (PGMD) y grandes generadores

Sector industrial, mercado para plantas fotovoltaicas recién partiendo, prometedor por leyes 20-

25 y otras, gran demanda energética, rentabilidad (parity grid). Se requieren grandes inversiones,

típicamente PPA6, parques fotovoltaicos de muchos MW, empresas internacionales.

Sin embargo, los mercados de la energía fotovoltaica no solo requieren precios bajos de

equipamiento, sino que necesitan de un marco legislativo que incentive y permita el desarrollo de

estas tecnologías. Hasta hace poco, esta era una de las principales barreras que frenaba el

6 Power Purchase Agreement

41 UMAG

desarrollo de la fotovoltaica en Chile, sin embargo, se han dado algunos pasos en la dirección de

levantar esta barrera. El proyecto de Ley que regula el pago de las tarifas eléctricas de las

generadoras residenciales con energías renovables no convencionales (ERNC), conocida como la

Ley 20.571, es un primer paso.

E.3.3 Ley 20.571, la “Ley de Generación distribuida”

Esta Ley permite la instalación de medidores bidireccionales que posibiliten el registro tanto de los

consumos del cliente residencial final, como de las eventuales inyecciones que pueda éste realizar

a la red; y establece un mecanismo de cálculo de las tarifas correspondientes a las referidas

inyecciones de energía. De esta forma, cualquier cliente residencial tendría la posibilidad de

obtener ingresos (o descuento en su cuenta eléctrica) mediante la inyección de sus excedentes de

energía a la red eléctrica.

La Ley 20.571 modifica la Ley de General de Servicios Eléctricos, permitiendo que los clientes

regulados (con fijación de precios) que posean medios de generación con ERNC y cogeneración

eficiente puedan inyectar excedentes a la red de distribución eléctrica y recibir una remuneración

por este concepto.

Características principales:

Permite conexión de plantas generadoras a la red pública de distribución.

Potencia máxima 100kW (o menos, dependiendo del punto de inyección).

El monto se descuenta en la factura del mismo mes. Si el monto a descontar es mayor que

el monto de la factura, el remanente se descontará en las facturas futuras subsiguientes.

Los valores se reajustan al IPC u otro mecanismo establecido por la SEC.

Para autoconsumo y venta de excedentes a la red.

Se requiere un contrato entre la distribuidora y el generador que establece los parámetros

básicos (potencia instalada, propiedad del medidor, formas de pago, etc.)

Todas las obras / modificaciones técnicas necesarias para realizar la conexión e inyección a

la red deberán ser solventadas por el propietario de la planta de generación.

La distribuidora tiene que entregar al cliente un certificado sobre las inyecciones de

energía efectuadas a la red (anualmente y cada vez que sea solicitado).

El cliente (generador ERNC) puede traspasar esos certificados a una compañía eléctrica.

Sobre los valores generados, sea por el inyección de excedentes, o traspaso de

certificados, no se aplica IVA.

42 UMAG

Figura E.3.1 – Esquema Sistema Fotovoltaicoy emplame a red


La ley 20.571 limita la potencia de un Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD) a 100

kW, esto a fin de proteger la seguridad de la red de distribución. Para efectos prácticos, cualquier

cliente que desee inyectar una potencia superior a 10 kW típicamente deberá contratar una tarifa

AT. Aquellos PMGD con potencia menor a 10 kW lo harán con tarifa BT7.

El día 6 de septiembre de 2014, se publicó en el Diario Oficial de Chile el Decreto N° 71 que

aprueba el Reglamento de la Ley 20.571, que regula el pago de las tarifas eléctricas de las

generadoras residenciales.

Finalmente, y según lo establecido por la ley 20.571, esta entrará en vigencia una vez publicado su

respectivo reglamento, lo que ocurrió el 6 de septiembre de 2014. De esta manera, la ley de Net

Billing Chilena está vigente desde el día 22 de Octubre de 2014.

La Norma Técnica, que establece los procedimientos, metodologías y demás exigencias para la

conexión y operación de Equipamientos de Generación cuya capacidad instalada total no supere

los 100 kW según la ley 20.571, es clara y precisa.

Por ejemplo, los usuarios interesados en instalar UG8 deben solicitar información a la EDE9, con el

fin de diseñar estos sistemas de acuerdo a las especificaciones técnicas del empalme. Una vez que

el usuario final envía la solicitud de conexión (SC) y esta es aprobada por la EDE, el usuario dispone

7 Baja Tensión 8 Unidades generadoras 9 Empresa de Distribución eléctrica

43 UMAG

de 6 meses para ejecutar las obras. Luego viene un proceso de aceptación de instalaciones,

pruebas y puesta en marcha, junto con la firma de un contrato de conexión (CC) entre ambas

partes. El usuario debe observar que todo equipo con inyección a la red (inversores), deberá estar

inscrito en un registro nacional gestionado por la SEC. Otro elemento importante, es que para

empalmes de hasta 10 kW se permiten equipos monofásicos (casas estándar y pequeño

comercio). En cambio para sistemas superiores a 10 kW, se requiere de empalmes trifásicos. Los

usuarios pueden solicitar aumento de empalme o cambio a sistema trifásico.

Aspectos Positivos:

NTCO10 más simple, 10 kW Residencial (monofásico), hasta 100 kW Empresas (trifásico).

La conexión del Generador (por ej. Fotovoltaico) se realiza en la instalación interior.

Los (kWh) generados y que son consumidos instantáneamente no pasan por el medidor:

administrativamente no se computan.

Visto por la cía. Eléctrica, el titular del sistema de autogeneración reduce su consumo, por

tanto le compra menos energía durante el día. Aquí está el ahorro principal, pues se evita

ampliar la red de distribución (cambio de cables), debido a que la energía se consume

donde se genera. La energía no viaja largas distancia y no se pierde por efecto joule en los

conductores.

La energía producida por encima del consumo es inyectada a la red a través del medidor

bidireccional y se computa como energía vendida a la red a un cierto precio.

Se permite uso de baterías de respaldo.

Norma SEC permite uso de inversores sin transformador (más eficientes).

Potencial uso en viviendas nuevas, economías de escala en poblaciones nuevas.

No discrimina sistemas eléctricos para su aplicación. Se aplicaría en todo Chile.

Aspectos Negativos:

Valorización de la energía inyectada por las UG en BT, corresponde a Precio Nudo +

pérdidas de la EDE asociadas a generación de energía. Sería la mitad del precio del KWh

consumido desde la red.

Limitada capacidad permitida de potencia a instalar, dada la restricción de flujo de energía

en TRAFO (Transformador) de distribución.

Orden de llegada en solicitudes de conexión.

Grandes poblaciones podrían requerir financiar refuerzos en la red.

No es pública la robustez y capacidad de integración de las redes.

Eventual saturación de los alimentadores en zonas muy favorables luego de un par de

años.

10 Norma Técnica de Conexión y Operación de Generadores

44 UMAG

No es lo suficientemente atractivo como para iniciar un “boom”, pero crea las bases para

el desarrollo de la fotovoltaica a nivel de generación distribuida.

Ejemplo de Aplicación de Net Billing:

• Un comercio en la ciudad de Punta Arenas, consume 20.000 kWh anuales y dispone de un

GFV11 de 20 kW trifásico. Su tarifa (tipo BT2) es de 65 $/kWh.

• La instalación produce 20.732 kW.

• De estos, auto consume 10.946,5 kWh (el 52,8%), los cuales representan el 54,7% del

consumo eléctrico, y un ahorro en la factura de $711.522 anual.

• El resto se ha producido en momentos que no estaba consumiendo. Por tanto, inyecta a la

red 9.785,5 kWh, y la cobra a la mitad de la tarifa 32,5 $/kWh, o sea, ingresa $318.029 al

año.

• El grado de autosuficiencia es del 54,7%, el resto de la energía la paga a la compañía:

9.053,5 kWh x 65 $/kWh = $588.477 anuales.

• El balance neto con la compañía es el pago menos el cobro: $270.449 a favor de la

compañía eléctrica.

• El beneficio económico total del GFV es el ahorro más la venta: $1.029.551

• Antes, sin el GFV se debía pagar de electricidad: 20.000*65= $1.300.000.

E.3.4 Metodología utilizada para evaluar el potencial fotovoltaico de una Región

El potencial fotovoltaico de un lugar, para una tecnología determinada (tipo de celda fotovoltaica

y sistema de seguimiento del módulo), se caracteriza por la irradiación incidente y por la

temperatura que alcanza la celda fotovoltaica en el lugar. Dado dos lugares distintos, con la misma

instalación solar fotovoltaica, su producción energética será diferente y va a depender de estas

variables. Por tanto, tendrá mayor potencial fotovoltaico la localidad donde la producción anual de

energía eléctrica a la salida del campo solar sea mayor.

Se propone usar la misma metodología empleada en el estudio de Mas Energía, la cual considera

las siguientes variables: irradiación, temperatura ambiente, sistema de seguimiento y tecnología

fotovoltaica utilizada.

A través de datos entregados por la concesionaria local (EDELMAG), fue verificado que el sistema

eléctrico de Punta Arenas está constituido básicamente por dos subsistemas, Punta Arenas y Tres

Puentes. Este sistema eléctrico está conectado a través de una línea de transmisión de unos 8 Km.

11 Generador Fotovoltaico

45 UMAG

En cambio en Porvenir, Puerto Natales y Williams, los sistemas eléctricos están constituidos

básicamente por una sola barra principal en 13,2 kV, donde se conectan las unidades generadoras

y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni

transformadores, excepto los propios de las unidades generadoras.

Las aplicaciones eléctricas más comunes basadas en energía solar y que pueden ser

implementadas se pueden clasificar de acuerdo a varios criterios, tales como carga, potencia

instalada, tipo de tecnología, penetración a la red, y lugar de implementación entre otras. En el

caso de la Región de Magallanes será utilizada la siguiente clasificación:

Sistemas no conectados a la red

-Electrificación de Viviendas aisladas

-Sistemas de Bombeo

-Electrificación de pequeñas Villas o comunas

Sistemas conectados a la red

-Electrificación de Viviendas Residenciales

-Electrificación de Naves Industriales

- Electrificación de Edificios Públicos

(escuelas, hospitales, etc…)

-Centrales fotovoltaicas de pequeño porte

El concepto de viviendas rurales aisladas de la red, se refiere a todas aquellas viviendas que se

encuentran alejadas de los principales centros urbanos o ciudades y de los principales pueblos o

villas que pueden formar parte de una red de electrificación aislada. En la mayoría de los casos

existe también un factor de dispersión de estas viviendas, que hace inviable una posible extensión

de la red local hacia estas viviendas, quedando fuera de los principales proyectos de electrificación

rural.

Sin embargo, en la región, existe una cantidad de estancias ganaderas que bordea las 1.000 y que

funcionan con sistemas de autogeneración de electricidad mediante equipos diésel con todas las

limitaciones e inconvenientes que esto significa. En estos casos, una de las alternativas para la

electrificación de estas viviendas dispersas es la energía fotovoltaica, situación que en los últimos

años se ha ido incrementando.

Dado que el objetivo global del presente estudio es la diversificación de la matriz energética de

Magallanes, el presente trabajo busca contribuir en forma alineada a este objetivo, por lo tanto

para las aplicaciones que estén en el sector rural, alejadas de la red eléctrica existente en la

región, solo serán consideradas con el análisis de algunas tipologías de instalaciones en algunos

sectores rurales y comunas de la Región.

46 UMAG

Segmentos prometedores para la fotovoltaica en Magallanes

- Edificios Públicos: fondos disponibles y problemas por altos consumos en este sector.

- Escuelas Públicas.

- Hoteles: interés adicional en imagen ecológica.

- Centros de bodegaje: posibilidad de generar ingresos adicionales mediante Sistema FV en

los techos (y acogerse a la Ley 20.571)

- Comercio e industria: en función de sus tarifas.

- Agricultura: requerimientos de riego y bombeo de agua.

- Edificios de oficinas: obtención de certificación Leed.

Casos de Estudio

Cualquier edificio, siempre que cumpla unos mínimos requerimientos de orientación y ausencia de

sombras (producidas por obstáculos), puede ser un lugar adecuado para la instalación de un

sistema fotovoltaico conectado a la red.

La incorporación de instalaciones fotovoltaicas en los entornos urbanos presenta una componente

de difusión y demostración muy importante, ya que pueden ser accesibles a un elevado número

de personas que, de esta forma, se familiarizarán con este tipo de energías.

Atendiendo a las posibles tecnologías disponibles, se ha optado por la utilización de módulos

fotovoltaicos mono-cristalinos o poli ó multi cristalinos, por ser los de mayor rendimiento, tamaño

pequeño y de peso ligero. En cuanto a la inclinación de los módulos que será considerada en este

estudio, es importante señalar que para todas las aplicaciones será considerada la inclinación

óptima para cada localidad a objeto de que los módulos reciban la mayor cantidad de irradiación,

a lo largo del año, consiguiendo con esto un aumento en el factor de planta de cada uno de los

sistemas.

Perfiles de Consumo para distintos Tipos de Usuarios

En la Figura E.3.2, se muestran los diferentes perfiles de usuarios de paneles solares, dependiendo

de la potencia instalada que requieren sus consumos.

47 UMAG

Figura E.3.2 – Esquema Perfiles de Consumidores

Fuente: D. Watts (2014)

En cuanto a las instalaciones fotovoltaicas para entornos urbanos, los componentes más utilizados

se muestran en el siguiente esquema de la Figura E.3.3

Figura E.3.3 – Componentes instalación Solar


48 UMAG

Costos de la Tecnología Fotovoltaica

Los precios de los Paneles Fotovoltaicos (FV), se han reducido a más de 10 veces su precio en los

últimos 30 años, sin embargo, el costo nivelado actual de la electricidad (LCOE) de los paneles FV

sigue siendo, por lo menos en la zona centro-sur de nuestro país, aún más alto que los precios en

el mercado mayorista de electricidad.

El LCOE de los sistemas de paneles FV, generalmente depende en gran medida del costo de los

componentes individuales del sistema, así como la ubicación geográfica y otros factores que

afectan el rendimiento global del sistema. El mayor componente del costo de inversión de los

sistemas fotovoltaicos es el costo del panel fotovoltaico. Hay otros factores de costos que afectan

al LCOE como el equilibrio de los componentes del sistema (ECS12), el costo de instalación,

operación y mantenimiento. Debido a la dinámica del desarrollo de costos de sistemas

fotovoltaicos, esta sección se centra en las tendencias de costos más que el costo actual.

Los costos de operación y mantenimiento de sistemas fotovoltaicos de generación de electricidad

son bajos y representan alrededor de un 0,5% a un 1,5% anual de los costos de inversión inicial13,

siendo la vida útil esperada para los sistemas fotovoltaicos de 25 años.

Se sabe que el LCOE de los distintos proyectos depende en gran medida de la combinación

particular de los costos de inversión, tasas de descuento y los factores de planta, así como sobre la

tipología del proyecto (residencial, comercial, servicios públicos). Un parámetro que influye en los

costos de este tipo de sistemas, es el factor de planta de un sistema fotovoltaico (también llamado

factor de capacidad neto o factor de carga). Este factor tiene relación directa con la naturaleza del

recurso solar y depende de la radiación solar anual actual en un determinado lugar dada en

(kWh/m2) al año. Los factores de planta para las instalaciones fotovoltaicas se sitúan entre un 11%

y un 24%, que está acorde con los primeros hallazgos de la AIE acerca de los sistemas de potencia

PV, que encontró que la mayoría de los sistemas fotovoltaicos residenciales tenían un factor de

planta alrededor de 11% a 19%. Los sistemas a escala de servicio público en sistemas actualmente

en construcción o en fase de planificación se prevé tendrán un factor de planta de 20% a 30%14.

Varios estudios han publicado LCOE para la generación de electricidad fotovoltaica basada en

supuestos y metodologías diferentes. El LCOE en el rango de 192 a 226 US$/MWh en regiones de

radiación solar elevada (> 1.800 kW h/m2 al año) en Europa y los EE.UU. en 2009. En nuestro país,

12 ECS: todas las piezas de un sistema solar fotovoltaico con excepción de los módulos solares fotovoltaicos, inversores, sistemas de montaje y estructuras 13 Breyer et al, 2009; IEA, 2010 14 Sharma, 2011

49 UMAG

en la zona norte de nuestro país, se están teniendo valores de LCOE de 109 US$/MWh para

centrales fotovoltaicas.15

Evaluación Mini Central Fotovoltaica

Una planta solar cuenta con los siguientes componentes o elementos:

- Generador fotovoltaico. Que a su vez consta de: Módulos fotovoltaicos y Estructuras Fija,

Seguidores en simple eje, Seguidores en doble eje, Cableado en BT y cajas de conexión,

Puesta a tierra.

- Inversor/es de conexión a red

- Cuadro de protección y medida (CPM)

- Centro/s de transformación

- Línea eléctrica de evacuación

- Sistema de monitorización

a) Módulos seleccionados

El módulo seleccionado para el campo solar fijo es el modelo STP 190T (190 W) del fabricante

SUNTECH. Es un módulo cuyas células son de Silicio mono-cristalino. Además, dispone de 3 diodos

bypass que evitan la anulación completa del módulo en caso de posibles sombras. El módulo

proporciona unas características técnicas excelentes, ya que el rendimiento de la placa es del

14,4%. En la Figura E.3.4, se muestra una imagen del tipo de módulo analizado.

Figura E.3.4 - Ejemplo de módulos fotovoltaicos sobre las estructuras fijas.

Fuente: Imagen Empresa SUNTECH

Para el campo de módulos fotovoltaicos con seguimiento solar, el módulo seleccionado es el

modelo STP 190-S del fabricante SUNTECH. Este módulo, con tecnología de células mono-

15 ACERA/NRDC 2013, Beneficios Económicos de ERNC en Chile.

50 UMAG

cristalinas tiene un rendimiento de la placa del 14,9%. En la Figura E.3.5, se muestra una imagen

del tipo de módulo analizado.

Figura E.3.5 - Ejemplo de módulos fotovoltaicos sobre un seguidor solar.

Fuente: Imagen Empresa SUNTECH

b) Inversor

El inversor seleccionado es un SOLARMAX 60 con una potencia nominal de salida de 50 kW y una

eficiencia máxima del 95%. Por tanto, para el funcionamiento de la central serán requeridas 2

unidades.

c) Separación entre filas

Se debe tener un especial cuidado en la distribución de los módulos fotovoltaicos en la superficie

disponible, para evitar que se generen sombras por los propios módulos.

La energía producida por la Central se calcula utilizando la expresión presentada en la Sección 3.4

del estudio de Más Energía, con el cuidado de considerar los siguientes factores de pérdidas cuyos

valores medios son generalmente asumidos de la siguiente forma:

- Pérdidas por tolerancia respecto a valores nominales = 4,5%

- Pérdidas por polvo y suciedad = 2,5%

- Pérdidas por temperatura = 1,5%

- Pérdidas por sombra = 2,0%

- Pérdidas en parte de CC = 3,5%

- Pérdidas en seguidor = 1,5%

- Pérdidas en inversor = 7,5%

- Pérdidas en parte de CA = 3%

En este caso, las pérdidas suman un 26%, por tanto el valor de NGF se considerará igual a un 74%.

La Tabla E.3.1 muestra la producción de energía de la Central Fotovoltaica propuesta para las

climatologías de Punta Arenas y Porvenir. Y el detalle de la energía total generada anualmente, se

muestra en la Tabla E.3.2.

51 UMAG

Tabla E.3.1- Energía generada por sistema Central PV

Energía media mensual y anual generada

Mes GPOA Superficie

Requerida NGF EMF PGF E. Fijo

(kWh/m2) (m2)

p-Si (kWp) (KWh)

Enero 166 360,0 0,74 0,14 51,8 6.368,0

Febrero 128 360,0 0,74 0,14 51,8 4.910,3

Marzo 123 360,0 0,74 0,14 51,8 4.718,5

Abril 78 360,0 0,74 0,14 51,8 2.992,2

Mayo 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3

Junio 26 360,0 0,74 0,14 51,8 997,4

Julio 34 360,0 0,74 0,14 51,8 1.304,3

Agosto 47 360,0 0,74 0,14 51,8 1.803,0

Septiembre 102 360,0 0,74 0,14 51,8 3.912,9

Octubre 122 360,0 0,74 0,14 51,8 4.680,1

Noviembre 164 360,0 0,74 0,14 51,8 6.291,3

Diciembre 167 360,0 0,74 0,14 51,8 6.406,4

Media anual 1.202,0

46.110,6


Tabla E.3.2 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV

Energía total generada

Mes GPOA E. Campo

Fijo

E. Campo

Móvil E. Total

(kWh/m2) (KW h) (KWh) (KWh)

Enero 166 6.368,0 9.797,0 16.165,0

Febrero 128 4.910,3 7.624,7 12.535,0

Marzo 123 4.718,5 7.063,6 11.782,1

Abril 78 2.992,2 4.179,1 7.171,3

Mayo 45 1.726,3 2.271,4 3.997,7

Junio 26 997,4 1.251,4 2.248,8

Julio 34 1.304,3 1.748,4 3.052,7

Agosto 47 1.803,0 2.397,6 4.200,6

Septiembre 102 3.912,9 5.081,7 8.994,5

Octubre 122 4.680,1 6.536,5 11.216,6

Noviembre 164 6.291,3 9.292,9 15.584,2

Diciembre 167 6.406,4 9.736,2 16.142,5

Media anual 1.202,0 46.110,6 66.980,3 113.091,0


52 UMAG

La configuración final de la planta considera 288 unidades para el campo de paneles fijos y 282

unidades para el campo de paneles móviles. Esta distribución requiere de un área mínima para el

emplazamiento de la central de 500 m2 y que podría estar cerca de la ubicación de las

instalaciones de la empresa eléctrica a objeto de minimizar costos de transmisión.

De la Tabla 12.8, se observa que la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte

(100 kW), genera una cantidad aproximada de 113 MWh que podrían ser inyectados a la red

eléctrica con un factor de planta de la instalación de un 12,9%. Si se considera que el consumo

medio anual de un hogar en la región es de 2.580 kWh, la central fotovoltaica conectada a la red

sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.

Para el caso de la ciudad de Natales, como puede ser observado en las Tablas E.3.3 y E.3.4, la

producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad

aproximada de 95,8 MWh con un factor de planta de 10,9%. Si se considera que el consumo

medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada a la red




Mes GPOA E- Campo

Fijo E. Campo Móvil E. Total

(kWh/m2) (KWh) (KWh) (KWh)

Enero 116 4.449,9 6.846,1 11.296,0

Febrero 102 3.912,9 6.075,9 9.988,8

Marzo 93 3.567,6 5.340,8 8.908,4

Abril 65 2.493,5 3.482,5 5.976,1

Mayo 54 2.071,5 2.725,7 4.797,2

Junio 46 1.764,6 2.214,1 3.978,7

Julio 45 1.726,3 2.314,0 4.040,3

Agosto 66 2.531,9 3.366,8 5.898,7

Septiembre 88 3.375,8 4.384,2 7.760,0

Octubre 117 4.488,3 6.268,6 10.756,9

Noviembre 115 4.411,6 6.516,4 10.928,0

Diciembre 119 4.565,0 6.937,7 11502,8

Media anual 1.026,0 39.359,0 56.472,8 95.831,8


53 UMAG



Mes GPOA Superficie

Requerida NGF EGF PGF E. Fijo

(kWh/m2) (m2)

p-Si (kWp) (KWh)

Enero 116 360,0 0,74 0,14 51,8 4.449,9

Febrero 102 360,0 0,74 0,14 51,8 3.912,9

Marzo 93 360,0 0,74 0,14 51,8 3.567,6

Abril 65 360,0 0,74 0,14 51,8 2.493,5

Mayo 54 360,0 0,74 0,14 51,8 2.071,5

Junio 46 360,0 0,74 0,14 51,8 1.764,6

Julio 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3

Agosto 66 360,0 0,74 0,14 51,8 2.531,9

Septiembre 88 360,0 0,74 0,14 51,8 3.375,8

Octubre 117 360,0 0,74 0,14 51,8 4.488,3

Noviembre 115 360,0 0,74 0,14 51,8 4.411,6

Diciembre 119 360,0 0,74 0,14 51,8 4.565,0

Media anual 1.026,0

39.359,0


Para el caso de la ciudad de Puerto Williams, como puede ser observado en las Tablas E.3.5 y

E.3.6, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una

cantidad aproximada de 96,6 MWh con un factor de planta de un 11 %. Si se considera que el

consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada

a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.

54 UMAG



Mes GPOA E- Campo Fijo E. Campo Móvil E. Total

(kWh/m2) (KWh) (KWh) (KWh)

Enero 161,2 6.183,9 9.513,7 15.697,6

Febrero 112 4.296,5 6.671,6 10.968,1

Marzo 86,8 3.329,8 4.984,7 8.314,5

Abril 45 1.726,3 2.411,0 4.137,3

Mayo 21,7 832,4 1.095,3 1.927,8

Junio 12 460,3 577,6 1.037,9

Julio 18,6 713,5 956,5 1.670,0

Agosto 40,3 1.546,0 2.055,8 3.601,8

Septiembre 78 2.992,2 3.886,0 6.878,2

Octubre 124 4.756,8 6.643,6 11.400,5

Noviembre 153 5.869,3 8.669,6 14.538,9

Diciembre 170,5 6.540,7 9.940,2 16.480,9

Media anual 1.023,1 39.247,8 57.405,6 96.653,3




Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

p-Si (kWp) (KW h)

Enero 161,2 360,0 0,74 0,14 51,8 6.183,9

Febrero 112 360,0 0,74 0,14 51,8 4.296,5

Marzo 86,8 360,0 0,74 0,14 51,8 3.329,8

Abril 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3

Mayo 21,7 360,0 0,74 0,14 51,8 832,4

Junio 12 360,0 0,74 0,14 51,8 460,3

Julio 18,6 360,0 0,74 0,14 51,8 713,5

Agosto 40,3 360,0 0,74 0,14 51,8 1.546,0

Septiembre 78 360,0 0,74 0,14 51,8 2.992,2

Octubre 124 360,0 0,74 0,14 51,8 4.756,8

Noviembre 153 360,0 0,74 0,14 51,8 5.869,3

Diciembre 170,5 360,0 0,74 0,14 51,8 6.540,7

Media anual 1.023,1

39.247,8


55 UMAG

Análisis Sistema Aislados (Lago Deseado)

En la Figura E.3.6, se muestra un esquema del sistema fotovoltaico aislado, considerando todos los

requerimientos que deben suplirse en este sistema.

Figura E.3.6 – Esquema requerimiento sistema aislado


Los componentes básicos que forman parte de un sistema solar fotovoltaico con acumulación, se

presenta en la siguiente Figura E.3.7:

Figura E.3.7 – Componentes Sistema Solar Fotovoltaico con acumulación


56 UMAG

Un esquema conceptual de la instalación se muestra en la siguiente Figura E.3.8:

Figura E.3.8 – Esquema instalación Sistema Solar Fotovoltaico con acumulación


Uno de los aspectos fundamentales en el dimensionamiento de un sistema fotovoltaico de estas

características, es la estimación de la demanda que deberá ser cubierta, lo cual es mostrado

mediante un ejemplo en la Tabla E.3.7:

Tabla E.3.7 - Estimación de Demanda

Fuente: Software Censol 5.0

57 UMAG

En la Figura E.3.9 se muestra un esquema del software (CENSOL 5.0), empleado para el cálculo del

número de paneles fotovoltaicos necesarios para satisfazer la demanda descrita en la Tabla E.3.7.

Figura E.3.9– Imagen aplicación software (CENSOL 5.0)

Fuente: Software Censol 5.0

E.3.5 Descripción de análisis de casos tipos de instalaciones fotovoltaicas

a) Caso Sistema Tipo 1: Vivienda Residencial (2 kW)

Figura E.3.10 – Esquema de vivienda residencial con módulos FV en la techumbre


Se va a suponer que la vivienda donde se situará la instalación tiene una orientación Norte, que

representa la orientación óptima. Además, la inclinación de los módulos fotovoltaicos es la misma

que la de la cubierta, que en este caso son 38° (inclinación óptima para Punta Arenas y Porvenir).

58 UMAG

De igual forma, se considera la forma del techo de la vivienda a objeto de disminuir al máximo la

ocurrencia de posibles sombreamientos.

Se supone también que la vivienda tiene un área de cobertura de techo útil de 42 m2 y que para

colocar los paneles fotovoltaicos dentro del área libre de sombras y maximizar el espacio

disponible en el techo, se podrían instalar 9 módulos de 240 Wp cada uno (por ej. de la marca

Canadian Solar o alguno similar de silicio poli-cristalino). En la formación propuesta, de 7 módulos

en la fila inferior y 2 módulos en la fila superior, estos producirían una potencia de 2,1 kWp.

Para servir a un sistema FV conectado a la red con almacenamiento en baterías, es necesario, usar

una clase de inversor especial que se llama inversor/cargador. Este equipo puede aceptar

electricidad del arreglo o de las baterías para accionar las cargas de la casa, y también, puede

aceptar electricidad de la red para cargar las baterías. Se podría utilizar un inversor OutBack o

similar (ubicado en planta baja) con una potencia admisible de 2,3 kW por tanto la potencia

nominal de la instalación será de 2,1 kW. La producción anual de esta instalación sería de

aproximadamente 1,9 MWh y se muestra en la Tabla E.3.8.

Tabla E.3.8 - Energía generada por sistema PV residencial 2 (kWp)


Mes GPOA Arequerida NGF EMF PGF E

(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 14,4 0,8 0,14 2,0 267,7

Febrero 128 14,4 0,8 0,14 2,0 206,4

Marzo 123 14,4 0,8 0,14 2,0 198,4

Abril 78 14,4 0,8 0,14 2,0 125,8

Mayo 45 14,4 0,8 0,14 2,0 72,6

Junio 26 14,4 0,8 0,14 2,0 41,9

Julio 34 14,4 0,8 0,14 2,0 54,8

Agosto 47 14,4 0,8 0,14 2,0 75,8

Septiembre 102 14,4 0,8 0,14 2,0 164,5

Octubre 122 14,4 0,8 0,14 2,0 196,8

Noviembre 164 14,4 0,8 0,14 2,0 264,5

Diciembre 167 14,4 0,8 0,14 2,0 269,3

Media anual 1.202,0

1.938,6

Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)

59 UMAG

Costos de Inversión del Sistema

Tabla E.3.9 - Costos Sistema PV residencial 2 (kWp)

Presupuesto de la Instalación

Concepto

Precio

(US$) Cantidad Total

Módulos Fotovoltaicos 323 9 2.907

Canadian Solar (CS6P 240) ó similar

Inversor 1.500 1 1.500

Outback ó similar

Obra Civil 300 1 300

Material eléctrico

900 1 900

Caja Controlador Flex Ware PV

Desconexión CC

Desconexión AC

CC/MPPT FlexMax 60

Medidor bidireccional 475 1 475

Baterías 150 4 600

Total 6.682

Fuente: Elaboración CERE (2014)

b) Caso Sistema Tipo 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales (100 kW)

Figura E.3.11 - Esquema de nave industrial con módulos FV en la techumbre.

Fuente: Curso, Tecnología Fotovoltaica, presente y futuro, España (2005)

60 UMAG

Se supone que la nave industrial donde se sitúa la instalación tiene una orientación Norte, que

representa la orientación óptima. La inclinación de los módulos fotovoltaicos es la misma que la de

la cubierta, que en este caso son 38° (inclinación óptima para Punta Arenas y Porvenir). Debe

tomarse en cuenta además la forma de la cubierta de la nave industrial a objeto de disminuir al

máximo la posible la ocurrencia de sombreamientos. En la Figura E.3.11, se muestra un ejemplo de

instalaciones de este tipo. Si la nave industrial tuviese un área de cobertura de techo útil de 842

(m2), se podrían instalar 564 módulos fotovoltaicos de 210 Wp (por ej. de la marca Kyocera o

alguno similar de Silicio Mono-cristalino). Estos producirían una potencia aproximada de 118 kWp,

potencia superior a la proyectada pero que se justifica para compensar las pérdidas que se

producen en el sistema y así poder trabajar la instalación como máximo a un 85% para obtener su

máximo rendimiento. Para su conexión se utilizará un inversor único SolarMax 100C o similar

(ubicado en planta baja) con una potencia admisible de 130 kW por tanto la potencia nominal de

la instalación será de 100 kW. La producción anual de esta instalación sería de aproximadamente

113 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica

convencional, según se muestra en la Tabla E.3.10

Tabla E.3.10 - Energía generada por sistema Nave Industrial 100 (kWp)



(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 842,0 0,8 0,14 117,9 15.654,5

Febrero 128 842,0 0,8 0,14 117,9 12.070,9

Marzo 123 842,0 0,8 0,14 117,9 11.599,4

Abril 78 842,0 0,8 0,14 117,9 7.355,7

Mayo 45 842,0 0,8 0,14 117,9 4.243,7

Junio 26 842,0 0,8 0,14 117,9 2.451,9

Julio 34 842,0 0,8 0,14 117,9 3.206,3

Agosto 47 842,0 0,8 0,14 117,9 4.432,3

Septiembre 102 842,0 0,8 0,14 117,9 9.619,0

Octubre 122 842,0 0,8 0,14 117,9 11.505,1

Noviembre 164 842,0 0,8 0,14 117,9 15.465,9

Diciembre 167 842,0 0,8 0,14 117,9 15.748,8

Media anual 1.202,0

113.353,4


61 UMAG


Tabla E.3.11 - Costos Sistema Nave Industrial 100 (kWp)


Concepto Precio

(US$) Cantidad

Total

(US$)


Kyocera (KD 210GX-LPU) ó similar

Inversor 21.080 1 21.080

Solar Max 100C ó similar

Obra Civil 50,470 1 50.470

Material eléctrico 31.620 1 31.620


Total 272.845


c) Caso Sistema Tipo 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios (20 kW)

Figura E.3.12 - Imagen de escuela con módulos FV en la techumbre

Fuente: Curso, Tecnología Fotovoltaica, presente y futuro, España (2005)

Estos sistemas de aprovechamiento de ERNC no sólo cumplirían la función de ser elementos de

producción de energía, sino que también se mostrarían como instrumentos pedagógicos, con los

cuales poder demostrar las posibilidades de estas tecnologías tanto a alumnos, padres y

ciudadanos, consiguiendo además inculcar una mentalidad de desarrollo tecnológico respetuosa

con el medio ambiente. La instalación permitirá mostrar la viabilidad técnica de producir

electricidad con la luz del sol a escala local, sin generar los impactos ambientales asociados a otras

62 UMAG

tecnologías convencionales. En la Figura E.3.12, se muestra un ejemplo de instalaciones de este

tipo. La electricidad obtenida en los módulos fotovoltaicos se inyectará en la red. Esto supone una

circulación de corriente eléctrica, lo cual determina una potencia eléctrica a transportar a través

de una línea eléctrica, desde el punto de generación hasta el punto de interconexión con la red. El

sistema consta, además, de las necesarias protecciones y la correspondiente instalación de puesta

a tierra. Si el colegio escogido tuviese un área de cobertura útil de 154 m2, se podrían instalar 124

módulos de 175 Wp (por ej. de la marca Green Energy Solar&Wind o alguno similar de Silicio

Mono-cristalino). Estos producirían una potencia máxima de 21.600 Wp. Para su conexión se

utilizará un Inversor SolarMax 20S o similar con una potencia nominal de 21.000 W por tanto la

potencia nominal de la instalación será de 20 kW. La producción anual de esta instalación sería de

aproximadamente 20.732 KWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados en un

cierto porcentaje a la red eléctrica convencional, según se muestra en la Tabla E.3.12

Tabla E.3.12 - Energía generada por sistema Tejados Fotovoltaicos Colegios (20 kWp)



(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 154,0 0,8 0,14 21,6 2.863,2

Febrero 128 154,0 0,8 0,14 21,6 2.207.7

Marzo 123 154,0 0,8 0,14 21,6 2.121,5

Abril 78 154,0 0,8 0,14 21,6 1.345,3

Mayo 45 154,0 0,8 0,14 21,6 776,2

Junio 26 154,0 0,8 0,14 21,6 448,4

Julio 34 154,0 0,8 0,14 21,6 586,4

Agosto 47 154,0 0,8 0,14 21,6 810,7

Septiembre 102 154,0 0,8 0,14 21,6 1.759,3

Octubre 122 154,0 0,8 0,14 21,6 2.104,3

Noviembre 164 154,0 0,8 0,14 21,6 2.828,7

Diciembre 167 154,0 0,8 0,14 21,6 2.880,4

Media anual 1.202,0

20.732,1


63 UMAG


Tabla E.3.13 - Costos sistema Tejados Fotovoltaicos Colegios (20 kWp)


Concepto Precio

(US$) Cantidad

Total

(US$)

Módulos Fotovoltaicos

263 124 32.612 Green Energy Solar&Wind

(GESW1750) ó similar

Inversor 11.780 1 11.780

Solar Max 20S ó similar

Obra Civil 10.000 1 10.000

Cableado (de módulos a inv. 6.600 1 6.600

e inv. a cuadro de medida)

Protecciones y puesta a tierra 2.480 1 2.480


Total 63.947


OBS. Precios no incluyen IVA ni impuestos por importación e internación.

d) Caso Sistema Tipo 4: Central Fotovoltaica de pequeño porte (100 kW)

Figura E.3.13 - Esquema de Central Fotovoltaica

Fuente: MasEnergía (2011)

64 UMAG

Se denomina central fotovoltaica aquella instalación que está emplazada sobre una superficie de

terreno más o menos extensa y a la intemperie, con la finalidad de entregar energía eléctrica a una

red existente, normalmente en media tensión (MT), y en un punto de conexión con capacidad de

evacuación suficiente. En la Figura E.3.13, se muestra esquema de la central analizada. Con

relación a las características principales de estas centrales fotovoltaicas, se puede decir que:

Son instalaciones que abarcan desde los 100 kW hasta varios MW de potencia.

Entregan la energía eléctrica producida en MT a través de inversores de conexión

a red, una serie de centros de transformación y una línea eléctrica de MT (aérea o

subterránea) de nueva construcción hasta el punto de conexión de la línea

existente.

Al ser de mayor potencia tendrán un mayor costo de inversión inicial, pero

también tendrán una facturación mayor, por lo que el plazo de amortización podrá

ser incluso menor que en instalaciones conectadas a red en baja tensión (BT).

Deben disponer de una superficie adecuada de terreno y tal vez necesitar de una

serie de permisos que pueden dificultar el proyecto desde el punto de vista

administrativo.

Su rendimiento y producción anual en (kWh) dependerá de varios factores: del

tipo de módulo utilizado, del tipo de estructura de seguimiento empleada (fija,

simple eje o doble eje) y del lugar donde sea emplazada la instalación.

Tienen un impacto visual pequeño, en comparación con otras como la eólica.

Considerando la estimación de pérdidas las que suman un 26%, por tanto el valor de NGF se

considerará igual a un 74%, y aplicando este caso en las condiciones climatologías de Punta

Arenas y Porvenir, la configuración final de la planta considera 288 unidades para el campo de

paneles fijos y 282 unidades para el campo de paneles móviles. Esta distribución requiere de un

área mínima para el emplazamiento de la central de 500 m2 y que podría estar cerca de la

ubicación de las instalaciones de la empresa eléctrica a objeto de minimizar costos de transmisión.

La Tabla E.3.14, muestra la producción de energía de la Central Fotovoltaica propuesta para las

climatologías de Punta Arenas y Porvenir. Y el detalle de la energía total generada anualmente, se

muestra en la Tabla E.3.15.

65 UMAG

Tabla E.3.14 - Energía generada por sistema Central PV


Mes GPOA Superficie

Requerida NGF EMF PGF E. Fijo

(kW h/m2) (m2)

p-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 360,0 0,74 0,14 51,8 6.368,0

Febrero 128 360,0 0,74 0,14 51,8 4.910,3

Marzo 123 360,0 0,74 0,14 51,8 4.718,5

Abril 78 360,0 0,74 0,14 51,8 2.992,2

Mayo 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3

Junio 26 360,0 0,74 0,14 51,8 997,4

Julio 34 360,0 0,74 0,14 51,8 1.304,3

Agosto 47 360,0 0,74 0,14 51,8 1.803,0

Septiembre 102 360,0 0,74 0,14 51,8 3.912,9

Octubre 122 360,0 0,74 0,14 51,8 4.680,1

Noviembre 164 360,0 0,74 0,14 51,8 6.291,3

Diciembre 167 360,0 0,74 0,14 51,8 6.406,4

Media anual 1.202,0

46.110,6




Mes GPOA E. Campo

Fijo

E. Campo

Móvil E. Total

(kW h/m2) (KW h) (KW h) (KW h)

Enero 166 6.368,0 9.797,0 16.165,0

Febrero 128 4.910,3 7.624,7 12.535,0

Marzo 123 4.718,5 7.063,6 11.782,1

Abril 78 2.992,2 4.179,1 7.171,3

Mayo 45 1.726,3 2.271,4 3.997,7

Junio 26 997,4 1.251,4 2.248,8

Julio 34 1.304,3 1.748,4 3.052,7

Agosto 47 1.803,0 2.397,6 4.200,6

Septiembre 102 3.912,9 5.081,7 8.994,5

Octubre 122 4.680,1 6.536,5 11.216,6

Noviembre 164 6.291,3 9.292,9 15.584,2

Diciembre 167 6.406,4 9.736,2 16.142,5

Media anual 1.202,0 46.110,6 66.980,3 113.091,0


66 UMAG

Costos de Inversión e Instalación

Una primera aproximación a los costos de esta instalación son los mostrados en la Tabla E.3.16:

Tabla E.3.16 - Costos de Inversión sistema Central PV (100 kWp)


Concepto Precio

(US$) Cantidad

Total

(US$)

Módulos Campo Fijo 270 288 77.760

STP 180S ó similar

Módulos Campo Móvil 290 282 81.780

STP 190S ó similar

Inversor 32.244 2 69.488

Solar Max 60 ó similar

Obra Civil 62.000 1 62.000

Instalación en BT 12.400 1 12.400

Centro de Transformación 24.800 1 24.800

Total 328.228


Para el caso de la ciudad de Natales, como puede ser observado en las Tablas E.3.17 y E.3.18, la

producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad

aproximada de 95,8 MWh con un factor de planta de 10,9%. Si se considera que el consumo

medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kW h, la Central Fotovoltaica conectada a la red


67 UMAG



Mes GPOA E- Campo



Enero 116 4.449,9 6.846,1 11.296,0

Febrero 102 3.912,9 6.075,9 9.988,8

Marzo 93 3.567,6 5.340,8 8.908,4

Abril 65 2.493,5 3.482,5 5.976,1

Mayo 54 2.071,5 2.725,7 4.797,2

Junio 46 1.764,6 2.214,1 3.978,7

Julio 45 1.726,3 2.314,0 4.040,3

Agosto 66 2.531,9 3.366,8 5.898,7

Septiembre 88 3.375,8 4.384,2 7.760,0

Octubre 117 4.488,3 6.268,6 10.756,9

Noviembre 115 4.411,6 6.516,4 10.928,0

Diciembre 119 4.565,0 6.937,7 11502,8

Media anual 1.026,0 39.359,0 56.472,8 95.831,8




Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

p-Si (kWp) (KW h)

Enero 116 360,0 0,74 0,14 51,8 4.449,9

Febrero 102 360,0 0,74 0,14 51,8 3.912,9

Marzo 93 360,0 0,74 0,14 51,8 3.567,6

Abril 65 360,0 0,74 0,14 51,8 2.493,5

Mayo 54 360,0 0,74 0,14 51,8 2.071,5

Junio 46 360,0 0,74 0,14 51,8 1.764,6

Julio 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3

Agosto 66 360,0 0,74 0,14 51,8 2.531,9

Septiembre 88 360,0 0,74 0,14 51,8 3.375,8

Octubre 117 360,0 0,74 0,14 51,8 4.488,3

Noviembre 115 360,0 0,74 0,14 51,8 4.411,6

Diciembre 119 360,0 0,74 0,14 51,8 4.565,0

Media anual 1.026,0

39.359,0


68 UMAG

La tipología de esta instalación, considerando el análisis recién presentado, resulta en un costo

específico de 3.156 US$/kWp instalado.

Para el caso de la ciudad de Puerto Williams, como puede ser observado en las Tablas E.3.19 y

E.3.20, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una

cantidad aproximada de 96,6 MWh con un factor de planta de un 11 %. Si se considera que el

consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada

a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias.

Esta central fotovoltaica, de acuerdo al costo específico (US$/kWp) para este tipo de instalaciones

( 3.156 US$/kWp), tendría un costo aproximado de US$ 328.224.



Mes GPOA E- Campo



Enero 161,2 6.183,9 9.513,7 15.697,6

Febrero 112 4.296,5 6.671,6 10.968,1

Marzo 86,8 3.329,8 4.984,7 8.314,5

Abril 45 1.726,3 2.411,0 4.137,3

Mayo 21,7 832,4 1.095,3 1.927,8

Junio 12 460,3 577,6 1.037,9

Julio 18,6 713,5 956,5 1.670,0

Agosto 40,3 1.546,0 2.055,8 3.601,8

Septiembre 78 2.992,2 3.886,0 6.878,2

Octubre 124 4.756,8 6.643,6 11.400,5

Noviembre 153 5.869,3 8.669,6 14.538,9

Diciembre 170,5 6.540,7 9.940,2 16.480,9

Media anual 1.023,1 39.247,8 57.405,6 96.653,3


69 UMAG



Mes GPOA Superficie


(kWh/m2) (m2)

p-Si (kWp) (KWh)

Enero 161,2 360,0 0,74 0,14 51,8 6.183,9

Febrero 112 360,0 0,74 0,14 51,8 4.296,5

Marzo 86,8 360,0 0,74 0,14 51,8 3.329,8

Abril 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3

Mayo 21,7 360,0 0,74 0,14 51,8 832,4

Junio 12 360,0 0,74 0,14 51,8 460,3

Julio 18,6 360,0 0,74 0,14 51,8 713,5

Agosto 40,3 360,0 0,74 0,14 51,8 1.546,0

Septiembre 78 360,0 0,74 0,14 51,8 2.992,2

Octubre 124 360,0 0,74 0,14 51,8 4.756,8

Noviembre 153 360,0 0,74 0,14 51,8 5.869,3

Diciembre 170,5 360,0 0,74 0,14 51,8 6.540,7

Media anual 1.023,1

39.247,8


e) Proyecto fotovoltaico localizado en sector rural de Tierra del Fuego

La cabaña se encuentra ubicada en el sector de Lago Deseado, que se encuentra ubicado a 250 km

al sur de la ciudad de Porvenir. Dado que el Lago se encuentra aproximadamente a 80 km en línea

recta de la localidad de Ushuaia en Argentina, según lo indicado en el mapa de la Figura E.3.14

serán utilizados para este análisis los datos de irradiación solar de esta localidad argentina.

70 UMAG

Figura E.3.14 – Mapa ubicación Lago Deseado en Tierra del Fuego


El procedimiento de diseño básico de las instalaciones solares fotovoltaicas para autoconsumo y

con acumulación, se centra en la conjunción de las necesidades energéticas de la carga y la energía

que es posible captar mediante el campo de generación, teniendo en cuenta todas las

condicionantes que afectan a este tipo de instalaciones. Posteriormente, una vez conocida la

demanda, se realiza el cálculo del número de paneles necesarios para satisfacer esta demanda.

Debido a que la cabaña sólo se ocupa permanentemente entre los meses de octubre a febrero

(temporada de pesca), solo se calculará el número de paneles necesarios para los dos meses

límite de ese intervalo de ocupación. Utilizando la asistencia de un software (CENSOL 5.0), se

realiza el análisis resultando 10 paneles fotovoltaicos, unidades que podrían ser módulos de la

marca Canadian Solar (CS6P 210) ó similares. Se utiliza una inclinación de los paneles

correspondiente a 35°, la cual es la inclinación existente de la cobertura del techo de la cabaña.

El presupuesto aproximado de esta instalación sería de 7.658 US$, cuyo detalle se muestra en la

Tabla E.3.21:

71 UMAG

Tabla E.3.21 - Costos sistema fotovoltaico autónomo en sector rural de Tierra del Fuego


Concepto Precio

(US$) Cantidad

Total

(US$)


Canadian Solar (CS6P 210)

Inversor 1.500 1 1.500

Outback Modelo FX2300 ó similar

Regulador fotovoltaico TriStar

MorningStar ó similar 284 1 284

Baterias Sunlight Modelo 12 OPZS

1200 511 4 2.044

Material eléctrico 500 1 500

Obra Civil 500 1 500

Total 7.658


OBS. Precios no incluyen IVA ni impuestos por importación e internación.

Evaluación Territorial de iniciativas Fotovoltaicas

A continuación se presentan los resultados del estudio de sistemas fotovoltaicos instalados en

diferentes sectores (residencial, publico, industrial, educacional, etc.) de cada una de las ciudades

a objeto de estimar el potencial energético de ellas y su eventual aporte a la demanda media

proyectada en cada una de las localidades.

Punta Arenas

Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones

En la ciudad de Punta Arenas fueron seleccionados los siguientes conjuntos habitacionales debido

a su orientación solar favorable

72 UMAG

Años Conjunto

Superficie. Total

Tech. (m2)

Superficie Útil

(m2)

02-08 BARRIO ARCHIPIELAGO DE CHILOE 32.047 16.024

Figura E.3.15 – Vista de Barrio Archipiélago de Chiloé

Fuente: Google Earth (2014)

Años Conjunto Superficie. Total

Tech. (m2)

Superficie Útil

(m2)

99-00 CARDENAL RAUL SILVA HENRIQUEZ 31.638 15.819

Figura E.3.16 – Vista de Barrio Raúl Silva Henríquez


73 UMAG

Figura E.3.17 – Vista de Loteo Cumbres Patagónicas



Tech. (m2)

Superficie Útil

(m2)

02 LOTEO HORNILLAS 8.953 4.477

Figura E.3.18 – Vista de Loteo Hornillas



Tech. (m2)

Superficie Útil

(m2)

03 LOTEO CUMBRES PATAGONICAS 6.128 3.064

74 UMAG


Tech. (m2)

Superficie Útil

(m2)

06-09 VILLA NELDA PANICUCCI 23.665 11.833

Figura E.3.19 – Vista de Villa Nelda Panicucci



Tech. (m2)

Superficie Útil

(m2)

97-01 LOTEO DEL MAR y LOTEO VARGO 36.596 18.298

Figura E.3.20 – Vista de Loteo del Mar y Loteo Vargo


75 UMAG

La información anterior, se puede resumir en las siguientes tablas:

Tabla E.3.22 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Punta Arenas - Sistema Techumbres


A los sectores poblacionales anteriores deben agregarse las viviendas de las Fuerzas Armadas (FF

AA), para lo cual se han considerado los siguientes 6 complejos habitacionales, que se exponen en

Tabla E.3.23.

Tabla E.3.23 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Punta Arenas - Sistema Techumbres


Años Conjunto

Superficie.

Total Tech.

(m2)

Superficie

Útil

(m2)

97-01 LOTEO DEL MAR y LOTEO VARGO 36.596

18.298

99-00 CARDENAL RAUL SILVA HENRIQUEZ 31.638

15.819

02 LOTEO HORNILLAS 8.953

4.477

03 LOTEO CUMBRES PATAGONICAS 6.128

3.064

02-08 BARRIO ARCHIPIELAGO DE CHILOE 32.047

16.024

06-09 VILLA NELDA PANICUCCI 23.665

11.833

Superficie Total

Conjuntos habitacionales 139.027

69.515

Nombre Superficie. Total Tech.

(m2)

Superficie Útil (m2)

FFAA-1 11.211 5.605

FFAA-2 10.652 5.326

FFAA-3 12.445 6.223

FFAA-4 4.197 2.098

FFAA-5 5.838 2.919

FFAA-6 9.208 4.604

Total Cubiertas de Techo estimadas 53.550 26.775

76 UMAG

Tomando en consideración los conjuntos habitacionales que se han escogido, estos poseen un

área total de techumbre de aproximadamente 192.577 m2 y un área total utilizable 96.290 m2 en

los cuales podrían ser instalados módulos fotovoltaicos (tipo mono-cristalino). Esto significa la

posibilidad de contar con una capacidad instalada de cerca de 15.406 kWh y una producción anual

aproximada de 154 kWh/m2 de energía eléctrica. Como puede ser observado en la Tabla E.3.24,

esto implicaría una producción anual de cerca de 14.814 MWh de energía eléctrica que podrían

ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional.

Tabla E.3.24– Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas


Mes GPOA Superficie

Requerida NGF EGF PGF E. Total

(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 2.045.969,9

Febrero 128 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.577.615,4

Marzo 123 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.515.989,8

Abril 78 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 961.359,4

Mayo 45 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 554.630,4

Junio 26 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 320.453,1

Julio 34 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 419.054,1

Agosto 47 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 579.280,6

Septiembre 102 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.257.162,2

Octubre 122 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.503.664,6

Noviembre 164 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 2.021.319,7

Diciembre 167 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 2.058.295,0

Media anual 1.202,0

14.814.794,2


77 UMAG

Caso de Estudio 2.: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales

Esto implicaría una producción anual de cerca de 46.641 MWh de energía eléctrica que podrían

ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional, tal como se muestra en la Tabla E.3.25:

Tabla E.3.25 – Energía total generada anualmente por Sistema Naves Industriales


Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 6.441.331,2

Febrero 128 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 4.966.809,6

Marzo 123 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 4.772.793,6

Abril 78 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 3.026.649,6

Mayo 45 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.746.144,0

Junio 26 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.008.883,2

Julio 34 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.319.308,8

Agosto 47 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.823.750,4

Septiembre 102 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 3.957.926,4

Octubre 122 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 4.733.990,4

Noviembre 164 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 6.363.724,8

Diciembre 167 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 6.480.134,4

Media anual 1.202.0

46.641.446,4


78 UMAG

Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios

En Punta Arenas, fueron considerados los siguientes colegios tanto públicos como privados. En la

Tabla E.3.26 se muestran los resultados de la energía generadas con el sistema analizado.

Tabla E.3.26 – Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas

Colegios


Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.818.276,4

Febrero 128 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.402.044,4

Marzo 123 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.347.277,1

Abril 78 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 854.370,8

Mayo 45 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 492.906,2

Junio 26 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 284.790,3

Julio 34 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 372.418,0

Agosto 47 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 514.813,2

Septiembre 102 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.117.254,1

Octubre 122 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.336.323,6

Noviembre 164 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.796.369,4

Diciembre 167 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.829.229,8

Media anual 1.202,0

13.166.073,3


Como muestra la Tabla E.3.26, esto implicaría una producción anual de cerca de 11,55 MWh de

energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional.

79 UMAG

Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público y Privado

En Punta Arenas, se consideraron en este estudio las instalaciones, indicadas en la Tabla E.3.27:

Tabla E.3.27 – Instalaciones Públicas y Privadas

Nombre Superficie. Total Tech.

(m2)

Superficie Útil (m2)

Varios 3.353 1.677

Ex Asmar (municipal) 5.452 2.726

Total cubiertas techo estimada 8.805 4.402

Pudeto 16.710 8.355

Telecomunicaciones 10.688 5.344

Armada-3P 18.521 9.260

FACH 5.270 2.635


Recintos Deportivos 51.105 25.553

Total cubiertas techo estimadas 51.105 25.553

Complejo Sur 2.810 1.405

Consultorio Juan Damianovic 1.367 683

Consultorio Mateo Bencur 1.739 869

Consultorio Tomas Fenton 896 448

Hospital Naval 7.156 3.578

Hospital Regional Antiguo 9.525 4.762

Hospital Regional Nuevo 1.532 7.766

Total cubiertas techo estimadas 39.024 19.512

Total cubiertas techo 150.123 75.062 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014)

En Punta Arenas, las instalaciones mostradas anteriormente, producirían anualmente la energía

mostrada en la Tabla E.3.28.

80 UMAG

Tabla E.3.28– Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Instalaciones Públicas y

Privadas


Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.594.917,4

Febrero 128 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.229.815,8

Marzo 123 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.181.776,1

Abril 78 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 749.419,0

Mayo 45 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 432.357,1

Junio 26 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 249.806,3

Julio 34 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 326.669,8

Agosto 47 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 451.573,0

Septiembre 102 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 980.009,5

Octubre 122 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.172.168,2

Noviembre 164 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.575.701,5

Diciembre 167 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.604.525,3

Media anual 1.202,0

11.548.739,1


Como muestra la Tabla E.3.28, esto implicaría una producción anual de cerca de 11.55 MWh de


Caso de Estudio 5: Central Fotovoltaica de pequeña escala

A partir del análisis de la fotografía satelital mostrada en la Figura E.3.21, se puede observar que la

instalación tipo de 100 kW analizada en la sección de aplicaciones “tipo”, podría instalarse en el

sector aledaño a las instalaciones de la empresa eléctrica de Punta Arenas ubicada en el sector del

Barrio Industrial. Recordando el análisis realizado anteriormente, la configuración final de la planta

consideraría 288 unidades para el campo de paneles fijos y 282 unidades para el campo de paneles

móviles.

81 UMAG

Figura E.3.21 - Localización de Central FV de pequeña escala (Punta Arenas)


Porvenir


Se elige una población de 102 viviendas entregadas recientemente, agrupadas en seis manzanas:

Como puede ser observado en la Tabla E.3.29, esto implicaría una producción anual de cerca de


convencional.

82 UMAG



Mes GPOA Superficie

Requerida NGF EMF PGF E. Total

(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 3.672,0 0,8 0,16 587,5 78.022,7

Febrero 128 3.672,0 0,8 0,16 587,5 60.162,0

Marzo 123 3.672,0 0,8 0,16 587,5 57.812,0

Abril 78 3.672,0 0,8 0,16 587,5 36.661,2

Mayo 45 3.672,0 0,8 0,16 587,5 21.150,7

Junio 26 3.672,0 0,8 0,16 587,5 12.220,4

Julio 34 3.672,0 0,8 0,16 587,5 15.980,5

Agosto 47 3.672,0 0,8 0,16 587,5 22.090,8

Septiembre 102 3.672,0 0,8 0,16 587,5 47.941,6

Octubre 122 3.672,0 0,8 0,16 587,5 57.342,0

Noviembre 164 3.672,0 0,8 0,16 587,5 77.082,6

Diciembre 167 3.672,0 0,8 0,16 587,5 78.492,7

Media anual 1.202,0

564.959,2


Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales

Algunas de las naves industriales más relevantes en cuanto a superficie y que fueron consideradas

en este estudio para la ciudad de Porvenir, son las siguientes:

- Pesquera Nova Austral

- Frigorífico Patagonia

- Regimiento de Porvenir

Esto implicaría una producción anual de cerca de 609 MWh de energía eléctrica que podrían ser

generados e inyectados a la red eléctrica convencional, tal como se muestra en la Tabla E.3.30.

83 UMAG

Tabla E.3.30 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Naves Industriales


Mes GPOA Superficie


(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KWh)

Enero 166 3.960,0 0,8 0,16 633,6 84.142,1

Febrero 128 3.960,0 0,8 0,16 633,6 64.880,6

Marzo 123 3.960,0 0,8 0,16 633,6 62.346,2

Abril 78 3.960,0 0,8 0,16 633,6 39.536,6

Mayo 45 3.960,0 0,8 0,16 633,6 22.809,6

Junio 26 3.960,0 0,8 0,16 633,6 13.178,9

Julio 34 3.960,0 0,8 0,16 633,6 17.233,9

Agosto 47 3.960,0 0,8 0,16 633,6 23.823,4

Septiembre 102 3.960,0 0,8 0,16 633,6 51.701,8

Octubre 122 3.960,0 0,8 0,16 633,6 61.839,4

Noviembre 164 3.960,0 0,8 0,16 633,6 83.128,3

Diciembre 167 3.960,0 0,8 0,16 633,6 84.649,0

Media anual 1,202.0

609.269,8



En la ciudad de Porvenir, fueron considerados los siguientes colegios y liceos:

- Colegio Libertador Bernardo O’Higgins

- Liceo María Auxiliadora

- Liceo Polivalente Hernando de Magallanes (Antiguo)

- Liceo Polivalente Hernando de Magallanes (Nuevo)



convencional.

84 UMAG

Tabla E.3.31 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Porvenir


Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 166 3.340,0 0,8 0,16 534,4 70.968,3

Febrero 128 3.340,0 0,8 0,16 534,4 54.722,6

Marzo 123 3.340,0 0,8 0,16 534,4 52.585,0

Abril 78 3.340,0 0,8 0,16 534,4 33.346,6

Mayo 45 3.340,0 0,8 0,16 534,4 19.238,4

Junio 26 3.340,0 0,8 0,16 534,4 11.115,5

Julio 34 3.340,0 0,8 0,16 534,4 14.535,7

Agosto 47 3.340,0 0,8 0,16 534,4 20.093,4

Septiembre 102 3.340,0 0,8 0,16 534,4 43.607,0

Octubre 122 3.340,0 0,8 0,16 534,4 52.157,4

Noviembre 164 3.340,0 0,8 0,16 534,4 70.113,3

Diciembre 167 3.340,0 0,8 0,16 534,4 71.395,8

Media anual 1.202,0

513.879,0


Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público

En Porvenir se consideran las siguientes instalaciones:

- Gimnasio Padre Mario Zabattaro

- Museo

- Sala de Uso Múltiple

- Fide XII

- Municipalidad

- Casa de la Cultura

- Edificios Públicos

Como muestra la Tabla E.3.32, esto implicaría una producción anual de cerca de 403 MWh de


85 UMAG

Tabla E.3.32 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Edificios Públicos


Mes GPOA Superficie


(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KWh)

Enero 166 2.620,0 0,8 0,16 419,2 55.669,8

Febrero 128 2.620,0 0,8 0,16 419,2 42.926,1

Marzo 123 2.620,0 0,8 0,16 419,2 41.249,3

Abril 78 2.620,0 0,8 0,16 419,2 26.158,1

Mayo 45 2.620,0 0,8 0,16 419,2 15.091,2

Junio 26 2.620,0 0,8 0,16 419,2 8.719,4

Julio 34 2.620,0 0,8 0,16 419,2 11.402,2

Agosto 47 2.620,0 0,8 0,16 419,2 15.761,9

Septiembre 102 2.620,0 0,8 0,16 419,2 34.206,7

Octubre 122 2.620,0 0,8 0,16 419,2 40.913,9

Noviembre 164 2.620,0 0,8 0,16 419,2 54.999,0

Diciembre 167 2.620,0 0,8 0,16 419,2 56.005,1

Media anual 1202

403.102,7



A partir del análisis de la fotografía satelital de la Figura E.3.22, se puede observar que la

instalación tipo de 100 kW analizada en el capítulo anterior, podría instalarse en el sector aledaño

a las instalaciones de la empresa eléctrica de Porvenir.

Figura E.3.22 Localización de Central FV de pequeña escala (Porvenir)


86 UMAG

Natales


En la ciudad de Natales fueron seleccionados 4 conjuntos habitacionales debido a su orientación

solar favorable.

Tabla E.3.33 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Natales - Sistema Techumbres


Tech. (m2)

Superficie Útil

(m2)

97-04 Octavio Castro 8.995 4.498

01-05 Eduardo Frei 22.722 11.361

07-09 Sector Sur 14.497 7.249

09-12 Indígena 17.028 8.514

Superficie Total Conjuntos Habitacionales 63.242 31.622



4.153 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica

convencional.

Tabla E.3.34 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Complejos Habitacionales


Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 116 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 469.523,5

Febrero 102 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 412.856,8

Marzo 93 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 376.428,3

Abril 65 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 263.095,0

Mayo 54 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 218.571,3

Junio 46 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 186.190,3

Julio 45 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 182.142,7

Agosto 66 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 267.142,7

Septiembre 88 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 356.190,2

Octubre 117 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 473.571,1

Noviembre 115 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 465.475,8

Diciembre 119 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 481.666,3

Media anual 1.026

4.152.854


87 UMAG

Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales

Las naves o galpones industriales de Natales, aportan un área total de cobertura de techo de

aproximadamente 5.553 m2. La Tabla E.3.35, muestra el detalle de la producción de energía.

Tabla E.3.35 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Naves Industriales


Mes GPOA Superficie


(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KWh)

Enero 116 2.776,0 0,8 0,16 444,2 41.218,0

Febrero 102 2.776,0 0,8 0,16 444,2 36.243,5

Marzo 93 2.776,0 0,8 0,16 444,2 33.045,5

Abril 65 2.776,0 0,8 0,16 444,2 23.096,3

Mayo 54 2.776,0 0,8 0,16 444,2 19.187,7

Junio 46 2.776,0 0,8 0,16 444,2 16.345,1

Julio 45 2.776,0 0,8 0,16 444,2 15.989,8

Agosto 66 2.776,0 0,8 0,16 444,2 23.451,6

Septiembre 88 2.776,0 0,8 0,16 444,2 31.268,9

Octubre 117 2.776,0 0,8 0,16 444,2 41.573,4

Noviembre 115 2.776,0 0,8 0,16 444,2 40.862,7

Diciembre 119 2.776,0 0,8 0,16 444,2 42.284,0

Media anual 1.026

364.566,5


88 UMAG


En Natales, fueron considerados 10 colegios y liceos indicados en la Tabla E.3.36

Tabla E.3.36 – Resumen Colegios ciudad de Natales


Con los colegios antes mencionados, se obtiene una producción anual aproximada de 131 kWh/m2

de energía eléctrica, tal como se muestra en la Tabla E.3.37.

Origen Nombre

Superficie

Total Tech.

(m2)

Superficie

Útil

(m2)

Municipal Liceo Politécnico Luis Cruz Martínez 8.500 4.250

Municipal Liceo B-11 Gabriela Mistral 2.180 1.090

Municipal Colegio E-3 Santiago Bueras 3.715 1.858

Municipal Colegio G-4 Baudilia Avendaño de Yousuff 3.314 1.657

Municipal Colegio diferencial Ramón Barros Luco 925 463

Municipal Colegio E-1 Bernardo O'Higgins Riquelme 2.356 1.178

Municipal Colegio E-5 Cap. Juan Guillermos 4.338 2.169

Privado Colegio Charles Darwin 1.672 836

Privado Monseñor Fagnano 5.817 2.908

Privado Liceo María Mazarello 1.271 635


89 UMAG

Tabla E.3.37 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Natales


Mes GPOA Superficie


(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KWh)

Enero 116 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 252.416.0

Febrero 102 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 221.952.0

Marzo 93 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 202.368.0

Abril 65 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 141.440.0

Mayo 54 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 117.504.0

Junio 46 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 100.096.0

Julio 45 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 97.920.0

Agosto 66 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 143.616.0

Septiembre 88 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 191.488.0

Octubre 117 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 254.592.0

Noviembre 115 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 250.240.0

Diciembre 119 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 258.944.0

Media anual 1.026

2.232.576,0


Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público

En la ciudad de Natales, se consideraron 3 tipos de instalaciones, que tal como se muestra en la

Tabla E.3.38,

Tabla E.3.38 – Resumen Sector Público de Natales

Nombre

Superficie

Total Tech.

(m2)

Superficie

Útil

(m2)

Sector cultura y social 1.773 887

Salud (Hospital) 2.357 1.179

Construcciones públicas 1.208 604



Esto implicaría una producción anual de cerca de 350 MWh de energía eléctrica que podrían ser

generados e inyectados a la red eléctrica, cuyo desglose se muestra en la siguiente tabla:

90 UMAG

Tabla E.3.39 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica en Edificios Públicos


Mes GPOA Superficie

Requerida NGF m-Si PGF E. Total

(kW h/m2) (m2)

(kWp) (KW h)

Enero 116 2.669,0 0,8 0,16 427,0 39.629,3

Febrero 102 2.669,0 0,8 0,16 427,0 34.846,5

Marzo 93 2.669,0 0,8 0,16 427,0 31.771,8

Abril 65 2.669,0 0,8 0,16 427,0 22.206,1

Mayo 54 2.669,0 0,8 0,16 427,0 18.448,1

Junio 46 2.669,0 0,8 0,16 427,0 15.715,1

Julio 45 2.669,0 0,8 0,16 427,0 15.373,4

Agosto 66 2.669,0 0,8 0,16 427,0 22.547,7

Septiembre 88 2.669,0 0,8 0,16 427,0 30.063,6

Octubre 117 2.669,0 0,8 0,16 427,0 39.970,9

Noviembre 115 2.669,0 0,8 0,16 427,0 39.287,7

Diciembre 119 2.669,0 0,8 0,16 427,0 40.654,2

Media anual 1.026

350.514,4



A partir del análisis de la fotografía satelital de Natales de la Figura E.3.23, se puede observar que

la instalación tipo de 100 kW analizada anteriormente en este estudio, podría instalarse en un

sector próximo a las instalaciones de la empresa eléctrica de Natales.

Figura E.3.23 - Localización de Central FV de pequeña escala, Natales


91 UMAG

Puerto Williams


Se elige una población de 41 viviendas pertenecientes a un conjunto habitacional de casas SERVIU

FSEV16 llamado Loteo Williams y que actualmente se encuentra en construcción. De acuerdo a los

planos, se dispone de una superficie construida de 45 m2 aproximadamente y está localizada con

una adecuada orientación hacia el Norte. Como puede ser observado en la Tabla E.3.40, esto

implicaría una producción anual de cerca de 100,9 MWh de energía eléctrica que podrían ser

generados e inyectados a la red eléctrica convencional.



Mes GPOA Superficie


(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KWh)

Enero 161,2 656,0 0,8 0,16 105,0 13.938,7

Febrero 112 656,0 0,8 0,16 105,0 10.747,9

Marzo 86,8 656,0 0,8 0,16 105,0 10.328,1

Abril 45 656,0 0,8 0,16 105,0 6.549,5

Mayo 21,7 656,0 0,8 0,16 105,0 3.778,6

Junio 12 656,0 0,8 0,16 105,0 2.183,2

Julio 18,6 656,0 0,8 0,16 105,0 2.854,9

Agosto 40,3 656,0 0,8 0,16 105,0 3.946,5

Septiembre 78 656,0 0,8 0,16 105,0 8.564,7

Octubre 124 656,0 0,8 0,16 105,0 10.244,1

Noviembre 153 656,0 0,8 0,16 105,0 13.770,8

Diciembre 170,5 656,0 0,8 0,16 105,0 14.022,7

Media anual 1.023,1

100.929,5



En Puerto Williams, fue considerado el Liceo Donald Mc Intyre, que posee un área total

proyectada de cobertura de techo de aproximadamente 2.840 m2. La producción anual

aproximada de 131 kW h/m2de energía eléctrica, tal como se muestra en la Tabla E.3.41.

16 Fondo Solidario de Elección de Vivienda

92 UMAG

Tabla E.3.41 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Puerto Williams


Mes GPOA Superficie


(kWh/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KWh)

Enero 161,2 1.420,0 0,8 0,16 227,2 29.299,7

Febrero 112 1.420,0 0,8 0,16 227,2 20.357,1

Marzo 86,8 1.420,0 0,8 0,16 227,2 15.776,8

Abril 45 1.420,0 0,8 0,16 227,2 8.179,2

Mayo 21,7 1.420,0 0,8 0,16 227,2 3.944,2

Junio 12 1.420,0 0,8 0,16 227,2 2.181,1

Julio 18,6 1.420,0 0,8 0,16 227,2 3.380,7

Agosto 40,3 1.420,0 0,8 0,16 227,2 7.324,9

Septiembre 78 1.420,0 0,8 0,16 227,2 14.177,3

Octubre 124 1.420,0 0,8 0,16 227,2 22.538,2

Noviembre 153 1.420,0 0,8 0,16 227,2 27.809,3

Diciembre 170,5 1.420,0 0,8 0,16 227,2 30.990,1

Media anual 1.023,1

185.958,7


Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en el sector Público

En Puerto Williams se consideran 7 instalaciones públicas, tal como se muestra en la Tabla E.3.42.

Tabla E.3.42 – Resumen superficies del Sector Público de Puerto Williams

Nombre

Superficie

Total Tech.

(m2)

Superficie

Útil

(m2)

Gobernación 248 124

Biblioteca 854 427

Municipalidad 323 161,5

Bomberos 352 176

Supermercado Naval 1.317 658,5

Galpón Naval 804 402

Edif.Deptos Navales 3.294 1.647



93 UMAG

Esto implicaría una producción anual de cerca de 470,9 MWh de energía eléctrica que podrían ser

generados e inyectados a la red eléctrica convencional, cuyo desglose se presenta en la siguiente

tabla:

Tabla E.3.43 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Edificios Públicos


Mes GPOA Superficie


(kW h/m2) (m2)

m-Si (kWp) (KW h)

Enero 161,2 3.596,0 0,8 0,16 575,4 74.198,4

Febrero 112 3.596,0 0,8 0,16 575,4 51.552,3

Marzo 86,8 3.596,0 0,8 0,16 575,4 39.953,0

Abril 45 3.596,0 0,8 0,16 575,4 20.713,0

Mayo 21,7 3.596,0 0,8 0,16 575,4 9.988,2

Junio 12 3.596,0 0,8 0,16 575,4 5.523,5

Julio 18,6 3.596,0 0,8 0,16 575,4 8.561,4

Agosto 40,3 3.596,0 0,8 0,16 575,4 185.49,6

Septiembre 78 3.596,0 0,8 0,16 575,4 35.902,5

Octubre 124 3.596,0 0,8 0,16 575,4 57.075,7

Noviembre 153 3.596,0 0,8 0,16 575,4 70.424,1

Diciembre 170,5 3.596,0 0,8 0,16 575,4 78.479,1

Media anual 1.023

470.920,7



A partir del análisis de la fotografía satelital de Puerto Williams de la Figura E.3.24, se puede

observar que la central tipo de 100 kW analizada anteriormente en este estudio, podría instalarse

en un sector próximo a la central eléctrica de EDELMAG en Puerto Williams.

94 UMAG

Figura E.3.24 - Localización de Central FV de pequeña escala, Puerto Williams


E.3.6 Evaluación de Energía Solar Térmica

Colectores Solares

Los colectores solares son equipos que captan la radiación solar y transmiten su energía a un

fluido, el cual puede ser directamente el agua a utilizar o algún otro fluido que transmitirá la

energía térmica. Existen 2 grupos de colectores cuya clasificación se basa en si utilizan energía

solar de alta o de baja entalpía.El presente trabajo considera en su evaluación de la aplicación de

la Energía Solar Térmica en Magallanes, colectores solares sin concentración para calentamiento

de agua sanitaria (ACS). De acuerdo al Manual Solar Térmico de la FENERCOM (2004), existen dos

tecnologías para este tipo de colectores:

Colectores de Placa Plana

Estos interceptan la radiación en una placa de absorción en cuyo interior se encuentra un

serpentín por la que pasa el fluido calo-portador. Éste se calienta al pasar a través de los canales

por transferencia de calor desde la placa de absorción. La energía transferida por el fluido

portador, dividida entre la energía solar que incide sobre el colector y expresada en porcentaje, se

llama eficiencia instantánea del colector. Estos son capaces de calentar el fluido transportador

hasta unos 82oC y obtener valores cercanos al 80% de eficiencia17. Por lo anterior, este tipo de

colectores se han utilizado eficazmente para calentar agua y también para calefacción. En la Figura

E.3.25, se muestra un colector de placa plana.

17 FENERCOM, 2004.

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Figura E.3.25-a - Colectores de Placa Plana Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010

Figura E.3.25-b - Colectores de Placa Plana Compacto Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010

Colectores Heat-Pipe o de Tubos al Vacío

Poseen una simetría cilíndrica, formados por dos tubos uno exterior y uno interior con una capa de

pintura o material selectivo. El tubo interno contiene un fluido de trabajo llamado también

superconductor por su extraordinaria capacidad y velocidad para transferir el calor sin tener

prácticamente pérdidas ya que existe vacío en su interior.18

18 RETSCREEN, 2010.

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Figura E.3.26 - Colectores de Tubos al Vacío Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010

Figura E.3.27 - Componentes de un Sistema Solar Térmico para Calentamiento de Agua Caliente Sanitaria (A.C.S.)

Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010

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Los sistemas solares térmicos cuenta con:

Una superficie de colectores que capta la energía solar;

Los tanques solares que permiten acumular la energía captada bajo la forma de

agua caliente;

Un circuito solar que une la superficie colectora a los tanques. Este circuito

primario está compuesto por distintos accesorios que garantizan la correcta

operación del sistema: bomba impulsora, intercambiador de calor, controlador de

temperaturas para la mezcla de agua.

Un circuito secundario que une el sistema solar al sistema de respaldo.

Sistema de respaldo; el sistema solar puede estar conectado en serie a un sistema

de respaldo que proporcionará en forma automática la energía complementaria

necesaria para calentar el agua a la temperatura requerida. Este sistema de

respaldo puede ser perfectamente el sistema de A.C.S. existente en la vivienda. Si

el sistema de producción de A.C.S. es instantáneo, es importante asegurarse que

lleve un control termostático, es decir que controla su aporte energético según la

temperatura de entrada del agua. De esta manera se evitará sobre calentamiento

de agua, y desde luego, el riesgo que los usuarios se quemen. Si no llevara control

termostático, es recomendable cambiar el existente por un sistema que lo integra,

o instalar un conjunto de válvulas de corte que permiten elegir entre el agua

calentada por el sistema solar, o el agua calentada por el sistema tradicional

existente. La segunda opción presenta la desventaja que necesita la intervención

del usuario para cambiar de sistema según el recurso solar, sin embargo no

presenta costos adicionales. Se recomienda la opción del control termostático.

Elementos a considerar para evaluar la pre-factibilidad económica de sistemas

el nivel de irradiación solar existente en el lugar. Este factor influye en la viabilidad del

proyecto y en el nivel de ahorro que pueda obtenerse;

la ocupación de la dependencia y evaluación de las necesidades de A.C.S. Mientras más

ocupación de la dependencia exista, mayor impacto generará la implementación del

proyecto. De la misma forma, mientras mayores sean las necesidades de A.C.S. la

aplicabilidad de un proyecto de este tipo será mayor;

la superficie disponible en la techumbre para instalación de colectores solares. Si las

necesidades de A.C.S. son altas y por ende existe un requerimiento energético mayor, será

necesaria una mayor superficie disponible para la instalación de colectores. Por lo

anterior, la superficie disponible para instalar los colectores solares de un sistema solar

térmico es determinante para la viabilidad técnica del proyecto; obstáculos que proyecten

sombra sobre la superficie escogida para instalación del sistema de colectores solares.

98 UMAG

Revisión de caso de un sistema solar de producción de ACS en Puerto Montt

En este caso fueron evaluadas dos tecnologías de captación solar térmica: colectores solares

térmicos al vacío y colectores solares térmicos planos siendo estas tecnologías analizadas desde

un punto de vista técnico y de viabilidad económica (E. Alzamora, Evaluación Técnica y Financiera

de Alternativas Energéticas Renovables no Convencionales para incorporar a la Gestión Energética

del Casino de Suboficiales Badilla, III Brigada de la Fuerza Aérea de Chile, Puerto Montt, 2012).

Dicho proyecto consistía en evaluar la producción de ACS con energía solar para satisfacer el

consumo de agua caliente de las duchas del Casino de Suboficiales de FACH el cual posee

aproximadamente 200 m2 de superficie disponible para la instalación de colectores solares. La

Figura E.3.28 muestra algunos supuestos que fueron analizados en este proyecto:

Figura E.3.28 - Supuestos técnicos sistema solar térmico de 30 colectores solares Heat Pipe para A.C.S

Fuente: E. Alzamora, Pto Montt (2012)

Los resultados del balance energético calculado con el modelo del Software Solo 2000 usado en el

análisis de este proyecto, se presentan a continuación:

Figura E.3.29 - Balance energético entregado por software Solo 2000 con aportes del sistema solar térmico

de 30 colectores de tubos al vacío (Heat-Pipe)

Fuente: E. Alzamora, Pto Montt (2012)

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E.4 Recurso Hidroeléctrico

No hay anexos para este tema.

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E.5 Recursos Marinos

E.5.1 Estado Actual de la investigación y desarrollo tecnológico en Chile.

Actualmente aún no se ha comercializado la energía marina en el país por lo que existe una

oportunidad para el país de jugar un papel relevante en la Investigación y Desarrollo tecnológico.

Prueba de ello es que a contar del año 2015 debiera entrar en funcionamiento el primer Centro de

Excelencia Internacional de Energía Marina del país- iniciativa de CORFO junto al Ministerio de

Energía-, el cual además de contribuir al desarrollo e investigación de las energías marinas, debiera

generar servicios especializados y patentes, entre otros, buscando con ello convertirse en un

laboratorio para que nuevos desarrolladores puedan probar sus tecnologías y de esa manera,

convertirse en un polo de I+D+i.

En nuestro país existen organizaciones que se encuentran relacionadas con las energías marinas,

entre ellas la ADEMAR19, la ACERA20 y algunas empresas como: ALAKALUF21 y ASMAR22. Fundación

CEQUA en La Patagonia, Corporación ENERMAR y varias universidades. Lo anterior resulta

fundamental dada la influencia que tiene cada una de ellas en ámbitos relacionados con el

desarrollo de las ERNC, sobretodo de las energías marinas.

En universidades y centros de investigación chilenos, ya realiza investigación en energía marina y,

en muchos casos, en colaboración con el sector privado. A continuación se presentan algunos

ejemplos:

HydroChile, desarrolló un proyecto denominado “Catastro del recurso energético asociado

a oleaje para el apoyo a la evaluación de proyectos de generación de energía Undimotriz”

terminado en junio del 2014. Los objetivos de este trabajo fueron fortalecer el proceso de

implementación de la energía Undimotriz a través de los siguientes aspectos: Valoración

del recurso Undimotriz (teórico) disponible, Información geo-espacial relevante para la

inversión, Estudio de dispositivos, condiciones de ingreso a mercado y aspectos

ambientales.

Escuela de Ingeniería Naval de la Universidad Austral, estudio de turbinas mareomotrices

de bajo caudal, para uso en granjas salmoneras.

El DOCE23 de la Universidad de Concepción actualmente hace investigación del uso de

19 Asociación de Energías del Mar 20 Asociación Chilena de Energías Renovables 21 empresa que promueve las energías marinas en Chile, ubicada en la Región de Magallanes. 22 Astilleros y Maestranzas de la Armada 23 Departamento de Oceanografía

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radares de alta frecuencia para la medición de las corrientes de marea o de oleaje.

Universidad Técnica Federico Santa María desarrolla un proyecto que estudia el

desempeño de la turbina de rebosadero de la empresa Wave Dragon, entre otros trabajos

acerca de la electrónica de potencia y modelamiento de potencia, que incluye el diseño de

convertidores para generadores de energía marina a base de generadores de imanes

permanentes.

El Ministerio de Energía en el marco del Convenio de Prestación de Servicios y

Transferencia de Recursos entre el Ministerio de Energía y Departamento de Geofísica de

la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile24, en conjunto con

el SHOA25 y la DIPRIDA26 desarrollan el proyecto de sitio web “Explorador de Energía

Marina” en cual se desea proporcionar mapas de los recursos de energía undimotriz y

Mareomotriz, actualmente se encuentra disponible el de undimotriz en la página web del

Ministerio de Energía, sección Energías Renovables.

El CEQUA27 desarrolló un proyecto de investigación sobre consideraciones

medioambientales de la energía marina.

Además existen empresas privadas que están desarrollando las primeras etapas de conceptos

tecnológicos para la generación de energía undimotriz y mareomotriz, detalladas a continuación:

Ausind, realizó pruebas a su propio modelo a escala de absorbedor puntual de energía

undimotriz, instalado en el mar cerca de Valparaíso.

Blue Power Projects, realizó pruebas conceptuales de prototipo undimotriz en el Quisco.

ETYMOL, ha realizado pruebas controladas de un prototipo a escala de su dispositivo de

energía undimotriz de baja potencia (250 kW).

Maestranza Diésel, ha realizado pruebas (a pequeña escala) de varios prototipos de

dispositivos que aprovechan la energía undimotriz y mareomotriz, incluyendo una prueba

realizada en el Canal de Chacao.

Undimotriz Chile, está en desarrollo de un nuevo concepto de energía undimotriz.

Wilefko, recientemente realizó pruebas a un prototipo a pequeña escala de su aleta

captadora de energía undimotriz en Concón.

En base al estudio realizado por POCH, denominado Potencial de Utilización de Energías Marinas

en Tres Lugares de Interés en la Región de Magallanes, desarrollado en el marco del proyecto

“Aprovechamiento de la Energía Solar, del Viento y Marinas para mejorar la competitividad de la

24 Decreto Exento Nº550 del 28 de diciembre de 2011 25 Servicio Hidrográfico y Oceanográfico de la Armada 26 Dirección de Investigación, Programas y Desarrollo de la Armada 27 Centro de Estudios del Cuaternario, Fuego-Patagonia y Antártica

102 UMAG

Acuicultura y Turismo”28 , se logró determinar el potencial Mareomotriz específicamente de los

lugares estudiados: Península Antonio Varas, Seno Skyring e Isla Capitán Aracena. Dicho estudio

también señala que aun cuando existen tecnologías ampliamente probadas y ya en etapa

comercial, estas en su mayoría no son compatibles con los resultados obtenidos, ya que casi todas

funcionan con velocidades cercanas a los 2 m/s. Sin embargo, se ha detectado la necesidad de

desarrollar dispositivos que puedan funcionar con velocidades más bajas y por ello, existen

algunas alternativas que si bien en general aún se encuentran en etapas de experimentación y

prototipos, se espera que con el paso del tiempo se puedan ir perfeccionando y transformando en

alternativas viables. Finalmente, se pudo concluir que si bien las velocidades obtenidas en las

mediciones de las campañas de terreno son bastante bajas unas y muy bajas otras, existen

tecnologías disponibles que podrían ser compatibles con ellas como: Hydro-Gen Water Power y

Tocardo Serie T100. Por otro lado, el estado del arte de las tecnologías se obtuvo de los estudios

realizados por POCH y por el estudio desarrollado por Jordi Dagà Kunze en su memoria

“Aprovechamiento hidroeléctrico de las mareas y su posible desarrollo en chile” para optar al

título de Ingeniero Civil de la Universidad de Chile.

La IEA29 ha estimado los costos al año 2030 para tres tipos de energía proveniente de los mares,

entre ellas presas mareomotrices (a partir de rangos de mareas), corrientes mareomotrices (a

partir de corrientes de mareas) y oleaje (a partir de olas), los cuales se pueden ver en la siguiente

tabla. A partir de ella se puede concluir que el costo de inversión para aprovechar la energía que

proviene de las olas triplica el costo de inversión para aprovechar la energía proveniente de las

mareas. A modo de resumen se puede comentar que los costos en la producción de electricidad a

partir de las energías marinas se mueven en un rango entre 150 y 300 US$/MWh, costos con los

cuales en Chile no son competitivos con otras renovables, pero si podría competir con generación

a diésel, la cual margina costos en el SIC hasta valores de 252 US$/MWh (El costo de los contratos

de energía solar FV oscilan entre los 95-110 US$/MWh y de 90-105 US$/MWh para eólica a julio

de 2013, según datos de ACERA). Sin embargo, la apuesta del sector es a que con el paso de los

años estos costos vayan disminuyendo y a la vez, se vayan equiparando entre unas tecnologías y

otras, al menos en lo que respecta a los dispositivos en sí. En la Tabla E.5.1, se muestra algunos

rangos de valores de energía eléctrica, a través del uso de energías marinas.

28 Proyecto Innova CORFO de Bienes Públicos para la Competitividad Regional N°12BPCR-16638 29 Agencia Internacional de Energía

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Tabla E.5.1 - Valores aproximados de energía eléctrica.

Fuente: Universidad Autónoma de México, s/f.

En el siguiente Figura E.5.1, se muestra una relación entre la inversión inicial y la potencia

instalada para corrientes marinas, hidroeléctrica convencional y undimotriz, en base a estudios

realizados por la empresa ETYMOL. Si bien la inversión inicial es alta, también lo es la potencia

generada a partir de las corrientes utilizando los dispositivos adecuados.

Figura E.5.1 - Grafico Relación inversión inicial v/s potencia instalada.

Fuente: ETYMOL, (2010)

Si se compara lo anterior con la siguiente Figura E.5.2, donde se muestra la relación entre la

inversión inicial y la potencia promedio de generación para corrientes marinas, hidroeléctrica

convencional y undimotriz, se puede ver que la tendencia es la misma, y que no existen

variaciones significativas, ya que se reitera el hecho de que si bien la inversión inicial es bastante

alta en comparación a otras tecnologías (más del doble que las hidroeléctricas convencionales)

también lo es la potencia promedio generada.

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Figura E.5.2 - Grafico Relación inversión inicial v/s potencia promedio.

Fuente: ETYMOL, (2010)

Los componentes mínimos que se deben tener en consideración en la evaluación técnica de un

proyecto de energía a partir de corrientes según la SI-OCEAN, Energía de los Océanos: Estado del

Arte 2013, son los que se muestran en la Tabla E.5.2:

Tabla E.5.2 - Componentes Mínimos de Proyectos de Energías Marinas

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Fuente: SI-OCEAN, (2013)

La forma en que se disponen los dispositivos de generación y la forma en que operan para generar

electricidad de acuerdo a las condiciones presentes, se denominan “arreglos” En el caso de las

corrientes, su energía puede ser aprovechada de dos maneras: mediante el cambio en la altura de

las mareas (energía potencial), y utilizando el flujo del agua (energía cinética).

La energía de marea es muy sensible a la velocidad. La potencia de salida varía con el cubo de la

velocidad. En otras palabras, si el agua fluye dos veces más rápido, la potencia será ocho veces

mayor. También, las turbinas para mareas no requieren girar tan rápido como los molinos de

viento para generar energía, porque el agua es aproximadamente 800 veces más densa que el

aire.

La disposición o “arreglo”, de la tecnología más común hoy en día se puede clasificar en tres

categorías principales:

En corriente de marea: Hacen uso de la energía cinética del agua en movimiento para mover

turbinas, de una manera similar a los molinos de viento usan corrientes de aire. Este método

está ganando popularidad debido a que es removible, puede ampliarse de forma gradual

(desde un solo dispositivo, con una matriz, a una granja más grande), tiene costos más bajos y

su impacto ecológico es menor (en comparación con las presas).

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En barrera: En este arreglo, se hace uso de la energía potencial en la diferencia de altura entre

las mareas altas y bajas. Son presas de esencialmente todo el ancho de un estuario de marea o

de la desembocadura de un río que tiene una conexión fluida con el océano. Su principal

desventaja, es que las presas tienen costos muy altos, una escasez de sitios viables y

preocupaciones socio-ambientales asociadas.

En lago de marea: Son similares a las presas, pero se pueden construir como estructuras

autónomas que no se extienden completamente a través de un estuario lo que puede implicar

una reducción de costos e impactos globales. Ellos pueden ser configurados para generar

continuamente, lo que no es el caso con presas

De acuerdo a la información entregada por la División de Energías Renovables del Ministerio de

Energía, las tecnologías de Barrera y de Lagos de Mareas, no son aplicables a Chile.

Con relación a los artefactos o turbinas, de acuerdo a estudios del EMEC30, se han identificado seis

tipos principales de convertidores de energías de mareas: Turbina de eje horizontal, Turbina de eje

vertical, Perfil hidrodinámico (Hydrofoil) oscilante, Sistema de efecto Venturi, Tornillo de

arquímides y Tidal kite (cometa de corriente).

En la Tabla E.5.3, se describen más en detalle cada uno de los tipos de artefactos antes descritos,

ahondando principalmente en su modo de funcionamiento, como también la situación mundial de

las tecnologías marinas.

E.5.2 Desarrollo de Energías Marinas en el mundo

El desarrollo mundial de las energías marinas y sus inversiones se detallas en la siguiente tabla.

Tabla E.5.3 – Energías Marinas en el Mundo

País/Autor Descripción

República de Corea Autor: Keyyong Kong

Energía de mareas: El Instituto de Investigación y Desarrollo del Océano (Kordi) informa que en el año 2011 ha sido inaugurada la planta Shiva de energía de mareas; su potencia es de 254 MW; dicha planta fue iniciada en diciembre del año 2004, está constituida por 10 turbinas de 25,4 MW de potencia nominal, su capacidad anual de generación ronda los 552,7 GWh. El costo del proyecto fue de US$ 462,5 millones. Además se está considerando construir otras tres plantas más: Ganghwa de 838 MW, Incheon de 1440 MW y Garorin de 520 MW Energía de las ondas: En el año 2012 se construirá una planta de 500 MW dotada del sistema de columna de agua oscilante que se instalará en la isla de Jeju; el equipo consta de dos columnas de aire acopladas cada una a una turbina

30 Centro Europeo de Energías Marinas

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generadora; este proyecto fue gestionado por el Kordi y financiado con fondos del Estado con un presupuesto de US$ 15,5 millones para la planta piloto y US$ 8,5 millones para I+D.

Japón Autor: Yasuyuki Ikegami

El Instituto de Energía Oceánica de la Universidad de Saga (EPN) junto con el Instituto de Las Nuevas Energías y Tecnologías para el Desarrollo Industrial (NEDO) han, concluido un estudio del potencial de las energías oceánicas en el país. Las fuentes relevadas fueron la energía undimotriz, OTEC, energía de las corrientes marinas y finalmente la energía mareomotriz considerando tanto las corrientes de mareas como la diferencia de nivel; además se han localizados los lugares favorables para el desarrollo de proyectos de energía oceánica.

China Autor: Dengwen Xia. Centro Nacional de Tecnología Oceánica.

China tiene previsto lanzar a fin del año 2011, el Plan Quinquenal de Energía Marina Renovable (2011- 2015), este plan fue elaborado por la Administración Oceánica Estatal (SOA) y por la Comisión Nacional de Administración de la Energía (NEA). La SOA ha sido también responsable de preparar una estrategia nacional para el aprovechamiento de las energías renovables marinas con un horizonte cercano fijado en el año 2020; este documento será liberado próximamente. Desde el año 2010, la SOA ha establecido un “Fondo Especial para las Energías del Mar” cubriendo varias áreas específicas de I + D como por ejemplo el ensayo de equipos. En el año 2010, el monto total de apoyo financiero de este programa fue de US$ 44 millones para 26 proyectos; en el año 2011 se asignaron US$ 31 millones para 39 proyectos; en este mismo año en la isla de Daguan ha comenzado a funcionar un sistema múltiple de energías renovables que consta de un equipo para el aprovechamiento de la energía de las ondas de 30 kW; una turbina eólica de 60 kW y un equipo de energía solar fotovoltaica de 15 kW. Esta combinación de energías de fuentes renovables es el foco de otros proyectos que se están llevando a cabo en China: un proyecto de 500 kW en la isla de Zhaitang y otro de similar potencia en la isla de Danwanshan; ambos proyectos se encuentran en desarrollo. Se han iniciado los planes para la creación de una grilla para la conexión a la red eléctrica de un sistema de aprovechamiento de la energía undimotriz y mareas en la zona de pruebas de Roncheng, en la región de Shangdong.

Australia Autor: John Wright. CSIRO

Hay alrededor de 12 empresas activas procurando alcanzar el estado comercial de sus equipos. La firma OPT Australia recibió a fines de 2009 una beca por $ 66 millones del gobierno federal para el desarrollo comercial de 19 MW en la costa de Victoria. El gobierno ha puesto en marcha el Programa de Energías Renovables Emergentes con un presupuesto de $ 126 millones para el fomento de este tipo de energías renovables; este fondo será administrado por un organismo nuevo; el Centro Australiano para la Energía Renovable (ACRE), que finalmente será sustituida por la creación de la Agencia Australiana de Energías Renovables (ARENA). Este organismo va a administrar $ 3,2 mil millones del presupuesto del gobierno australiano para promover la I + D, la comercialización y el desarrollo de

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proyectos de energía renovable para mejorar la competitividad del sector; los postulantes pueden solicitar fondos en cualquier momento y no hay límites para los financiamientos de proyectos en desarrollo. El Comité Científico de la Commonwealth y la Organización de Investigación Industrial (CSIRO), la Agencia Científica Nacional de Australia están realizando el mapeo de los recursos oceánicos del país; además se formó una asociación con 9 miembros vinculada a la industria denominada Ocean Energy of Australia.

Nueva Zelanda Autor: John Huckerby. AWATEA

El gobierno de Nueva Zelanda lanzó el 30 de agosto de 2011 el Plan Estratégico Energético. El objetivo señalado en el documento es alcanzar una generación del 90% de la energía del país mediante fuentes renovables; en este documento no se hace una referencia específica a las energías marinas. Desde fines del año 2007 el gobierno ha ofrecido recursos económicos para proyectos de desarrollo por medio del Fondo de Desarrollo de Energías Marinas (MEDF); las subvenciones se han asignado en 4 cuotas desde el año 2008 hasta el 2011, como resultado de esta operatoria existen varios proyectos en marcha. Corriente de marea La empresa Crest Energy aseguró un recurso de 200 MW para un proyecto situado en el Puerto de Kaipara al norte de Auckland. Energía de las ondas Chatam Islands Marine Energy Limited: planea obtener una potencia de 220 kW con el dispositivo Wavegen LIMPET en la isla de Chatam a 800 km al este de Nueva Zelanda. Tangaroa Energy: ha establecido una relación con la empresa Langlee Wave Power de Noruega para desplegar un dispositivo de 20 kW en las proximidades de la isla de Stewart. Wave Energy Technology de Nueva Zelada (WET-NZ): recibió apoyo económico para instalar un dispositivo absorbedor en escala 1:2 de 20 kW de potencia frente a las costas de Wellington y también en la última ronda de negociación recibió apoyo económico para la instalación del cable de vinculación del dispositivo con la costa; este dispositivo se encuentra actualmente en el mar realizando los ensayos preliminares en la zona de la Península de Banks cerca Christchurch previa a su instalación en Wellington.

Canadá Autor: Tracey Kutney. Recursos Naturales

Technology Roadmap: vinculada a energías marinas renovables junto con el ente de Recursos naturales de Canadá establecieron como objetivo para la industria canadiense la instalación para el año 2016 de 75 MW y de 2 GW para el año 2030; esto representa una inversión de $ 2 billones considerados al valor del año 2013; como parte de estos desarrollos se le ha dado importancia tanto a los aspectos técnicos como a los ambientales y al estudio de los recursos energéticos renovables como corrientes marinas, fluviales y de marea como también energía de las ondas. Corrientes de mareas En este momento están siendo evaluados una serie de proyectos por el Fund Ocean Research Center of Energy (FORCE). Alstom cuenta actualmente con la tecnología adecuada para el aprovechamiento de las corrientes de mareas y está trabajando intensamente para su implementación en los próximos años. New Energy Corp. está realizando ensayos en Canoa Pass en la Columbia

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Británica y en el Grand Passage de Nueva Escocia. Mavi Innovations está probando un equipo constituido por ductos en forma vertical en escala 1:2 Energía de las ondas Surf Power se encuentra realizando ensayos del modelado de equipos para instalar lejos de la costa precisamente en cuencas de la costa oeste. El College of North Atlantic está llevando a cabo un proyecto en la parte sur de la costa este en Terranova. Corriente fluvial New Energy Corp. está realizando ensayos en Manitoba, Columbia Británica y también en Alaska (USA). RER (anteriormente conocida como RSW) instaló un equipo de 250 MW en el río San Lorenzo cerca de Montreal. Quebec Sabella Energy planea la instalación de un equipo en el río San Lorenzo (2011-2012). Clean Current: se encuentra realizando ensayos de un dispositivo. Verdant Power de Canadá sigue trabajando en la propuesta para la instalación de un equipo en el río San Lorenzo en las proximidades de Cornwall. Ontario. Instream Energy está realizando ensayos en la Columbia Británica.

Estados Unidos de Norte América Autor: Michael C. Reed. Departamento de Energía (DOE)

Para el año 2030 este país tiene como meta generar de 23 a 38 GW de potencia a partir de fuentes oceánicas. Su Departamento de Energía está realizando una rigurosa evaluación de los recursos marinos disponibles (ondas, mareomotriz, corriente de marea y térmica oceánica) además está estudiando los distintos tipos de tecnologías para su aprovechamiento; al mismo tiempo se está trabajando en la resolución de los desafíos asociados al medioambiente; estos estudios permitirán elaborar un informe de los recursos y la factibilidad económica de los mismos; de esta forma los interesados del ámbito privado en el desarrollo de estas tecnologías puedan tener una cabal idea de los mismos y que los organismos del estado puedan orientar los recursos económicos en I + D a proyectos con posibilidades reales de concreción. En estos momentos se ya encuentra disponible la evaluación de los recursos vinculados a las mareas y está por finalizar la evaluación de las ondas y la energía térmica marina. Cabe señalar que ya se encuentran en fase experimental en el mar equipos del tipo MHK. Los proyectos del ámbito privado que actualmente se están desarrollando que corresponden al período 2011-2013 son los siguientes: Free Flow Power: en julio de 2011 se instaló una turbina de 40 kW en el río Mississippi. Columbia Power Technologies: en marzo de 2011 se instaló un equipo de captación de la energía undimotriz denominado “Sea Ray” en Puget Sound. Washington. Ocean Power Renovables Company: en marzo de 2012 instalará la primera de las cinco turbinas de marea de 150 kW en la bahía Cobscook. Ocean Power Technologies: en enero de 2012 instalará su equipo “Power Buoy” de 150 kW para la captación de la energía de las ondas en Reedsport. Oregón. Snohomish Public Utility District: en el año 2013 tiene previsto instalar dos turbinas “Open Hydro” en Admiral Inlet. El Departamento de Energía a través de sus laboratorios, universidades y empresas privadas está financiando una

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variedad de trabajos destinados al estudio de las tecnologías de captación de los recursos energéticos para acelerar su desarrollo. Algunos de estos trabajos son los siguientes: Sandía National Laboratory: ha desarrollado una herramienta relacionada a un curso de formación para la caracterización de los dispositivos de captación de la energía mareomotriz; allí se estudian los fenómenos que se producen en el campo cercano con la finalidad de actualizar el Código de la Dinámica de los Fluidos Ambientales (EFDC). The Northwest National Marine Renewable Energy Center: constituido por la Oregón State University y la University of Washington han desarrollada un equipo modular en escala para la medición del rendimiento de las turbinas usadas en la captación de la energía mareomotriz además del estudio de su costo, rendimiento y los afectos en el ambiente de este tipo de aprovechamiento. Pacific Northwest National Laboratory: trabaja con el Departamento de Energía (DOE) en el Anexo IV de la OES-IA (Sistema de Energía Oceánica de la Agencia Internacional de Energía) para crear un organismo internacional que reúna las bases de datos de los impactos ambientales de los proyectos.

México Autor: Gerardo Hiriart. Energías Alternativas. Estudios y Proyectos (ENAL)

México se encuentra muy interesada en cuantificar sus recursos marinos; no obstante no cuenta con un mecanismo de apoyo para estimular este tipo de inversión. La inversión pública para financiar la I + D ha sido bastante escasa pero se espera que en el futuro se mejore.

España Autor: José Luis Villate. Tecnalia

Un detallado atlas del recurso Undimotriz de la costa española ha sido presentado por el Instituto de Hidráulica Ambiental de la Universidad de Cantabria; este trabajo ha sido financiado por la Agencia Española de Energía del Ministerio de Industria (IDEA); el mismo se encuentra disponible en: WWW. Ihcantabria.com / enola La Universidad de la Cantabria ha inaugurado en marzo una serie de laboratorios de ensayos orientados a la investigación en Ingeniería Marítima (on shore y off shore) en la costa de Cantabria y en la cuenca del Océano donde se podrán realizar el modelado físico y numérico de los prototipos variando las condiciones de ondas y viento. España anunció recientemente los objetivos relacionados al aprovechamiento de la energía undimotriz y de marea; en el año 2016 se espera alcanzar los primeros 10 MW de potencia y a continuación sobre la base de una tasa de crecimiento anual de 20 a 25 MW desde el año 2016 hasta el 2020 se espera alcanzar en el fin de ese período los 100 MW de potencia. Energía de las ondas El primer sistema de aprovechamiento de la energía Undimotriz conectado a la red eléctrica fue inaugurado en julio del 2011 en el

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país vasco, este emprendimiento fue promovido por el Ente Vasco de Energía (EVE) que depende de la Agencia Energética Vasca y se encuentra instalado en un nuevo espigón en el Puerto de Mutriku. La usina se basa en el sistema denominado columna de agua oscilante (OWC) y consta de 16 columnas donde el agua que proviene del mar ingresa al tubo y se desplaza en forma vertical; el movimiento de la turbina es producido por el aire que se encuentre encima de la columna de agua; las turbinas son Voith Hydro Wavegen de una potencia de 18,5 kW. Otro caso donde Ente Vasco de la Energía está trabajando es el de los convertidores flotantes BIMEP; se espera que para el año 2012 se pueda conectar con el sistema eléctrico de la costa.

Portugal Autor: Ana Brito de Melo. Centro de Energía de las Olas

EN ONDAS: una subsidiaria de la Red Nacional Portuguesa (REN), está llevando a cabo las tareas de ingeniería asociadas para una Zona Piloto Portuguesa que se denominará Ocean Plug (off shore). Proyecto OWC: en la isla de Pico ubicada en las Azores estuvo en funcionamiento una planta experimental de 400 kW, el prototipo se basa en el sistema de columna oscilante de agua (OWC); el equipo pudo completar un funcionamiento autónomo en forma continua durante tres meses del año 2010; a principios de 2011 se produjo una falla en el generador y durante el otoño luego de varios ensayos se presentó una propuesta a los organismos de financiación para renovar la estructura y la instalación de un segundo equipo. El proyecto OWC de la isla de Pico forma parte de una selección de sistemas de captación de la energía oceánica que es financiado por CE Marinet. Proyecto Wave Roller: se espera que este proyecto de 300 kW se instale en enero de 2012 en Peniche, la región marina central del país; este proyecto es llevado a cabo por la empresa finlandesa AW-Energy en colaboración con la firma Portugués Eneólica con financiación de la Unión Europea. Proyecto Wind Float: a principio del año 2011 se instaló en la zona off shore de Aguzadora en el norte del país el prototipo denominado Wind Float, el equipo consta de una plataforma flotante con una turbina de 2.0 MW de la firma Vestas.

Reino Unido de la Gran Bretaña Autor: Trevor Raggatt. Departamento de Energía y Cambio Climático. DECC

En la actualidad, en Inglaterra y Gales las tecnologías de energías marinas reciben dos Certificados de Obligación de Energías Renovables (ROC) por cada MWh colocado en la red eléctrica. El Departamento de Energía propone aumentar este número a cinco ROC con la condición de que la energía sea generada a partir de fuentes marinas tal como corrientes de mareas u ondas además que la potencia de los equipos no supere los 30 MW y finalmente que estén instalados antes del 31 de marzo de 2017; después de esa fecha, la promoción se realizará a través de beneficios arancelarios que están siendo estudiados como parte de la reforma de los mercados del suministro eléctrico (REM) Más información está disponible en: http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/news/pn11 85/pn11 85.aspx

Dinamarca Autor: Kim Nielsen.

En el año 2011 se inició un proyecto liderado por la Universidad de Aalborg y financiado por el Programa de Demostración y Desarrollo de Tecnologías Energéticas Danesas (EUDP); su objetivo es el de generar estrategias para el

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Ramboll desarrollo de la energía undimotriz. En Dinamarca existen varias compañías trabajando en el aprovechamiento de la energía undimotriz: Dexawave: durante el año 2011 ha instalado un prototipo en escala 1:2 en el DanWEC en Hanstholm, además se ha generado un acuerdo con el gobierno de Malta para la instalación de 3 equipos de 250 kW de potencia para la captación de la energía de las ondas; su intención a futuro es la instalación de 24 convertidores más; el modelo a escala 1:10 tomado como referencia de estos equipos fue ensayado en Nissum Bredning y posteriormente fue transportado e instalado en Malta en julio del año 2011. Floating Power Plant: esta empresa anunció en abril del año 2011 su asociación con Bridgeworks Capital de Oregón. USA; esta asociación derivó en la creación en USA de una empresa denominada Floating Power Inc; cuyo objetivo es la comercialización de equipos denominados Poseidon Wave; estos equipos están constituidos por plataformas marinas dotadas de molinos eólicos. Wave Dragon: en el año 2011 recibió financiamiento del EUDP para desarrollar prototipos de 1,5 MW en el Centro de Ensayos DanWEC en Hanstholm. Leacon: desde la primavera del año 2011 se halla trabajando en el prototipo 1:10 que se pondrá en funcionamiento en Nissum Bredning. Crestwing: en octubre del año 2011 y por un término de 6 meses se pondrá a prueba su modelo en escala 1:2 en el mar abierto de Frederikshavn. Weptos: corresponde a un nuevo enfoque del sistema denominado “patos de mar” donde se integra dos series, cada uno dispone de un eje propio; este sistema está siendo probado en las nuevas instalaciones que la Universidad de Cantabria de España dispone en Centro de la Costa y en Cuenca Oceánica (CCOB) Wave Star: un equipo de esta empresa ha estado operando desde un muelle por más de 2 años suministrando energía para la red eléctrica.

Suecia Autor: Maja Wänström. Agencia de Energía Sueca

El gobierno de Suecia con un presupuesto de € 85 millones ha puesto en marcha la construcción de una planta piloto para ensayar equipos para la captación de la energía undimotriz. Entre los proyectos relacionados cabe mencionar: Seabased AB & AB Fortum; el proyecto corresponde a una granja undimotriz de 10 MW; su costo de € 28 millones donde el gobierno sueco dispuso una subsidio de € 15 millones para su realización. Ocean Harvesting Technology AB: un prototipo en escala 1:4 para la captación de la energía undimotriz está siendo desarrollado en forma conjunta con Fred Olsen. Ministro AB: recibió un subsidio de € 0,4 millones del Carbon Trust para realizar los ensayos de su prototipo de corriente marina en Strangford Lough. Reino Unido. Este proyecto es considerado por el Carbon Trust como ejemplo de equipos de la tercera generación de conceptos tecnológicos para la captación de la energía de la marea.

Noruega Autor: Harald Rikheim.

A partir de su promoción y financiamiento en los últimos años se produjo un significativo aumento en I+D en el aprovechamiento de las energías renovables. Una de las más beneficiadas fueron las energías oceánicas; se ha hecho hincapié

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Stalkraft en el desarrollo de la energía undimotriz y la energía de las mareas. Sea Horse Power. LLC: en el Centro Ambiental de Runde se está ensayando un novedoso prototipo para el aprovechamiento de la energía undimotriz. Fred Olsen Bolt: desde el año 2009 está en funcionamiento un dispositivo para el aprovechamiento de la energía undimotriz denominado BOLT 2, su potencia nominal es de 225 kW y tiene un diámetro de 16 m. Actualmente se encuentra en construcción un equipo que será puesto a prueba en el Fabtest; en este sitio se realizan los ensayos del Reino Unido y es operado por la Universidad de Exeter. Langlee Wave Power: un modelo donde se ha mejorado el sistema de amarre tiene asegurado 700.000 libras esterlinas que serán financiadas por Farma Invest AB. Un nuevo dispositivo para la captación de la energía undimotriz es del tipo OWC y se encuentra en fase de desarrollo, el diseño está basado en el concepto de Kvaerner de la década de 1980. Hammerfest Strom. UK: esta firma de origen noruego se encuentra ensayando una unidad de corriente de marea en una etapa pre comercial, el modelo HS 1000 de 1 MW está ubicado en el Centro Marino Europeo (EMEC), los fondos para su construcción y ensayos provienen del Carbon Trust. Hydra Tidal: su dispositivo está siendo modificado después de un período de ensayos en el Seabased del Centro Ambiental de Runde en las Islas Lofoten.

Irlanda Autor: Heoin Sweeney. Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI)

Como base de una política nacional para acelerar el avance de la tecnología para la captación de los recursos energéticos marinos se estableció como objetivo de este país tener para el año 2020 una capacidad instalada de 500 MW de energía oceánica. Un informe elaborado por la Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) fue publicado en junio de 2011; allí se detalla “la evaluación de los puertos irlandeses y los requisitos para el desarrollo de la industria de las energías renovables marinas”; este es un ejemplo para comenzar a trabajar en la cadena logística industrial de Irlanda y optimizar el beneficio económico de la utilización de los recursos energéticos marinos. Se ha lnlclado con el establecimiento de la distribución de los recursos energéticos marinos en torno a las costas irlandesas; esto permitirá determinar el puerto más adecuado para el desarrollo de poblaciones costeras. El Departamento de Comunicaciones, Energía y Recursos Naturales con el aporte de la Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) y en paralelo con el desarrollo realizado por ente de Evaluación Estratégica Ambiental (EAE) han preparado un proyecto de un Plan de Desarrollo de Energía Renovable Off shore (OREDP), allí se describe el contexto político para la captación de energías tales como eólica marina, ondas, mareas en aguas irlandesas para el año 2020; a raíz de las consultas públicas realizadas se esta elaborando un informe que se publicará en breve. Además el Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) ha coordinado un estudio sobre la viabilidad y el análisis del costo-beneficio para exportar energía eléctrica de fuentes renovables (RES-E) esto se propone a partir de los mecanismos de cooperación previstos en la Directiva 2009/28/CE. Un informe anterior a este denominado “Estudio de la red marina. Análisis de la

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arquitectura apropiada ”fue preparado por Eir Grid en agosto de este año. La Asociación de la Industria Marina Renovable (MRIA) en representación de los principales interesados de Irlanda estableció un sector de Energías Marinas que abarca el aprovechamiento de ondas y mareas; esta asociación incluye a las siguientes empresas relacionadas con el desarrollo del aprovechamiento de las energías marinas: Wavebob, Ocean Energy, Open Hydro y Aquamarine además incluye a los servicios públicos, logística, consultores, desarrolladores de sitios web, empresas de I + D, y a los investigadores académicos. West Wave; un consorcio liderado por ESB International Limited ha logrado el apoyo de la UE NER en la categoría de Energía de las Ondas; este consorcio está integrado por cuatro de las principales empresas desarrolladoras de tecnologías para el aprovechamiento de las energías renovables: Aquamarine, Pelamis Wave Power, Ocean Energy y Wavebob; este consorcio tiene como objetivo para el año 2015 el desarrollo de un proyecto de energía de ondas de 5 MW en la costa oeste de Irlanda.

Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) E.5.3 Modelos de Prototipos A continuación se muestran los diferentes artefactos descritos en Capitulo de Evaluación de

Alternativas con Energías Marinas, ahondando principalmente en su modo de funcionamiento.

Tabla E.5.4 - Artefactos y Dispositivos para Utilización de Energías Marinas

N° Tipos de artefactos o turbinas/

Descripción Imagen

1

Turbina de eje horizontal Estas turbinas extraen energía a partir del movimiento del agua de una forma muy similar a las turbinas que extraen energía a partir del movimiento del viento. La corriente de mareas produce que se muevan las aspas, y hace que los rotores giren alrededor de un eje horizontal y se genere energía. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración.

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Descripción Imagen

2

Turbina de eje vertical Estas turbinas extraen energía a partir del movimiento del agua en una forma muy similar a la antes descrita, con la diferencia de la turbina está montada sobre un eje vertical. La corriente de marea produce que se muevan las aspas, y hace que los rotores se muevan alrededor del eje vertical y generen energía. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración.

3

Perfil hidrodinámico (Hydrofoil) oscilante Un aerodeslizador (hidrofoil) se encuentra unido a un brazo oscilante que se mueve en sentido vertical. La corriente de mareas fluye a cada lado del hidrofoil lo que produce un movimiento de ascenso y descenso del mismo, el cual con el movimiento ascendente y descendente impulsa el fluido hasta un sistema hidráulico donde es convertido en electricidad. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración.

4

Sistema de efecto Venturi Este tipo de dispositivos concentra el flujo de las corrientes de las mareas el cual pasa a través de una turbina. Posee un diseño con cierta forma de embudo, el cual tiene un diámetro levemente mayor que en el rotor y aguas abajo vuelve a ensancharse, lo que produce que se acelere el flujo de la corriente debido principalmente a la diferencia de presión que se genera. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración.

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Descripción Imagen

5

Tornillo de arquímides Este dispositivo posee una forma similar a la de un tornillo, con una configuración helicoidal, la cual produce un movimiento de giro en torno a un eje que se encuentra anclado en el fondo marino. Este dispositivo obtiene energía de la corriente de mareas en la medida que el agua se mueve hacia arriba mediante el giro en forma de espiral de las turbinas. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración.

6

Tidal kite (cometa de corriente) Un cometa de corrientes está atado al lecho marino y lleva una turbina debajo del ala. La “cometa” se encuentra suspendida en el agua y se mueve dentro de la corriente de marea, describiendo una figura en forma de ocho la cual le permite aprovechar mejor las aceleraciones que pueda experimentar la cometa cuando baje súbitamente, ello permite que la turbina en su interior experimente una mayor rotación y con ello, aumente la velocidad del agua que fluye a través de la turbina. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración.

Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) La clasificación de los distintos métodos que permiten fijar al lecho marino los convertidores

energéticos anteriormente descritos, según el Centro Europeo de Energías Marinas (EMEC) son:

Base fijada por gravedad, Pilotes, Flotantes y Hydrofoils en la base.

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Costos de Inversiones

Se muestran algunas tecnologías que han sido implementadas en diferentes lugares del mundo,

como mareo generadores de eje horizontal y vertical, especificando el costo de inversión de

dichos prototipos.

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Figura E.5.5 – Prototipo Energía Marina

Tipo, nombre comercial y Descripción Imagen Especificaciones técnicas

Costos

Marine Current Turbines (MCT) SeaGen El SeaGen consiste en un pilote el cual se funda en el fondo oceánico enterrando una parte de este. En el pilote se montan unas vigas que salen en voladizo. A cada lado de los extremos de cada una de estas vigas hay una turbina, paralelas entre ellas, con un rotor de dos aspas. Estas vigas pueden deslizarse por el pilote hacia arriba y hacia abajo, en forma conjunta, con la posibilidad de sacar las turbinas sobre la superficie del mar para su mantención. Los generadores y las excitatrices están en carcasas sumergibles, exponiéndose así directamente en contacto con el agua de mar, haciendo su sistema de refrigeración más eficiente.

Diámetro del Rotor: 18m Potencia de Diseño: 2,5 MW con una velocidad de diseño de 3m/s. Velocidad de Conexión: 0,7m/s Fundación: Pilote enterrado en el fondo oceánico. Profundidad del Mar: < 50m vida útil nominal es de 20 años

US$2,9 millones por (MW) instalado. Equipo US$2.500 por (kW) obteniendo economías de escala hasta llega a costos entre US$1.400 y US$1.600 por (kW) Costo de Instalación US$360.000

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Verdant Power La turbina de Verdant Power consiste en una hélice de tres palas, con un diseño patentado de las palas para obtener una gran eficiencia en un amplio rango de velocidades de corriente. Lo que caracteriza esta turbina es que funciona completamente bajo el agua haciéndolas invisibles sobre el agua. El pilote que sostiene la turbina está hecho de manera tal que puede girar la turbina para seguir la dirección de la corriente de marea, hacia el flujo y el reflujo. La caja de engranajes y el generador se encuentran dentro de una carcasa a prueba de aguas, encontrándose estos elementos sobre el pilote. El pilote se atornilla a la fundación, la que está enterrada en el fondo del mar. Las turbinas Verdant se diseñan a escala según el sitio donde se desean montar, optimizando los costos. Actualmente en East River, Nueva York, EEUU, hay turbinas Verdant instaladas Estas turbinas son de 5 metros de diámetro, diseñadas para producir 35,9 (kW).

Diámetro del Rotor: 5 m Potencia de Diseño: 35,9 kW con una velocidad de diseño de 2,2 m/s, pero modificable, según el proyecto. Velocidad de Conexión: 0,7 m/s Profundidad del Mar: > 9 m, tienen una vida útil indefinida.

US$2.500 por (kW) instalado

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Open Hydro La turbina Open Hydro es muy simple. Consiste en un rotor móvil con centro abierto, y con un anillo en el borde que va fija. En este anillo se encuentra el estator y el generador. Esta turbina no requiere caja de engranajes, utilizando un generador encapsulado en el borde de la turbina como un anillo fijo, entonces la única pieza que se mueve es el rotor. No tiene sellos. Funciona para flujos en ambas direcciones. Esta turbina ha sido exitosamente probada a una escala 1:5 en EE.UU. y actualmente está siendo probada en el Centro Europeo de Energía Marina (EMEC por sus siglas en inglés) con una turbina de 6 metros de diámetro. En EMEC se probó con fundaciones de dos pilotes enterrados en el fondo marino con el fin de poder sacarla fácilmente para su análisis, pero la idea de la empresa desarrolladora es que estas tengan fundaciones gravitacionales y que no sobresalga absolutamente nada del mar.

Diámetro del Rotor: son dos turbinas idénticas de 15 m de diámetro cada una, con un área de barrido del rotor de 313.8 m2 (se debe descontar el centro abierto), pero se pueden encontrar a distintas escalas. Potencia de Diseño: 1520 kW con una velocidad de diseño de 2,57 m/s. Velocidad de Conexión: 0,7 m/s

No hay valores de costos disponibles.

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Lunar Energy La turbina de Lunar Energy, conocida como Rotech Tidal Turbine (RTT) consiste en una turbina de eje horizontal ubicada dentro de un tubo simétrico. El tubo tiene forma de un tubo venturi, provocando una aceleración del flujo en ese lugar, y ordenando la dirección del flujo, aumentando así la eficiencia de la turbina. Tiene palas regulables, y una caja de engranajes mecánica. La turbina es removible sin la necesidad de sacar el tubo de venturi. El prototipo está diseñado para producir 1 MW mientras el modelo comercial (RTT 2000) está diseñado para 2 MW con 3,1 m/s de velocidad de corriente. La empresa prevé que habrán 3 o más modelos disponibles para poder tener opciones que se adapten mejor a condiciones de distintos proyectos.

Diámetro del Tubo: 25 m Diámetro del Buje: 3,9 m Largo de las Palas: 7,8 m Potencia de Diseño: 2 MW con una velocidad de diseño de 3,1 m/s. Velocidad de Conexión: 1 m/s.

US$1. 360 a US $1.700 por (kW) instalado, costo que se espera que baje debido a que están en una etapa temprana de desarrollo de la tecnología.

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SMD Hydrovision El sistema de generación de SMD Hydrovysion, conocido como TidEl consiste en dos turbinas de eje horizontal unidas entre ellas, de 500 kW cada una. Estas turbinas están flotando, amarradas con cadenas al fondo del mar, y cambian de posición con los cambios de dirección y sentido de las corrientes. Debido a su sistema de fundaciones, estas turbinas se pueden instalar en aguas profundas sin un aumento significativo de costos. Las palas son fijas y de 8 m de largo.

Diámetro del Rotor: 18,5 m Potencia de Diseño: 1 MW con una velocidad de diseño de 2,3 m/s. Velocidad de Conexión: 0,7 m/s Conexión a la transmisión: Es opcional. La salida es en 3 fases a 50 o 60 Hz según los requerimientos del país, y puede salir a 11 kV.

US $2840 por (kW).

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Tipo, nombre comercial y Descripción

Imagen Especificaciones técnicas Costos

GCK La turbina de GCK es la Turbina Helicoidal Gorlov (GHT por sus siglas en inglés). Esta turbina es de eje vertical, de flujo cruzado y tiene palas con forma de ala de avión. Debido su forma simétrica, esta turbina gira siempre en el mismo sentido, independientemente del sentido y dirección de la corriente. La turbina GHT puede ser instalada en zonas muy poco profundas, tanto como 3 metros de profundidad, y además permite que se instalen varias en un mismo lugar, tanto una al lado de la otra como un delante de la otra, teniendo así la capacidad de ampliar la planta sin grandes modificaciones al proyecto.

Diámetro del Rotor: 1 m Altura del Rotor: 2,5 m Potencia de Diseño: 1,5 kW con una velocidad de 1,5 m/s y de 180 kW con una velocidad de 7,72 m/s. No hay más detalles al respecto, por lo que se aceptará que la turbina está diseñada para una velocidad de 7,72 m/s con una potencia de 180 kW. Velocidad de Conexión: 0,5 m/s. Por temas de eficiencia no se recomiendan para velocidades menores a 1,5 m/s.

US $6.000


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E.6 Biomasa

E.6.1 Precios y mercado de calderas y pellets

En lo que respecta al mercado local de pellets aún no existe una empresa destinada a la venta de

este producto, sin embargo la empresa Maderas San Vicente, se encuentra en una etapa inicial de

estudios de producción para abastecer y comercializar el mercado regional. A continuación se

muestran algunos precios de pellets que se pueden encontrar en el mercado nacional.

Figura E.6.1 – Pallet de pellets de la empresa Amesti

Fuente: Amesti.

Desde la página web www.amesti.cl ofrecen sacos de pellets de 15 kg cada uno pero con una

venta mínima de 45 sacos. Su costo del pallet con los sacos de pellets es de $ 157.500, por lo tanto

cada saco cuesta $ 3.500, por ende cada kilogramo de pellets cuesta $233,3.

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Figura E.6.2 – Pellets de la empresa PelletFuel

Fuente: Pellet fuel

Desde la página web de la empresa www.pelletfuel.cl ofrecen sacos de pellets de madera

Premium de 20 kg cada uno, con un costo de $4.700, por ende cada kilogramo de pellets cuesta

$235, similar a la empresa AMESTI. Estos sacos de pellets también los venden paletizados en 72

bolsas de 20 kg cada una.

A comparación de las otras empresas Pelletfuel nos entrega mayor detalle de su producto.

Características Técnicas

Energía Entregada: 19.31 MJ/kg PCS / 4285 kcal/kg PCI

Humedad: 6.3%

Cenizas: 0.16%

Diámetro: 6 y 8 mm

Largo Entre: 10 y 30 mm

Materia Prima: 100% Pino Radiata, libre de contaminantes, químicos y corteza

Formato de entrega:

Paletizados en 72 bolsas x 20 kg.

Recomendaciones de Almacenamiento:

Almacenar bajo techo sobre Pallet.

Producto Higroscópico, evitar contacto con el agua y ambientes muy húmedos.

Inflamabilidad:

Producto Estable

Su punto de inflamabilidad es de 230 °C

El producto se quema con el aporte de Aire Forzado.

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Emisiones:

CO: Desde 15 a 50 ppm

Particulado: Desde 22 a 58 mg/m³n

En cuanto a las calderas y estufas a pellets, existen gran variedad en el mercado, dependiendo del

requerimiento de cada cliente. Por ejemplo:

Figura E.6.3 – Estufa a pellet marca Vulcania

Fuente: www.pelletfuel.cl

Esta estufa tiene un costo de $1.250.000. Está hecha de fierro fundido, tiene un depósito de 15 kg,

una potencia de 15 kW, un consumo de 0,8 a 2 kg/hr, una autonomía de 8 a 25 horas y un

rendimiento del 90%.

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Figura E.6.4 – Caldera de 12 kW marca Edilkamin

Fuente: www.pelletfuel.cl

Esta caldera tiene un costo de $2.785.000. Está hecha de fierro fundido, tiene una potencia de

12 kW, un consumo de 0,9 a 2,75 kg/hr, una autonomía de 19 a 58 horas, un rendimiento del 93%,

una cantidad de agua de 17 litros y un peso de 195 kg.

Por otro lado también están las calderas a leña. A modo de ejemplo se presenta una caldera que

vende la empresa www.anwo.cl marca ATMOS. Esta tiene un costo de US$ 15.612,48 de una

capacidad de 86.000 Kcal/hr.

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Figura E.6.5 – Caldera a leña de 100 kW de marca ATMOS

Fuente: www.anwo.cl

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E.7 Recurso Hidrógeno

E.7.1 Evaluación de Instalaciones para producción de Hidrógeno

ANEXO F



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Contenido

ANEXO F: EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ................................. 3

F.1 MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................... 3

F.1.1 Indicadores de rentabilidad de inversiones, evaluación privada y social de proyectos ............... 3

F.1.2 Metodología de preparación y evaluación de proyectos de reemplazo de equipos ..................... 9

F.1.3 Evaluación de Proyectos: caso ERNC híbrido solar-eólico ....................................................... 14

F.2 DISEÑO METODOLÓGICO .............................................................................................................. 35

F.2.1 Preparación de Proyectos ........................................................................................................... 36

F.2.2 Evaluación del Proyecto .............................................................................................................. 38

F.2.3 Estudio de Factibilidad Económica. .......................................................................................... 47

F.2.4 Evaluación económica privada. ................................................................................................ 50

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ANEXO F: Evaluación Económica de los Recursos Energéticos Renovables

F.1 Marco Teórico

F.1.1 Indicadores de rentabilidad de inversiones, evaluación privada y social de proyectos

Evaluación e indicadores de rentabilidad de inversiones

La evaluación de proyectos, o evaluación de inversiones, o análisis costo - beneficio, consiste

en comparar los costos (de inversión y operación) del proyecto con los beneficios que este

genera, con el objeto de decidir sobre la conveniencia de su realización. Para poder llegar a

comparar los costos con los beneficios, previamente es necesario identificarlos, medirlos y

valorarlos.

La identificación de costos y beneficios, consiste en determinar, en forma cualitativa, los

impactos positivos y negativos que genera el proyecto. Por ejemplo: la construcción de una

central hidroeléctrica permitirá entre otras cosas: disminuir las tarifas, aumentar la potencia

instalada y mejorar la oferta de energía (beneficios), por el lado de los costos, identificamos

entre otros: las obras civiles, movimientos de tierras, equipos, uso de recursos humanos

altamente capacitados y la migración de algunas aves cuyo hábitat se localiza precisamente

en el entorno del río que será utilizado para el embalse.

La medición de beneficios y costos se refiere a su cuantificación en unidades físicas,

siguiendo con el ejemplo anterior: cuantos kilowatt-hora podrán ser generados, cuantas

toneladas de materiales se necesitarán, cuantas máquinas, cuantos profesionales según

especialidad deberán participar en el proyecto, y por último, cuántas aves deberán migrar.

La valoración de beneficios y costos, consiste en transformar las unidades físicas en

indicadores económicos, mediante los precios de los bienes producidos y los recursos

utilizados, este último paso del proceso es el que presenta dificultades en algunos casos.

Siguiendo con el ejemplo anterior, la mayoría de los costos y beneficios identificados y

medidos en la central hidroeléctrica son valorables, sin embargo, ¿qué costo tiene la

migración de las aves?.

Adicionalmente, existen costos y beneficios que pueden ser identificados pero difícilmente

pueden ser medidos (ex ante) en unidades físicas, por ejemplo, ¿cuánto mejorará el

aprendizaje de los alumnos beneficiados por un proyecto de informática educativa?, podemos

estimar cuántos alumnos se beneficiarán, pero resulta complejo predecir cuánto aumentará la

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calidad de su proceso educativo.

Una vez que hemos logrado completar este proceso de identificar-medir-valorar, suponiendo

que los principales beneficios y costos pudieron ser valorados, debemos pensar en cómo

compararlos.

Esta comparación de costos y beneficios en distintos instantes del tiempo finalmente se

traduce en indicadores de rentabilidad, el más común de estos indicadores es el VAN (Valor

Actual Neto, también conocido como Valor Presente Neto ó VPN). En este trabajo

usaremos indistintamente las dos denominaciones anteriores (VPN o VAN).

Evaluación privada y evaluación social de proyectos

Cuando la evaluación de un proyecto se hace desde el punto de vista de un inversionista en

particular, se estará haciendo una evaluación privada del proyecto, en el sentido de que los

costos y beneficios que se deben identificar, medir y valorar son aquéllos que resulten

relevantes desde el punto de vista del inversionista privado. Cuando la identificación,

medición y valoración se hace desde el punto de vista de todos los agentes económicos que

conforman la comunidad nacional, se estará efectuando una evaluación social del proyecto.

Un ejemplo que ayuda a clarificar la distinción entre evaluación privada y social es el

tratamiento del impuesto a las utilidades. Estos serán considerados como costos para el

privado, ¿serán beneficios desde el punto de vista social?, la respuesta es no, ya que desde

el punto de vista social debemos identificar, medir y valorar los beneficios y costos desde el

punto de vista de todos los agentes económicos. Por lo tanto, si bien el impuesto es un

beneficio desde el punto de vista del fisco, es un costo desde el punto de vista privado, y por

lo tanto, al evaluar para el conjunto de los agentes económicos el impuesto se anula, es

riqueza que sale de un bolsillo para entrar en otro, y no constituye generación de riqueza.

Desde el punto de vista social el impuesto no es ni un costo ni un beneficio, es simplemente

una transferencia, lo mismo ocurre con los préstamos bancarios.1

Es así como en la evaluación social, tradicionalmente consideramos como beneficios

solamente la mayor riqueza para el país asociada a la mayor disponibilidad de bienes y

servicios que se generan con los proyectos (crecimiento económico), y como costos

solamente los sacrificios de recursos que el país debe realizar para lograr esos beneficios.

1 En rigor, esto no es exactamente así. Más adelante cuando analicemos los enfoques de eficiencia y

distributivo veremos que la anulación de impuestos del ejemplo sólo es válida bajo el enfoque de eficiencia, si analizamos con el enfoque distributivo que pondera en distinta medida a cada agente, se puede tener que una transferencia entre agentes arroje un resultado neto distinto de cero.

5 UMAG

¿En qué casos se debe hacer la evaluación social de un proyecto? Se hace cuando el agente

económico dueño del proyecto es el conjunto de la sociedad, que se supone representada

por las autoridades de Gobierno y sus organismos centrales y descentralizados que ejecutan

proyectos.

Los beneficios y costos por períodos para un proyecto, son el resultado del proceso de

identificación, medición y valoración de beneficios y costos que se determinan en el caso de

la evaluación privada a partir del concepto de “Flujo de Caja”. Este concepto nos permite

precisar con un poco más de detalle en qué consisten las diferencias entre las ya

mencionadas “evaluación social” y “evaluación privada”.

Ya mencionamos que una primera gran diferencia entre evaluación privada y evaluación

social, está dada por el hecho de que los ítems a considerar como costos y beneficios no son

los mismos. Comencemos a aproximarnos a la evaluación social a partir de la otra cara de la

moneda: la evaluación privada.

Puede tener que una transferencia entre agentes arroje un resultado neto distinto de cero.

Presentamos una versión muy simplificada del Flujo de Caja típico de un Proyecto Privado.2

Ventas v

- Costos c

- Depreciación d

- Intereses r

= Utilidad T

= Utilidad después de impuestos

+ Depreciación d

- Amortización a

+ Préstamos p

- Inversión L

+ Valor residual vr

= Flujo de caja F

Todo lo anterior es “visto” desde la óptica del agente económico privado dueño del proyecto

que genera los costos y beneficios presentados en el esquema anterior. En este mismo flujo

podemos identificar a otros agentes económicos que son afectados de alguna forma por el

proyecto, así tenemos que:

2 No hemos incluido las cuentas de pérdidas y ganancias de capital, pérdidas de ejercicios anteriores (antes

de impuestos), tampoco hemos considerado el hecho de que algunos costos y beneficios relevantes desde un punto de vista económico, no están incluidos en la información contable con la que se construye el flujo de caja y por lo tanto deben ser agregados al mismo.

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T es percibido por el fisco.

p, a, y r son percibidos por un financista, por ejemplo un banco.

F es percibido por el empresario dueño del proyecto.

Es decir, el empresario dueño del proyecto no es el único que tiene algo en juego con

el proyecto, este afecta además a otros agentes económicos. Si construimos el flujo de caja

para cada uno de los agentes identificados, obtenemos:

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜 = 𝑣 − 𝑐 − 𝑟 − 𝑡 − 𝑎 + 𝑝 − 𝑙 + 𝑣𝑟

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐹𝑖𝑠𝑐𝑜 = 𝑡

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑖𝑠𝑡𝑎 = 𝑎 + 𝑟 − 𝑝

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 Social = 𝑣 − 𝑐 − 𝑟 − 𝑙 + 𝑣𝑟

Este último lo obtenemos de la suma directa de los flujos de todos los agentes que participan

en el proyecto. Varias partidas (t,a,r,p) se anularon al hacer la suma, es decir, no

consideramos las transferencias de riqueza entre agentes y sólo consideramos el aporte del

proyecto a la disponibilidad de bienes y servicios y el consumo de recursos necesario

para obtener dichos resultados. En este flujo agregado, v, c, I, y vr reflejan transacciones a

precios de mercado.

Hemos puesto deliberadamente entre comillas la palabra Social, porque hasta aquí sólo

hemos agregado dos agentes económicos más al flujo del empresario. Para considerar el

punto de vista de todos los involucrados, deberíamos incorporar además a los consumidores

quienes comprarán el producto de este proyecto (generando para el empresario los ingresos

por venta) y los proveedores de insumos necesarios tanto para la inversión como para la

operación del proyecto, estos efectos serán analizados en el Capítulo III, donde se

introducirán los conceptos de excedente del consumidor y excedente del productor.

En el ejemplo anterior del flujo de caja vemos ilustrada la primera dimensión en la que la

evaluación social difiere de la privada, una pretende incorporar los puntos de vista de todos

los afectados por el proyecto, la otra sólo pretende medir el impacto para el empresario:

a) Diferencia: distintos ítems en el flujo de caja de la evaluación social con respecto a la evaluación privada.

Esta diferencia se refuerza si introducimos dos conceptos adicionales: efectos indirectos y

externalidades. Los beneficios y costos indirectos, son aquéllos inducidos por un proyecto que

afecta directamente al mercado del bien “x”, pero que además afecta a mercados relacionados

con el bien “x”, por ejemplo a mercados de productos que son sustitutos o complementarios

de dicho bien. Las externalidades son costos o beneficios generados por el proyecto en otros

7 UMAG

mercados que no están relacionados con el mercado en al cual interviene el proyecto, por

ejemplo, los desechos evacuados al río durante la construcción de un puente (mercado del

transporte) afectan la captura de una comunidad de pescadores.

b) Diferencia: en la evaluación privada v, c, I, vr están valorados a precios de mercado, en la evaluación social se valora a "precios sociales", estos últimos serán analizados en detalle en el Capítulo IV pero ya adelantaremos algo:

Existen factores que distorsionan los precios de mercado de bienes e insumos con respecto al

costo de oportunidad social, podemos mencionar entre otros:

- Distorsiones del mercado: impuestos, subsidios, etc.

- Mercados imperfectos: monopolios, oligopolios, etc.

- Externalidades.

- Riesgos e Incertidumbre.

- Objetivos Múltiples.

Se puede ver que cada uno de los factores anteriores, son alejamientos con respecto al

modelo teórico de mercado perfectamente competitivo, el que supone que la oferta y la

demanda están atomizadas (con lo que no habría monopolios ni monopsonios), la

información sería perfecta (no habría riesgo), los individuos maximizan utilidades, etc.

Luego de esta aproximación a la evaluación social (por contraste con la evaluación privada),

y luego de resaltar las dos principales diferencias que acabamos de comentar, podemos ya

entregar una definición de lo que entenderemos por evaluación social.

Evaluación Social es el proceso de identificación, medición, y valorización de los beneficios y

costos de un proyecto, desde el punto de vista del Bienestar Social (desde el punto de

vista de todo el país).

Considerando la reducción del tamaño del estado, nos podríamos hacer la siguiente

pregunta:

¿Es relevante el porcentaje de inversión que hace el sector público respecto a la inversión

privada? (y por ende ¿es relevante la evaluación social?).

La respuesta en la mayoría de los casos es sí. Los proyectos de inversión del sector público

continúan siendo una significativa proporción de la inversión total, aún después

de las privatizaciones. Adicionalmente, existe un creciente consenso en la necesidad de

hacer Evaluación Social de los proyectos concesionados.

8 UMAG

En síntesis:

1- La evaluación social o socio económico de proyectos consiste en comparar los beneficios

con los costos que dichos proyectos implican para la sociedad, de manera de determinar

su verdadera contribución de ellos al incremento de la riqueza del país.

Es así como un proyecto de inversión será socialmente rentable en la medida que el

bienestar económico alcanzado con el proyecto sea mayor al bienestar que el país como

un todo habría alcanzado sin el proyecto. Es decir cuando el VPN social sea positivo.

2- Tanto la evaluación social como la privada usan criterios similares para estudiar la

viabilidad de un proyecto, aunque difieren en la identificación de los ítems a contabilizar

como costos y beneficios, y en la valoración de las variables determinantes que se les

asocian. La evaluación privada trabaja con precios de mercado, mientras que la

evaluación social lo hace con precios sombra o sociales. Estos últimos, con el objeto

de medir el efecto de implementar un proyecto sobre la economía en su conjunto,

deben considerar la existencia distorsiones (impuestos, subsidios, monopolios, etc.), los

efectos indirectos y externalidades que genera el proyecto sobre el bienestar de la

sociedad.

La apretada e incompleta síntesis anterior, nos muestra la tremenda importancia de la

evaluación social y del cálculo de los precios sociales: en efecto, éstos nos permiten

realizar evaluaciones sociales y calcular rentabilidades sociales, que entregan la información

necesaria para tomar decisiones dentro de una gama de alternativas en cada sector: ¿Se

debe o no ejecutar el proyecto?, ¿Debe ejecutarlo el Estado o los privados?, ¿Se debe o no

subsidiar?, etc.

A modo de ejemplo del impacto de la evaluación social en la toma de decisiones,

consideremos el siguiente cuadro sobre proyectos de telefonía del Fondo de Desarrollo de las

Telecomunicaciones en Chile (1998). Estos proyectos son ejecutados por empresas privadas,

para quienes en general resultan no rentables, debiendo por lo tanto ser subsidiados por el

Estado.

9 UMAG

Tabla F.1.1 – Proyectos urbanos de telefonía con resultados positivos y negativos

Nombre Nº

Poblaciones

Inversión (pesos de

1998)

VAN social (de pesos de

1998)

VAN privado

Pozo al Monte 1 110.167 2.393.214 Negativo

Arica 1 440.668 36.401.243 Positivo

Iquique 16 6.389.683 496.191.020 Positivo

Pical 4 1.211.836 78.876.655 Positivo

TOTAL 22 8.162.354 Fuente: Proposición de Programa de Proyectos Subsidiables 1998, Fondo de Desarrollo de las

Telecomunicaciones, Subtel. Chile.

Podemos apreciar, que si las decisiones se hubiesen tomado en base sólo a la evaluación

privada, tomando directamente los precios de mercado para calcular las rentabilidades

(VAN), sólo se habrían realizado 3 proyectos (VAN privado positivo), mientras que desde el

punto de vista de la evaluación social se tenían 4 proyectos rentables (VAN social positivo),

en este caso la toma de decisión correcta en base a las evaluaciones fue subsidiar 1 de los 4

proyectos socialmente rentables (el de Pozo Almonte).

F.1.2 Metodología de preparación y evaluación de proyectos de reemplazo de equipos

La presente metodología tiene como objetivo entregar los elementos necesarios para tomar la

decisión de adquirir equipos nuevos o para reemplazar equipos usados, ya sea porque estos últimos

están presentando fallas en su operación o aún no presenten fallas significativas.

La metodología también facilita la labor de selección de alternativas de equipos nuevos que ofrece

el mercado.

Para el caso de adquisición de equipos por primera vez, se calculan indicadores para evaluar la

conveniencia de automatizar labores que actualmente se desarrollen en forma manual, es decir, la

conveniencia de la sustitución del factor mano de obra por el factor capital.

10 UMAG

Tipologías de Proyectos

Se pueden definir tres tipologías de proyectos:

Proyectos de Reposición: implica la renovación total o parcial de un equipo ya existente, sin

cambios de la capacidad y calidad de los servicios de dicho equipo, o con cambios que

signifiquen mejorías pequeñas de la capacidad y calidad del servicio.

Proyectos de Equipamiento: consiste en la adquisición y/o instalación de nuevos equipos para

algún servicio o proceso existente, estos equipos no reemplazan a ningún otro, ya que

se adquieren para labores o tareas a ser dotadas de equipamiento por primera vez.

Proyectos de Ampliación: consiste en el aumento de la capacidad del servicio por medio de la

adquisición de equipamiento adicional o por medio del cambio tecnológico.

Teoría sobre la cual se basa la metodología.

Identificación de beneficios y costos

Los beneficios de estos proyectos provienen de dos fuentes. En primer lugar, el nuevo equipo

puede entregar una mayor cantidad de bienes y servicios producidos, mejor calidad, continuidad

en la entrega, seguridad en términos de programación de producción, etc. Por otra parte, la

adquisición de nuevo equipamiento genera un ahorro de costos, ya que lo normal es que los

equipos nuevos tengan menores costos de operación, mantención y menores costos por falla del

equipo.

Los costos corresponden principalmente a los ítems de adquisición del equipo (inversión) y sus

costos de operación y mantención. Dentro de los costos de inversión deben considerarse tanto el

costo de adquisición del equipo, como también los costos en que se debe incurrir para dejar el

equipo en condiciones de funcionar, tales como: inversiones adicionales en infraestructura,

instalaciones eléctricas y otros.

Se denomina costos de operación a los que se requieren para que el equipo funcione y produzca o

entregue los bienes y servicios previstos, como insumos y materiales, remuneraciones del personal y

gastos generales (agua, energía, etc.). Los costos de mantención son aquellos en que se debe

incurrir periódicamente a efectos de mantener el equipo en buen estado de funcionamiento.

11 UMAG

Para la evaluación del proyecto, se deben estimar los costos y beneficios adicionales que el nuevo

equipo implica, con respecto a la situación actual o situación base. La diferencia entre los costos y

beneficios que se generan bajo la alternativa de adquirir un nuevo equipo, y los que se generarían si

se continúa con la situación base, permitirá determinar la conveniencia o no de adquirir un nuevo

equipo.

Para los proyectos de equipamiento, la situación base es la realizar una tarea o labor sin equipos, es

decir en forma manual, o bien subcontratando parte de las operaciones a terceros (“outsourcing”).

En el primer caso se habla de sustitución de trabajo por capital y el segundo caso se conoce como

el problema de “hágalo o cómprelo”. Cuando la adquisición del equipo no involucre aumento de

capacidad con respecto a la situación base, la naturaleza de los beneficios será similar al caso de

proyectos de reposición, se tienen en este caso beneficios por ahorro de costos con respecto a la

situación base (principalmente, costos de mano de obra o costos de subcontratación), y el

equipamiento resultará conveniente cuando los costos totales de los equipos sean menores que los

costos de la situación base.

Para proyectos de ampliación y proyectos de equipamiento que involucren aumento de capacidad,

se tendrán, además de los beneficios por ahorro de costos que se presentaban en los casos

anteriores, beneficios por el aumento de la capacidad y/o calidad del servicio, estos beneficios se

estimarán por medio de la diferencia en los ingresos por venta comparando las situación base

versus la situación con proyecto de adquisición. Los mayores ingresos por venta se producen debido

al aumento de capacidad que se genera en la situación con proyecto, por lo tanto hay un mayor

volumen de ventas; sin embargo, también podrían obtenerse mayores ingresos por ventas producto

de un mayor precio del bien o servicio, debido a una mejora en la calidad de éstos.

Indicadores de rentabilidad

El criterio de decisión más general aplicable los proyectos de adquisición de equipamiento es el

Valor Actual Neto (VAN). De acuerdo a este indicador, un proyecto cualquiera es conveniente si su

VAN es positivo y la alternativa más conveniente entre reemplazar o no reemplazar será aquella que

tenga mayor VAN.

El VAN permite sumar costos y beneficios que se producen en distintos períodos de tiempo, los

cuales no pueden ser sumados directamente debido a que el valor del dinero varía en el tiempo, es

decir, no tiene el mismo valor dinero de hoy que dinero futuro. Para corregir esto, el VAN

"actualiza" los flujos futuros de costos y beneficios mediante una tasa de descuento,

transformándolos en flujos expresados en dinero de hoy, para luego sumarlos sobre una base

común.

12 UMAG

La tasa de descuento o costo del capital corresponde a la rentabilidad de la mejor alternativa de

inversión de la empresa o el inversionista que evalúa el proyecto. A modo de ejemplo, si la mejor

alternativa de inversión para la empresa o el inversionista es comprar bonos del Banco Central que

ofrecen una cierta tasa de interés, entonces esa tasa de interés será el costo del capital y la tasa de

descuento relevante para calcular el VAN.

El VAN puede determinarse con la siguiente expresión:

VAC = ∑𝐵𝑖 − 𝐶𝑖

(1 + 𝑟)𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=0

Donde “r” es la tasa de descuento, "n" es el horizonte de evaluación del proyecto (número de

períodos de tiempo a considerar en el análisis) y Bi y Ci son los beneficios y costos del período "i".

Cuando se comparan alternativas de proyectos que tienen iguales beneficios y que por lo tanto se

diferenciarán solamente por los costos, puede usarse el Valor Actual de Costos (VAC), indicador que

sirve para seleccionar la alternativa de mínimo costo, es decir, la que consume menos recursos. El

VAC se calcula mediante la siguiente expresión matemática:

VAC = ∑𝐶𝑖

(1 + 𝑟)𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=0

Cuando se están evaluando alternativas de equipos de distinta vida útil, se utilizan los indicadores

Valor Anual Equivalente (VAE) y el Costo Anual Equivalente (CAE), éste último, cuando las

alternativas producen los mismos beneficios. Estos indicadores calculan un flujo de costos y

beneficios anual constante para todos los períodos de la vida útil, tal que al actualizar dicho flujo al

año cero se obtenga como resultado el VAN y el VAC respectivamente.

El VAE se calcula mediante la siguiente expresión matemática:

VAE = 𝑉𝐴𝑁 × [(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟

(1 + 𝑟)𝑛 − 1]

El término entre paréntesis cuadrado se denomina Factor de Recuperación del Capital.

Esta fórmula “reparte” el VAN en montos iguales, a lo largo de la vida útil del proyecto.

13 UMAG

El CAE se calcula de forma similar, pero en este caso lo que se anualiza es el VAC.

CAE = 𝑉𝐴𝐶 × [(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟

(1 + 𝑟)𝑛 − 1]

Para los proyectos de reemplazo de equipos interesa comparar las alternativas de seguir con el

equipo antiguo versus adquirir uno nuevo, las cuales son alternativas de distinta vida útil, por lo

tanto, se debe usar para comparar el VAE o el CAE, el primero cuando el equipo nuevo proporciona

mayores beneficios que el antiguo (proyectos de equipamiento con aumento de capacidad o

proyectos de ampliación) y el segundo cuando el nuevo equipo proporciona los mismo beneficios

que el antiguo pero a un costo menor (caso de proyectos de reposición o de equipamiento sin

aumento de capacidad).

Horizonte de evaluación y momento óptimo de reemplazo

La vida útil económica de estos proyectos siempre es menor que su vida útil técnica. En términos

generales, la vida útil económica de un equipo finaliza cuando los beneficios que proporciona al

operar un período adicional son menores que los costos que involucra mantenerlo operando un

período más. Ese momento representa el momento óptimo de reemplazo del equipo, es decir, el

momento en que culmina la vida útil económica determina el momento óptimo de reemplazo. Los

beneficios netos adicionales que puede proporcionar un equipo entre la vida útil económica y su

vida útil técnica quedan incorporados a los flujos mediante el valor residual económico.

Para conocer la vida útil económica del equipo nuevo se realiza el siguiente proceso iterativo: en la

fórmula del CAE antes descrita, se deja como variable a determinar el "n", es decir el horizonte o

período de evaluación. Se deberá calcular el CAE para n=1, 2, 3,.....etc. En general, se obtienen

valores cada vez menores para el CAE cuando aumenta "n", hasta que llegado un punto el CAE

comenzará a aumentar. Aquel período para el cual el CAE es mínimo corresponderá al que fija la

vida útil económica del equipo y también el momento óptimo de reemplazo.

Este comportamiento del CAE, decreciente y luego creciente en función del horizonte de evaluación

"n", obedece a que este indicador anualiza dos términos de comportamiento opuesto: por un lado

se tienen los costos totales de operación (la sumatoria de los Cj) que crecen a medida que

transcurre el tiempo, ya que se agregan más términos a la sumatoria, y por otro lado está la

inversión anualizada, que tiende a disminuir ya que es el producto del valor de adquisición en el

año cero (I0) por el Factor de Recuperación del Capital, el cual es decreciente con el tiempo.

La fórmula del CAE antes calculada, queda más claramente especificada al separar como costo del

año cero al valor de adquisición y al restar de los costos el beneficio que significa el valor de

reventa del equipo al final de su vida útil (Valor Residual), de esta manera:

14 UMAG

CAE = (𝐼0 −𝑉𝑅

(1 + 𝑟)𝑛+ ∑

𝐶𝑖

(1 + 𝑟)𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=1

) × [(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟

(1 + 𝑟)𝑛 − 1]

Al conjugar ambos términos se obtiene la curva de CAE decreciente y luego creciente tal como se

presenta en el siguiente gráfico.

F.1.3 Evaluación de Proyectos: caso ERNC híbrido solar-eólico

Una evaluación de proyectos tiene por finalidad medir objetivamente ciertas

magnitudes cuantitativas resultantes del respectivo estudio, las que utilizan herramientas

y operaciones matemáticas que permiten obtener diferentes coeficientes y/o parámetros

de evaluación. Ello no necesariamente pretende desconocer la posibilidad de a medida de

su realización puedan existir distintos criterios de evaluación para un mismo proyecto.

Lo primordial, es plantear conjeturas y premisas certificadas que hayan sido validadas

a través de diversos mecanismos y técnicas de comprobación. Dichas premisas deben

nacer de la realidad en la que él está inserto proyecto y que deberá rendir sus beneficios.

15 UMAG

Figura F.1.1 Sistema alumbrado público híbrido solar-eólico en Guiyang, China.

Fuente: Spark Optoelectronics S&T Co., Ltd. (2012)

La correcta valoración de estos beneficios permitirá definir en forma satisfactoria el

criterio de evaluación que más se adecúe.

Por consiguiente, una clara definición del objetivo que se persigue por medio de la

evaluación constituye un elemento fundamental a tener en cuenta, para la correcta

selección del criterio evaluativo.

El marco de la realidad económica e institucional vigente en un país será lo que defina en

mayor o menor grado el criterio imperante, para la evaluación de un proyecto. Sin

embargo, cualquiera que sea el marco en que el proyecto esté inserto, siempre será

posible medir los costos de las distintas alternativas de asignación de recursos a través

de un criterio económico que permita conocer las ventajas y desventajas cualitativas y

cuantitativas que implica la asignación de recursos escasos a un determinado proyecto de

inversión. (SAPAG, 2007).

Un proyecto es una propuesta de gestión de recursos tanto tangibles (dinero,

infraestructura, equipamiento y otros) como intangibles (conocimientos, relaciones,

talentos), para alcanzar un cambio previamente definido en un contexto específico.

(MIRANDA Y MEDINA, 2008).

Según (MIRANDA Y MEDINA, 2008), los proyectos de forma general, deben responder a

distintas interrogantes para su desarrollo, como es el caso a continuación: ¿Qué se

va a hacer?, ¿Por qué?, ¿Para qué?, ¿Cuánto?, ¿Dónde?, ¿Cómo?, ¿Cuándo?, ¿Con

qué y con quiénes?, ¿Bajo qué condiciones?.

16 UMAG

Existen diversos enfoques metodológicos para la formulación de proyectos, pero

en general, los proyectos tienen elementos básicos comunes, donde su formato varía en

función de las exigencias de las entidades promotoras o financieras.

Evaluación de factibilidad técnica.

Esta etapa, el proyecto tiene por finalidad proporcionar información para cuantificar el

valor total de las inversiones y costos de operación pertinentes a esta área.

Deberán determinarse los requerimientos de equipos del fabricante para la operación

del sistema de alumbrado público, junto con el valor total de la inversión.

La definición del tamaño del proyecto, en función de la capacidad instalada del sistema,

será fundamental para la determinación de las inversiones y costos que se deriven del

estudio técnico. (SAPAG, 2007).

El análisis de estos distintos antecedentes hará posible cuantificar las necesidades de

mano de obra y deducir los costos por concepto de mantenimiento y/o reparaciones.

Las diferencias que cada proyecto presenta respecto a su ingeniería hacen muy

complejo el tratar de generalizar un procedimiento de análisis que sea útil a todos ellos.

Sin embargo es posible desarrollar un sistema de ordenación, clasificación y

presentación de la información económica derivada del estudio técnico. (SAPAG, 2007).

a. Inversiones

Por inversión en equipamiento se entenderán todas las inversiones que permitan la

operación normal creada por el proyecto. Por ejemplo, maquinarias, herramientas,

vehículos, mobiliario y equipos en general.

La importancia de cada uno de estos balances se manifiesta en que de cada uno se

extraerá la información pertinente para la elaboración del flujo de efectivo del

proyecto sobre inversiones, reinversiones durante la operación e inclusive, ingresos

por venta de equipos de reemplazo. (SAPAG, 2007).

17 UMAG

b. La determinación del tamaño.

La importancia de definir el tamaño que tendrá el proyecto se manifiesta principalmente

en su incidencia sobre el nivel de las inversiones y costos que se calculen y, por

tanto, sobre la estimación de la rentabilidad que podría generar su implementación.

De igual forma, la decisión que se tome respecto del tamaño determinará el nivel de

operación que posteriormente explicará la estimación de los ingresos por venta. (SAPAG,

2007).

c. Decisiones de localización.

La localización adecuada de la empresa que se crearía con la aprobación del proyecto

puede determinar el éxito o fracaso de un negocio. Por ello, la decisión acerca de

dónde ubicar el proyecto no obedecerá sólo a criterios económicos, sino también a

criterios estratégicos, institucionales, e incluso, de preferencias emocionales. Con

todos ellos, sin embargo, se busca determinar aquella localización que maximice la

rentabilidad del proyecto.

La decisión de localización del proyecto es una decisión de largo plazo con

repercusiones económicas importantes que deben considerarse con la mayor exactitud

posible. Esto exige que su análisis se realice de forma integrada con las restantes

variables del proyecto: demanda, transporte, competencia, etc. La importancia de una

selección apropiada para la localización del proyecto se manifiesta en diversas

variables, cuya recuperación económica podría hacer variar el resultado de

la evaluación, comprometiendo en el largo plazo una inversión probable de grandes

cantidades de capital, en un marco de carácter permanente de difícil y costosa alteración.

(SAPAG, 1998).

Estudio de factibilidad ambiental.

La evaluación de factibilidad ambiental, hace referencia a los resultados del estudio de

impacto ambiental que se debe realizar para cuantificar y cualificar la injerencia que el

proyecto causará al insertarlo en un medio biótico y abiótico; y puede ser que el impacto

sea positivo o negativo.

En el caso que sea negativo también debe plantear el cómo encaminar el proyecto

dentro de los parámetros de la legislación ambiental vigente y cuál es su plan de

sostenibilidad del medio ambiente afectado.

18 UMAG

Las políticas y/o proyectos dependiendo del sector en que se ubiquen, pueden generar

una gran variedad de impactos ambientales, donde la importancia y la ponderación de

tales efectos dependen en gran parte de la magnitud y del grado de irreversibilidad del

daño ambiental causado por estos.

Numerosos tipos de métodos han sido desarrollados y usados en el proceso de

evaluación de impacto ambiental (EIA) de proyectos. Sin embargo ningún tipo de

método por sí sólo, puede ser usado para satisfacer la variedad y tipo de actividades

que intervienen en un estudio de impacto, por lo tanto, el tema clave está en seleccionar

adecuadamente los métodos más apropiados para las necesidades específicas de cada

estudio de impacto. (GARCÍA, 2004).

Los métodos más usados, tienden a ser los más sencillos, incluyendo analogías, listas

de verificación, opiniones de expertos, cálculos de balance de masa y matrices, etc.

Aún más los métodos de EIA pueden no tener aplicabilidad uniforme en todos los

países debido a diferencias en sus legislación. (GARCÍA, 2004).

Estudio de factibilidad en gestión.

Esta etapa del estudio busca determinar si existen las capacidades gerenciales internas

en la empresa para lograr la correcta implementación y eficiente administración del

negocio. En caso de no ser así, se debe evaluar la posibilidad de conseguir el personal

con las habilidades y capacidades requeridas en el mercado laboral; por ejemplo, al

internalizar un proceso que involucre tareas muy distintas de las desarrolladas hasta ahora

por la empresa. (SAPAG, 2007).

Estudio de factibilidad política.

Este estudio representa la intencionalidad, de quienes deben decidir, de querer o no

implementar un proyecto, independientemente de su rentabilidad.

Dado que los agentes que participan en la decisión de una inversión, como los directivos

superiores de la empresa, socios y directores del negocio, financista bancario o

personal, evaluador del proyecto, etc., tienen grados distintos de aversión al riesgo,

poseen información diferente y tienen expectativas, recursos y opciones de negocios

también diversas, la forma de considerar la información que provee un mismo estudio

de proyectos para tomar una posición al respecto puede diferir significativamente

entre ellos. (SAPAG, 2007).

19 UMAG

La viabilidad política no refiere solo a la voluntad del decisor respecto de la iniciativa

propuesta. En rigor, la construcción de una decisión de intervención atraviesa siempre

los espacios político institucional y técnico, no existe una decisión absolutamente

independizada de uno u otro componente. Si, en cambio, existe una gran diversidad de

situaciones de relación técnica – político/institucional derivadas del modo en que se

selecciona una intervención o de los criterios de priorización de una cartera de proyectos.

La viabilidad desde el punto de vista político-institucional alude en cambio a los

impactos esperados, analizados desde la estrategia del responsable (político) del área

en cuestión, del programa, o de la política pública en que la misma se inserta. En este

caso debe considerarse que las características de la intervención propuesta generan

impactos de diversa naturaleza y son fuente de beneficios y costos, en la ecuación del

poder acumulado por el decisor, en diversos planos. Si se trata de decisiones simples,

rutinarias, existe una experiencia acumulada suficiente que permite preverlos con

mayor grado de certeza. Si la intervención no es de naturaleza rutinaria, o el ambiente

en el que se propone implementar muestra singularidades, en definitiva, si se trata

de una situación con mayor grado de complejidad e incertidumbre, su tratamiento

debe ponderar más detalladamente los impactos esperados en los diversos planos.

(SOBRERO, 2009).

Estudio de factibilidad legal.

Cada nación dispone de un determinado ordenamiento jurídico fijado por su

constitución política, leyes, reglamentos, decretos, entre otros. Este ordenamiento se

expresa en normas permisivas, prohibitivas e imperativas que de alguna u otra manera

pueden afectar al proyecto que se está evaluando y, por lo tanto, condicionar los

flujos y desembolsos que se generarán en su ulterior ejecución. En esta parte del estudio,

se presentarán los distintos criterios analíticos que deberán tenerse en cuenta y que

permitirán enfrentar de una manera adecuada los aspectos legales que el

ordenamiento jurídico establecido instituye y la forma y medida en que ellos afectan al

proyecto. Esto, eventualmente podría restringir la localización y obligar a mayores costos

de transporte, o bien pudiese otorgar franquicias para incentivar el desarrollo de

determinadas zonas geográficas donde el beneficio que obtendría el proyecto superaría

los mayores costos de transporte. (SAPAG, 2007).

El efecto más directo de los factores legales y reglamentarios se refiere a los aspectos

tributarios. Normalmente existen disposiciones que afectan en forma diferentes a los

proyectos, dependiendo del bien o servicio que produzcan. Para el caso de este tipo

de proyectos, esto se manifiesta en el otorgamiento de permisos, patentes y

concesiones, que se encuentren bajo la legislación vigente sobre el país que se ejecute el

proyecto.

20 UMAG

a. Net Metering en Chile, Ley 20.571

Con fecha 20 de marzo de 2012, fue publicada en el Diario Oficial La Ley 20.571 que

Regula el Pago de las Tarifas Eléctricas de las Generadoras Residenciales. Lo anterior

establece un sistema de incentivo a los pequeños medios de generación distribuidos

en base a energías renovables no convencionales (ERNC), conocido a nivel

internacional como Net Metering (NM), el cual fue presentado por el Senador de La

República Antonio Horvath Kiss, RN. (Senado Chile, Marzo 2012).

La Ley 20.571 incorpora cuatro nuevos artículos en la Ley General de Servicios

Eléctricos (LGSE) que buscan establecer el derecho de los clientes regulados que

tengan medios de generación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) o de

cogeneración eficiente a inyectar los excedentes de energía a la red de distribución.

Este derecho se encuentra establecido en primera instancia para los clientes regulados

que cuenten con medios de generación que no superen los 100 kilowatts, sujeto a que

no afecte a la seguridad operacional de las redes de distribución, lo que será

especificado en el respectivo reglamento. Las inyecciones de energía que se realicen a

partir de dicha generación serán valorizadas al precio que las empresas de distribución

traspasan a sus clientes la energía conforme a los precios regulados fijados por decreto,

lo que debe incluir las menores pérdidas de energía. (Senado Chile, Marzo 2012).

La remuneración por las respectivas inyecciones de energía será descontada de la

facturación del mes correspondiente y en caso de existir un remanente, se trasladará

a los meses siguientes, ajustados según el IPC. En caso que no sea posible

descontarlo de futuras facturas, dicho monto deberá ser pagado al cliente a todo

evento. (Senado Chile, Marzo 2012). A su vez, el artículo 149 bis considera las menciones

mínimas de los contratos que deberán celebrar las empresas distribuidoras con los

clientes-generadores, que incluyen el equipamiento, la capacidad instalada, la opción

tarifaria, la propiedad del medidor, mecanismo de pago, entre otros. (Senado Chile,

Marzo 2012).

Un elemento relevante de la inyección de estos medios de generación menciona relación

con que podrán ser reconocidos para efectos de la acreditación de la obligación de

inyección de electricidad con medios ERNC que recae sobre los generadores,

establecida en el artículo 150 bis de la LGSE. Para estos efectos, la empresa

distribuidora deberá emitir un certificado de las inyecciones realizadas por el cliente-

generador, el cual deberá ser remitido a la Dirección de Peajes del respectivo Centros

de Despacho Económico de Carga (CDEC).

21 UMAG

A su vez, la Ley 20.571 menciona relación respecto si los ingresos obtenidos por los

clientes finales en virtud de esta normativa no constituyen renta, no estarán afectas a

impuesto Valor Agregado (IVA). A este beneficio no se podrán acoger los contribuyentes

de Primera Categoría.

b. Ley 20/20

El proyecto Ley 20/20 fue originado en conjunto por los Senadores Antonio Horvath, Jaime

Orpis, Isabel Allende, Ximena Rincón, Carlos Cantero y José Antonio Gómez; el cual

establece que Chile deberá contar al año 2020 con un 20% de energías renovables no

convencionales (ERNC) en su matriz eléctrica. Lo anterior, corresponde a la necesidad

de actualizar la Ley 20.257 que establece un porcentaje obligatorio del 10% al año

2024 de ERNC.

La Proyecto de Ley 20/20 plantea las siguientes indicaciones:

Artículo 1:

1) En el artículo 150 bis:

Cuota de ERNC aumenta en 20% para el año 2020.

Los retiros acreditados deberán corresponder a lo menos un 50% a inyecciones

realizadas en el sistema eléctrico respectivo.

La obligación no se entenderá extinguida por el pago del cargo y deberá cumplirse

en el próximo año calendario en conjunto con la obligación respectiva de dicho

período.

2) Incorpórese el siguiente artículo 150 ter, nuevo:

Se efectuaran licitaciones públicas bianuales para la inyección de bloques de energía

ERNC.

El periodo de vigencia de las inyecciones de los bloques de energía licitadas regirá

por doce años consecutivos, contados desde la fecha de inicio de la inyección de

energía.

Cada proceso de licitación tendrá un plazo no superior a doscientos días contados

desde la fecha de publicación de las bases respectivas para la recepción de las

ofertas.

La adjudicación se efectuará tomando en consideración los volúmenes de energía

ofertada y el menor precio de energía.

La licitación se adjudicará, hasta completar el bloque correspondiente,

sucesivamente a él o a los oferentes que ofrezcan el menor precio de energía.

El precio de energía que percibirán aquellos participantes adjudicados en los

22 UMAG

procesos de licitación, corresponderá al que cada participante haya indicado en su

propuesta, el que regirá durante el periodo de doce años consecutivos.

Artículo 2:

Modificase el artículo 1° transitorio de la Ley:

Con todo, los contratos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar

naturaleza suscritos antes de la fecha señalada, quedarán afectos al cumplimiento de

la totalidad de la obligación a partir del 1 de enero del año 2020.”

Con todo la obligación será de 5% para los años 2010 a 2013, aumentándose en 2%

anual a partir del año 2014 hasta el año 2019; y aumentándose en un 3% en el año

2020, hasta alcanzar el año 2020 el 20%.

Dentro del plazo de noventa días, contado desde la publicación de la presente ley en

el Diario Oficial, se dictará un reglamento que establezca las condiciones de estas

licitaciones. (Acera, Enero 2012).

Evaluación financiera de proyectos.

La última etapa del análisis de la factibilidad económica de un proyecto es el

estudio financiero. Los objetivos de esta etapa son ordenar y sistematizar la

información de carácter monetario que proporcionaron las etapas anteriores,

elaborar los cuadros analíticos y antecedentes adicionales para la evaluación del

proyecto y evaluar los antecedentes anteriores para determinar su rentabilidad.

La sistematización de la información financiera consiste en identificar y ordenar

todos los ítems de inversiones, costos o ingresos que puedan deducirse de los estudios

previos.

Los costos de operación se obtendrán en base a la información de prácticamente

todos los estudios anteriores.

a. Enfoque de descuento de flujos de caja.

El enfoque de descuento de flujos de caja incluye diversas técnicas para ayudar a la

toma de decisiones asociadas a la evaluación de proyectos de inversión. Estas técnicas

no son teorías matemáticas, pero si utilizan cálculos matemáticos para determinar los

flujos de caja de los diferentes períodos. El hilo común entre estas técnicas es que los

flujos de caja son descontados para reflejar el valor del dinero en el tiempo.

23 UMAG

a.1. El valor actual neto.

La primera técnica de descuento de flujos de caja es el método del valor actual neto

(VAN). En este se calculan todos los flujos de caja asociados a un proyecto, tanto los

positivos como los negativos son descontados al tipo de descuento seleccionado y luego

se suman. La tasa de descuento seleccionada responde al tipo de rendimiento ideal que

las compañías buscan para sus inversiones. Si el valor actual neto de un proyecto es

positivo, la inversión generará flujos de caja adecuados ya que su tasa de rentabilidad es

mayor que el tipo ideal. Si por el contrario este es negativo, el proyecto no se debería

llevar a cabo. La determinación del VAN simplemente indica si la rentabilidad de un

proyecto es mayor o menor que la tasa objetivo pero no indica cuanto difiere del

objetivo. (POZO, 2001).

La fórmula para determinar el VAN es:

VAN =∑𝐶𝐹𝑖

(1 + 𝑟)𝑖

Dónde

VAN: Es el valor actual neto del proyecto o inversión.

CFi: Es el flujo de caja de período i.

r: Es el tipo de descuento. Se supone constante.

En el proyecto las inversiones se introducen con signo negativo y los ingresos con signo

positivo.

Después de calcular el VAN para un conjunto de oportunidades de inversión, se

elegirán aquellos proyectos que presenten un VAN positivo.

a.2. La tasa interna de rendimiento.

Una segunda técnica de descuento de flujos de caja es la del cálculo de la tasa interna

de rendimiento (TIR). Se trata de calcular el tipo de descuento al cual el valor actual del

proyecto es cero. Por tanto, más que seleccionar un tipo de interés y calcular el valor

actual, se iguala el valor actual a cero y se calcula el tipo de interés. Los proyectos

disponibles pueden entonces ser ordenados por la tasa interna de retorno, seleccionando

primero aquellos con tasas más altas.

Para el cálculo de la tasa interna de retorno se introducen los gastos de las

24 UMAG

inversiones con signo negativo y los ingresos con signo positivo y se omiten los beneficios

y pérdidas. Por ejemplo se ignora la depreciación de una inversión en la determinación de

la tasa interna de retorno, pero los impuestos sobre los beneficios derivados de esa

depreciación son incluidos si afectan a los flujos de caja reales. El cálculo es el siguiente:

∑𝐶𝐹𝑖

(1 + 𝑟)𝑖= 0

Un problema con la solución de esta ecuación es que r puede tener más de un valor si

los signos de los flujos de caja cambian más de una vez. En una inversión típica, el flujo

de caja es negativo el primer año y positivo los siguientes. Esto implica un solo cambio

de signo y al resolver la ecuación sólo se obtendrá un valor para r. Sin embargo, si los

flujos de caja varían de signo en períodos posteriores, se podrían obtener varios

valores de r al resolver la ecuación. El número de valores positivos de r es al menos

igual al número de variaciones en el signo. Nunca se pueden dar múltiples soluciones de r,

por tanto es difícil aplicar el método de la tasa interna de retorno.

Existen distintas técnicas que se ocupan de los múltiples valores de r. Una solución es

ignorar valores irrealistas como los valores negativos o aquellos valores positivos muy

altos. Otra posibilidad es descontar las inversiones (flujos de caja negativos) a una

tasa predeterminada para llegar a © valor negativo equivalente al valor del primer

año.

De este modo el proyecto solo tendrá un signo y por tanto una única solución. Una

recomendación adicional para los activos y obligaciones es seleccionar aquellos

que reúnan unas determinadas condiciones y excluir aquellos que no las cumplan,

por ejemplo incluir el requisito de que la función de valor actual no contenga raíces

negativas, etc. En resumen, el método de la tasa interna de retorno es difícil de aplicar

cuando los signos de los flujos de caja varían más de una vez. (POZO, 2001).

a.2.1. Horizonte de planeación.

El horizonte de planeación se entiende como el período para evaluar un proyecto de

inversión, que se establece sobre la base de la vida económica esperada del

componente más importante de la inversión inicial prevista.

25 UMAG

a.2.2. Costos.

Los costos que componen el flujo de caja, deben definir los recursos básicos necesarios

para la implementación y operación óptima del proyecto.

a.2.3. Inversiones.

Si bien la mayor parte de las inversiones se deben realizar antes de la puesta en

marcha del proyecto, pueden existir inversiones que sea necesario realizar durante la

operación, ya sea porque se precise reemplazar equipos desgastados o porque se

requiera incrementar la capacidad instalada ante aumentos proyectados en la demanda.

(SAPAG, 2007).

Otro tipo de inversión responde a aquella relacionada con el capital de trabajo, que

constituye el conjunto de recursos necesarios, en la forma de activos corrientes, para la

operación normal del proyecto durante un ciclo productivo, para una capacidad y

tamaño determinado (SAPAG, 2007). De este modo la diferencia temporal que se

produce entre los flujos de intercambio de bienes y servicios (ventas, compras, etc.)

y los flujos financieros (cobros, pagos, etc.) deberá ser reflejada en el capital de

trabajo, que corresponderá al dinero que el inversionista deberá aportar para

financiar este desfase. Una alternativa a este concepto es que los flujos de ingresos y

egresos se incorporen según su momento de ocurrencia desde el punto de vista

financiero, es decir, cuando se realizan los cobros o los pagos, y no necesariamente

cuando se realizan las transacciones de bienes y servicios.

a.2.4. Determinar el costo de la deuda.

La medición del costo de la deuda, ya sea que el inversionista utilice bonos o

préstamos, se basa en el hecho de que estos deben reembolsarse en una fecha

futura específica, en un monto generalmente mayor que el obtenido originalmente. La

diferencia constituye el costo que se debe pagar por la deuda. Por ejemplo, si es

posible conseguir un préstamo al 11 por ciento de interés anual, el costo de la deuda se

define como ese 11 por ciento. El costo de la deuda se simboliza como kd y representa el

costo antes de impuesto.

a.2.5. Determinar el costo del capital propio.

Se consideró como capital propio en la evaluación del proyecto a aquella parte de la

inversión que el inversionista financió con recursos propios. Es por esto, que el costo de

capital propio kp, se definió como la tasa de rentabilidad exigida al capital, que refleja

26 UMAG

el riesgo de la inversión y el riesgo financiero vinculado al proyecto.

a.2.6. Análisis de sensibilidad.

La evaluación financiera se realiza sobre la base de una serie de antecedentes

escasa o nada controlable. Habiendo dicho esto, es necesario entonces, que al

formular un proyecto se entreguen los máximos antecedentes, para que quien deba

tomar la decisión de emprenderlo disponga de los elementos de juicio suficiente

para ello.

Con este objeto, y como una forma especial de incorporar el valor del factor riesgo

a los resultados pronosticados del proyecto, se puede desarrollar un análisis de

sensibilidad que permita medir cuán sensible es la evaluación realizada a variaciones en

uno o más parámetros decisorios.

Es importante mencionar que la sensibilización puede aplicarse al análisis de

cualquier variable del proyecto, como el precio de la energía y la potencia, entre otros.

La importancia del análisis de sensibilidad se manifiesta en el hecho de que los valores de

las variables que se han utilizado para llevar a cabo la evaluación del proyecto, pueden

tener desviaciones con efectos de consideración en la medición de sus resultados.

a.3. Valoración del ahorro en emisiones.

En la literatura internacional se identifican diferentes formas de valorar las emisiones de

carbono. Países como Canadá, Estados Unidos, Reino Unido y Australia, entre otros,

han realizado estimaciones del costo social del carbono; no obstante, la varianza de

tales estimaciones es aun relativamente grande. En Yohe et al (2007), se resumen las

estimaciones revisadas por pares existentes en el año 2005. A los fines de la

simplificación, se supondrá que el mercado captura en forma completa y perfecta lo

que la comunidad mundial percibe como efecto del cambio climático. De este

modo, las transacciones realizadas en el “mercado del carbono” en el que se compran

y venden derechos de emisión de agentes en todas partes del mundo, derivan en un

precio de equilibrio . Éste se puede estimar como un precio de equilibrio de largo plazo

utilizando por ejemplo, los datos históricos de las transacciones registradas por European

Energy Exchange AG (EX), que opera desde el 2005 bajo al esquema de transacción de

emisiones de la Unidad Europea11. Con esta estimación, es posible valorar el ahorro

generado con el reemplazo de las luminarias a partir de la siguiente expresión:

𝐴𝑐 = 𝑝𝑐 ∗△ 𝐸𝐸

27 UMAG

𝐴𝑐 : Ahorro en emisiones generado por el menor consumo energético;

𝑝𝑐 : Precio de transacción de los derechos de emisión de carbono en el mercado spot;

△ 𝐸𝐸 : Cambio en las emisiones asociadas al consumo de electricidad. (Servicio Nacional Inversiones, (2011).

a.3.1. Ahorro en contaminación lumínica.

El caso de la contaminación lumínica requiere ahondar en técnicas de estimación

indirectas, ya que no existe un mercado asociado a ésta que pueda ofrecer una

referencia sobre el valor que las personas asignan a los ambientes libres de

contaminación lumínica (o con contaminación lumínica reducida) a partir de los

precios observados en éste. Así, el método de la valoración contingente surge como

un método apropiado para valorar bienes sin mercado. La valoración contingente

es un método de preferencias declaradas que se basa en la información que

proporcionan las propias personas cuando se les pregunta sobre la valoración del objeto

en análisis (Azqueta, 1994) y captura el valor de no uso de un cielo sin contaminación

lumínica. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).

El nombre del método se debe al hecho que la disposición a pagar o la disposición a

aceptar revelada es contingente con las alternativas presentadas en el cuestionario

utilizado para entrevistar a los visitantes. Las preguntas son establecidas en un mercado

hipotético en el que ha ocurrido un cambio en la cantidad de luz que es dirigida hacia el

cielo. Según Azqueta (1994), el mecanismo más simple para averiguar cómo valora la

persona el cambio en el bienestar, es preguntarle a la persona. Por esto, la forma

habitual de hacerlo es utilizando encuestas, entrevistas y cuestionarios, entre otros.

La ventaja del método de valoración contingente es que puede ser aplicado a variadas

situaciones donde no existen datos disponibles o hay dificultad para obtenerlos. Se han

utilizado mercados hipotéticos para valoraciones relacionadas con la calidad del

agua y aire, belleza estética, valor de recreación, preservación de áreas silvestres,

existencia de ambientes naturales, riesgo de fumar cigarrillos y en energía nuclear

(Bojö, Mäler y Unemo, 1992). Para aplicar el método deben seguirse los siguientes

pasos:

• Definir el tipo de bien en cuestión para determinar el método de valoración

(disposición a pagar o disposición a aceptar). La evidencia indica que al medir un

cambio particular en la provisión de un bien, la disposición a pagar y la disposición a

aceptar no necesariamente son idénticas. Típicamente la disposición a aceptar es mayor

que la disposición a pagar, reflejando el hecho que la disposición a aceptar no está

limitada por el ingreso. Además, muchas personas tienden a valorar más algo que ya

28 UMAG

tienen que algo que hipotéticamente podrían tener (Hanemann, 1991).

• Diseñar la encuesta, en general, sobre la base de tres bloques principales:

• Información relevante sobre el bien o el problema objeto de estudio, de modo que

el encuestado tenga una información suficientemente precisa como para identificar

correctamente de que se trata el problema. Es normal, en el caso de los bienes

ambientales, acompañar esta primera información con ayudas gráficas o visuales

(fotografías, dibujos) que ayuden a la comprensión.

• Descripción de la modificación del objeto de estudio: nivel de partida,

modificación propuesta y mecanismo de financiamiento (forma de pago). Así, las

preguntas deben enfocarse en estimar la disposición a pagar de la persona por el

cambio propuesto (el planteamiento debe girar alrededor de lo que este intercambio

de mayor bienestar supone al individuo y no en relación a lo que éste piensa sobre lo

que la sociedad debería hacer).

• Indagación sobre las características socioeconómicas más relevantes de la persona

encuestada, de acuerdo con el problema objeto de estudio.

Existen distintas formas de realizar las encuestas y de formular las preguntas para

obtener la disposición a pagar de las personas, esto dependerá del bien en cuestión y

del presupuesto, entre otros factores (Mitchell y Carson, 1989). Kanninen (1993) y

Perman et al (1996) coinciden en que los datos pueden ser recopilados a través de

entrevistas personales, mediante cuestionarios enviados por correo o entrevistas

telefónicas. Sólo las entrevistas personales entregan datos confiables pero es una técnica

de alto costo y que consume demasiado tiempo. Además, debido al costo, puede que

induzca a realizar muestreos pequeños que no sean representativos. (Servicio Nacional

Inversiones, 2011).

El método de valoración contingente ya ha sido utilizado para determinar el valor

otorgado a la contaminación lumínica (WILLIS, 2003). Especialmente empleados han

sido los modelos de elección dicotómica, dado que éstos tendrían asociados un

nivel de sesgo mínimo. Los individuos son interrogados respecto a su disposición a

pagar por un monto determinado con tal que la luz que es dirigida al cielo sea

reducida. Si la respuesta es positiva, la misma pregunta es hecha pero para un monto de

dinero superior, mientras que si ésta es negativa, el siguiente monto mencionado

es menor. La máxima disposición a pagar de los individuos se deriva del análisis de

los montos presentados en la encuesta y el porcentaje de respuestas positivas, dado un

modelo de utilidad aleatoria (Moramatsu et al. 2004). Así, la evaluación de los efectos

29 UMAG

de la contaminación lumínica puede ser hecha mediante la identificación de las

principales consecuencias asociadas:

Investigaciones científicas.

Observaciones astronómicas perjudicadas por excesiva iluminación de los cielos.

Uso de la energía:

Desperdicio de energía por medio de la iluminación directa de los cielos nocturnos.

Notar que cuando el contraste entre la luminancia del objeto observado y la

luminancia del fondo es disminuida debido al resplandor del cielo, la observación final

del objeto es alterada (Simpson 2007).

• Producción agrícola y ganadería.

• Deterioro escénico o consecuencias estéticas.

• Medios de transporte.

• Salud humana y ecología:

• Disrupción de los procesos biológicos de los animales y su interacción con el

ambiente.

• Alteración de los patrones de sueño de las personas y ritmos cardíacos.

(Servicio Nacional Inversiones, 2011).

Beneficios totales.

Los beneficios totales del proyecto pueden estimarse como: Donde:

BS = ∑ ∑ 𝐴𝑖𝑗

𝑚

𝑗=1

𝑘

𝑖=1= ∑ (𝐶𝑖

𝑎𝑝− 𝐶𝑖

𝑠𝑝)

𝑘

𝑖+ ∑ (𝐸𝑗

𝑎𝑝− 𝐸𝑗

𝑠𝑝)

𝑚

𝑗

BS : Beneficios sociales del proyecto

𝐴𝑖𝑗 : Ahorros generados por el proyecto en el costo tipo i y la externalidad tipo j

𝐾 : Número de costos distintos tipo i

m : Número de externalidades distintas tipo j

𝐶𝑖𝑎𝑝

: Costos tipo i en la situación CP

𝐶𝑖𝑠𝑝

: Costos tipo i en la situación SP

𝐸𝑗𝑎𝑝

: Valor económico de la externalidad tipo j en la situación con proyecto

𝐸𝑗𝑐𝑝

: Valor económico de la externalidad tipo j en la situación sin proyecto

30 UMAG

a.1. Identificación, cuantificación y valoración de los costos de inversión.

Los costos de inversión corresponden a la adquisición de los equipos, incluyendo la

inversión total en la compra, puesta en funcionamiento e incorporación de las

modificaciones y/o adaptaciones de infraestructura requeridas y las instalaciones

complementarias. Corresponde asignar este gasto en el momento inicial del proyecto

(llamado momento cero). La base para la estimación de las inversiones requeridas

son en general cotizaciones obtenidas de una o más empresas proveedoras. Algunos

elementos a considerar en la estimación de este monto:

• Número de luminarias a reemplazar;

• Costo de adquisición por luminaria;

• Costo de remoción y reemplazo de luminarias existentes. Deben incluirse los

costos de transporte y disposición de luminarias en desuso en bodegas municipales

o lugar a definir por el Municipio afectado;

• Costo de instalación por luminaria;

• Costo de reemplazo de brazos existentes en postes existentes;

• Reemplazo de brazos existentes por nuevos brazos en postes existentes;

• Suministro e instalación de nuevos tableros de control;

• Costo de reemplazo de lámparas y otros componentes cuya vida útil sea inferior al

período de análisis.

Los costos de operación y mantenimiento son aquellos que se debe incurrir

periódicamente y que se requieren a efectos de mantener el equipo en buen estado de

funcionamiento y para que éste funcione y produzca o entregue los servicios previstos;

entre ellos, insumos y materiales, remuneraciones del personal, gastos generales y

especialmente la energía consumida.

A los fines de la evaluación socioeconómica, los costos de inversión, operación y

mantenimiento deberán ajustarse a precios sociales.

a.2. Análisis de rentabilidad.

El análisis de rentabilidad permite estimar los indicadores que servirán de guía para la

toma de decisión y recomendación de ejecución del proyecto, su reformulación o su

rechazo. La evaluación o valoración de los beneficios del proyecto implica la realización

de dos etapas consecutivas:primero, la evaluación a precios privados y luego, la

evaluación social.

31 UMAG

La evaluación a precios privados permite estimar la factibilidad y viabilidad de las

inversiones privadas asociadas al proyecto y estimar la pertinencia y

conveniencia de establecer mecanismos de transferencias (subsidios o impuestos)

cuando el valor actual neto de los beneficios privados es diferente del valor actual neto

de los beneficios sociales. Asimismo, la evaluación a precios privados permite

identificar la potencialidad de financiamiento del proyecto por parte del sector privado.

La evaluación social tiene por objetivo desarrollar el análisis comparado de la conveniencia

de realizar el proyecto desde el punto de vista social y considerando todos los

propósitos. La evaluación desde el punto de vista de la sociedad puede hacerse a precios

de mercado, siempre que dichos precios reflejen adecuadamente la escasez de insumos

y productos desde el punto de vista social. En caso contrario, deberían hacerse todos

los ajustes correspondientes.

Dado que se trata de estimar la rentabilidad de proyectos que mantienen la calidad y

nivel de servicio, sólo será relevante la comparación de costos entre las situaciones CP

y SP y los efectos derivados del cambio en la tecnología empleada por los equipos

(emisiones de gases y efecto invernadero y contaminación lumínica).

a.3. Indicadores de rentabilidad.

Para cualquiera tipología de problema de reemplazo o reposición de equipamiento

manteniendo el nivel y calidad de servicio, previo a determinar la conveniencia del

reemplazo del equipo antiguo por uno nuevo, deberá seleccionarse entre las alternativas

de equipos en la situación CP aquella más conveniente.

En general, en los proyectos de reemplazo de equipo que mantienen el nivel de servicio, se

comparan alternativas de proyectos que tienen iguales beneficios y por lo tanto, a los

fines de la recomendación lo relevante es la comparación de los costos; por ello,

debería usarse el Valor Actual de Costos (VAC) de cada proyecto como indicador para

seleccionar la mejor alternativa.

Sin embargo, dado que esta propuesta metodológica mide beneficios derivados de

cambios en los niveles de servicio de los diferentes equipos (emisión de gases –

efecto invernadero, contaminación lumínica y disposición de desechos de mercurio),

lo que corresponde es un análisis costo – beneficio para lo cual son relevantes los

indicadores que se presentan a continuación: Valor Actual Neto Social (VANS) y Tasa

Interna de Retorno Social (TIRS), los cuales deben ser estimados a partir de las

comparaciones de las situaciones CP y SP.

32 UMAG

El VANS del proyecto estará dado por:

VANS = ∑−𝐼0 + 𝐵𝑆𝑡

(1 + 𝑟)𝑡

𝑛

𝑡=0

+𝑉𝑅

(1 + 𝑟)𝑡

VANS : Valor actual neto social del proyecto.

−𝐼0 : Inversión inicial.

𝐵𝑆𝑡 : Beneficios sociales en el año.

𝑟 : Tasa social de descuento.

T : Horizonte de evaluación total del proyecto.

𝑉𝑅 : Valor residual de los equipos o valor de reventa de los componentes de alumbrado al

final de su vida útil.

El valor residual económico se estima como la suma de los flujos futuros de beneficios

netos del proyecto desde el año n (horizonte de evaluación) hasta el “infinito” (o año

en que los flujos futuros se vuelven evidentemente despreciables), actualizados con la

tasa de descuento r. Este cálculo es fácilmente realizado cuando se proyecta que los

beneficios serán constantes en el tiempo, ya que bastará con sumar dichos flujos y

dividirlos por r. Este ejercicio se conoce como valor presente de una perpetuidad

cuando se considera un número infinito de períodos hacia el futuro. Matemáticamente,

esto es:

VANS =𝐴

𝑟

VANS : Valor residual económico de un proyecto que genera flujos constantes en el tiempo.

𝐴 : Valor del flujo de cada periodo.

𝑟 : Tasa de descuento.

Si el proyecto tiene VANS positivo, es conveniente su ejecución; en caso contrario

debe recomendarse su rechazo o reformulación. Si el VANS es cero, en ausencia de otro

tipo de consideraciones, la sociedad debería ser indiferente a ejecutar o no el proyecto.

No obstante, al tomar la decisión sobre la ejecución del proyecto, deben considerarse

todos los beneficios y costos que no pudieron ser debidamente cuantificados y

valorados.

Por otro lado, la TIRS que mide la rentabilidad promedio que tiene un determinado

proyecto, suponiendo que los flujos se reinvierten en el mismo proyecto y a una tasa

constante. Matemáticamente, corresponde a la tasa de descuento que hace el VANS

igual a cero. La TIRS se usa complementariamente al VANS, ya que son criterios

equivalentes y se estima de la siguiente manera:

33 UMAG

0 = ∑−𝐼0 + 𝐵𝑆𝑡

(1 + 𝑝)𝑡

𝑛

𝑡=0

+𝑉𝑅

(1 + 𝑟)𝑡

Donde

P: Tasa interna social de retorno

El criterio de decisión al utilizar la TIRS es el siguiente:

si p* > r*, es conveniente ejecutar el proyecto;

si p* < r*, no es conveniente ejecutar el proyecto.

a.4. Horizonte de evaluación.

El horizonte de evaluación corresponde a los años de vida útil del proyecto. En

promedio, en los proyectos de reemplazo de equipos, la vida útil económica de los

equipos es siempre es menor que su vida útil técnica. En términos generales, la vida

útil económica del alumbrado finaliza cuando los beneficios que proporciona el

operar un período adicional son menores que los costos que involucra mantenerlo

operando un período más. Ese momento representa el momento óptimo de

reemplazo de éste; es decir, el momento en que culmina la vida útil económica

determina el momento óptimo de reemplazo. Los beneficios adicionales que puede

proporcionar el alumbrado utilizado entre la vida útil económica y su vida útil técnica

quedan incorporados a los flujos mediante el valor residual económico.

a.5. Precios sociales.

Los precios sociales se definen como el costo económico o de oportunidad de los

bienes y servicios producidos y consumidos en la sociedad. En situación de equilibrio

competitivo, el “costo de oportunidad” de los factores de producción es igual a su

precio de mercado. No obstante, cuando los mercados presentan distorsiones es

necesario incorporar en la evaluación social las correcciones correspondientes para

determinar los verdaderos costos de oportunidad de los factores. El © actualiza

e informa anualmente los diferentes precios sociales que se presentan a continuación.

La tasa social de descuento corresponde al costo de oportunidad social del capital o costo

de oportunidad en que incurre el país cuando utiliza recursos para financiar proyectos.

El precio sombra de la divisa corrige las distorsiones en los sectores de bienes y servicios

transables internacionalmente (aranceles y/o subsidios) y está determinado por la oferta

34 UMAG

y demanda en conjunto con la estructura arancelaria. De esta forma, debe calcularse

sobre la base del tipo de cambio del dólar observado (TC Obs15). El precio sombra

de la mano de obra se estima a partir del enfoque de eficiencia (Harberger16),

adaptando su aplicación a las condiciones del mercado laboral. Corresponde al costo

marginal en que incurre la sociedad por emplear un trabajador adicional de cierta

calificación y en una determinada actividad.

35 UMAG

F.2 DISEÑO METODOLÓGICO

36 UMAG

F.2.1 Preparación de Proyectos

Análisis de Antecedentes

En primer lugar, se deberán presentar datos referentes a la institución que presenta el proyecto:

antecedentes generales respecto de su actividad, servicio que presta, tamaño (número de

trabajadores, volumen de producción o servicios prestados), ubicación geográfica y

disponibilidad de recintos adecuados para el equipo.

En relación al equipo o componente de equipo objeto del proyecto, deberá indicarse:

Tipo de equipo y producto que proporciona

Descripción del equipo existente, marca y año de adquisición, vida útil técnica y calidad de producción del bien o servicio (si es que ya existe un equipo, es decir, en el caso de proyectos de reposición o ampliación)

Descripción del equipo que se pretende adquirir, vida útil técnica y calidad de su producción

Volúmenes de producción o de prestación de servicios durante los últimos años, y precios de venta del producto o servicio que se obtiene con el equipo

Volúmenes de producción o servicios subcontratados a terceros (si fuera el caso)

Diagnóstico

En el planteamiento y análisis del problema, corresponde definir la necesidad que se pretende

satisfacer o se trata de resolver, establecer su magnitud y señalar las deficiencias detectadas.

Si se trata de una reposición o ampliación, el problema seguramente estará relacionado con el

funcionamiento actual de un equipo antiguo. La presentación del proyecto deberá en este caso

respaldarse con informes técnicos referidos a las causas del funcionamiento deficiente. Si, en

cambio, se trata de equipamiento nuevo, se deberá describir los problemas, oportunidades

desaprovechadas o necesidades insatisfechas que se han producido debido al procesamiento

manual o la subcontratación de servicios a terceros. Como resumen de este punto deben quedar

justificados los problemas y requerimientos, diferenciando claramente cuáles están asociados a

problemas de gestión organizacional (problemas administrativos) y cuáles a problemas

netamente tecnológicos; los primeros debieran solucionarse previamente a la introducción de

soluciones tecnológicas; respecto a los segundos, éstos debieran sintetizarse en requerimientos

técnicos, a objeto de poder con posterioridad seleccionar entre distintas alternativas

tecnológicas.

37 UMAG

Optimización de la Situación Actual

La definición de la situación actual optimizada (o situación base optimizada) es clave para

determinar los beneficios atribuibles al reemplazo de un equipo específico.

Se entiende por situación base optimizada, a la situación actual mejorada por medio de

medidas correctivas que permitan elevar el nivel de desempeño sin necesidad de adquirir aún

un nuevo equipo. Dichas medidas siempre deberían ser implementadas en forma previa a la

decisión de adquirir un nuevo equipo, de otra forma, se estarán sobreestimando la rentabilidad

del proyecto, ya que parte de los beneficios se podrían obtener de todas maneras con medidas

que implican costos mucho menores que una adquisición de equipos

Ejemplos de medidas de tipo administrativas son los siguientes: mejorar el rendimiento del

equipo existente perfeccionando al personal a cargo de su operación, medidas de racionalidad

del servicio tales como mejorar las políticas de mantenimiento preventivo y correctivo, rediseños

menores del proceso productivo (redistribución de cargas de trabajo entre equipos, reasignación

de cargas entre turnos de trabajo, etc.). En el caso en que en la situación actual se esté

subcontratando servicios se podría cambiar la empresa subcontratada.

Alternativas de Solución

En el caso de proyectos de reposición o de ampliación, las alternativas son: continuar operando

con el equipo existente (con las necesarias reparaciones y mantenciones) o reemplazarlo por uno

nuevo. En el caso de proyectos de equipamiento, las alternativas son: continuar con procesos

manuales o subcontratados a terceros, o adquirir el equipamiento. También podría considerarse

como dos alternativas más de la situación con proyecto la subcontratación a terceros, ya que

ésta puede a veces ser preferible a la situación base en proyectos de reposición, ampliación o los

de equipamiento en los que la situación actual es un proceso manual. Invertir una reparación

mayor y reacondicionamiento del equipo antiguo, es similar a la adquisición de un equipo nuevo,

por lo tanto, se procede de la misma manera en la evaluación.

Preselección de Alternativas

Este es un análisis técnico necesario y previo a la evaluación económica de las alternativas. La

idea es descartar aquellas opciones que no sean técnicamente factibles.

Si el proyecto pretende mantener la capacidad y calidad actual (reposición o equipamiento sin

incremento de capacidad), se deberán descartar aquellas alternativas tecnológicas que no

permitan alcanzar dicha capacidad. Por otra parte, si el proyecto pretende aumentar la

capacidad (ampliación o equipamiento con incremento de capacidad), se deberán descartar

aquellas alternativas que no permitan alcanzar el nuevo estándar de capacidad deseado.

38 UMAG

En cualquiera de los casos anteriores, un punto de la mayor importancia es seleccionar

correctamente entre las alternativas de equipos para la situación con proyecto, es decir, la

selección entre la gama de equipos nuevos de características similares que ofrece el mercado.

Para hacer esta selección del equipo nuevo se deberá realizar el siguiente proceso de evaluación:

Sean "m" el número de equipos de características similares que ofrecen los proveedores, se

deben seguir los siguientes pasos:

1. Calcular para los "m" equipos su vida útil económica o momento (año) óptimo, de la manera

que se detalla en los puntos teóricos anteriores.

2. Sea n*i el año óptimo de reemplazo para la alternativa "i" de equipo nuevo. Se deberá calcular

para cada equipo su CAE mínimo, es decir el CAE calculado para año n*i . Se definirá CAE*

i al CAE

mínimo del equipo "i".

3. Seleccionar entre todos los equipos aquel que presente el menor CAE*i , es decir, se

selecciona el equipo "j" tal que CAE*j = MIN { CAE*

i } i=1,2,...m

Cabe señalar que cuando la situación con proyecto considere la subcontratación de servicios a

terceros, dicha alternativa será analizada como una alternativa más de equipo nuevo, es decir,

se la deberá calcular el CAE a la subcontratación, considerando los costos del servicio

subcontratado, y se incluirá la alternativa dentro del ranking del que será seleccionada la

alternativa de menor CAE*i

F.2.2 Evaluación del Proyecto

En esta etapa corresponde definir todos los beneficios y los costos atribuibles al proyecto. Estos

pueden ser directos o indirectos. La evaluación privada sólo considerará los beneficios y los

costos que afectan directamente a los "dueños" del proyecto, vale decir a la empresa o

institución ejecutora del proyecto, en tanto la evaluación social introducirá correcciones a

dichos valores privados para que reflejen el efecto del proyecto en el conjunto de la sociedad, a

la vez que se agregarán aquellos costos y beneficios que el proyecto genera en otros mercados

(productores y consumidores) y que no son considerados en la evaluación privada.

Además, los proyectos pueden generar beneficios y costos difíciles de medir y valorar, tales como

contaminación, calidad de la producción, mayor confiabilidad y oportunidad de la información,

etc. A este tipo de beneficios y costos se les denomina intangibles o no cuantificables y debido a

39 UMAG

las dificultades para su medición y valoración, solamente deberán describirse en términos

cualitativos.

Los beneficios y costos que se pueden medir y valorar (se les denomina tangibles o

cuantificables), deberán considerar sólo los beneficios y costos incrementales, es decir, sólo

aquellos costos y beneficios adicionales que proporciona el proyecto con relación a la situación

base optimizada (sin proyecto).

Beneficios y Costos según Tipología de Proyectos

La evaluación de proyectos de reemplazo de equipos que mantienen un determinado nivel de

capacidad y calidad en la producción de bienes y servicios, no requiere determinar los

beneficios de las situaciones con y sin proyecto, ya que en la comparación se anularían. En ese

caso los beneficios están dados exclusivamente por las diferencias en los costos totales

(inversión, operación y mantención) de ambas situaciones. Este sería el caso de los proyectos

de reposición y de equipamiento sin aumento de capacidad y calidad en la producción.

En los proyectos de reemplazo que involucran aumento de capacidad (ampliación y

equipamiento con aumento de capacidad), no bastará con comparar los costos, sino que

además, debido al aumento de capacidad en la situación con proyecto, esta última situación

presentará beneficios con respecto a la situación sin proyecto, estos beneficios normalmente

podrán estimarse en base a los mayores ingresos por venta que se obtendrían debido al aumento

de la capacidad o la calidad de la producción. Cabe señalar que los costos de producción y/o

mantenimiento podrían incluso aumentar, debido a mayores niveles de producción.

En el siguiente esquema se resume la identificación de beneficios y costos según tipología de

proyectos descrita en los dos párrafos anteriores:

40 UMAG

Estimación de beneficios sociales y privados

Los beneficios deben estimarse para la alternativa de mínimo costo anual equivalente y se

compararán con los beneficios de la situación base optimizada, obteniéndose así beneficios netos

incrementales de la situación con proyecto, es decir

𝐵𝑁𝑐/𝑠 = (𝐵𝑐𝑝 − 𝐶𝑐𝑝) − (𝐵𝑠𝑝 − 𝐶𝑠𝑝)

Donde

𝐵𝑁𝑐/𝑠: Beneficio neto con proyecto versus sin proyecto.

𝐵𝑐𝑝 : Beneficios con proyecto.

𝐵𝑠𝑝 : Beneficios sin proyecto.

𝐶𝑐𝑝 : Costos con proyecto.

𝐶𝑠𝑝 : Costos sin proyecto.

Nótese que reordenando los términos

𝐵𝑁𝑐/𝑠 = (𝐵𝑐𝑝 − 𝐵𝑠𝑝) − (𝐶𝑐𝑝 − 𝐶𝑠𝑝)

Se observa que el beneficio neto incremental en el caso más general, provendrá de incremento

de beneficios, de ahorro de costos o de ambos. La estimación de los ahorros de costos se

abordará en el punto siguiente (Estimación de costos).

El incremento de beneficios atribuible a la mayor capacidad de producción de bienes o

servicios, puede determinarse por la diferencia en los ingresos por venta que se obtendrían en

las situaciones con y sin proyecto. Los ingresos por venta (precio de venta multiplicado por la

cantidad vendida) serán mayores en la situación con proyecto asumiendo que la producción

adicional debida al proyecto podrá ser vendida en el mercado.

El incremento de beneficios atribuible a la mayor calidad y seguridad en la producción, puede

estimarse de dos formas alternativas:

Buscar datos de precios de venta de productos que tengan niveles de calidad similares a los que se alcanzará en la situación con proyecto; estos precios debieran ser mayores a los precios de venta en la situación base con un producto de calidad inferior.

Si no existen datos sobre precios de productos de calidad similar a la que permitirá alcanzar el proyecto, o si por políticas de las empresas no se diferencian precios entre productos de distinta calidad, se puede estimar el incremento de beneficios por calidad, simulando que en la situación base se intenta alcanzar el nivel de calidad de la situación

41 UMAG

con proyecto, mediante mayores costos de operación, supervisión, rediseños de procesos, y cualquier otro costo que no involucre adquirir aún un nuevo equipo. En este caso el incremento de beneficios por calidad y seguridad puede estimarse como el ahorro de esos costos.

Por otra parte, al final de la vida útil del proyecto debe considerarse el valor residual del equipo

(que dependerá de los años de funcionamiento que aún la quedan). Se puede tomar como valor

residual el probable valor de reventa que tendría el equipo a esa fecha, o el valor de sus

elementos y componentes que pudieran utilizarse como repuestos.

En la evaluación privada los valores antes indicados no deberán incluir el impuesto IVA. Para la

evaluación social del proyecto, deben corregirse los factores de ajuste de la divisa y la mano de

obra calificada y no calificada, eliminando previamente del cálculo todo impuesto o subsidio

Estimación de costos

Costos privados

Los costos que deben considerarse corresponden a los desembolsos que requeriría la

alternativa seleccionada en relación a la situación base optimizada. En el caso de bienes y

servicios, su valor debe excluir el impuesto al valor agregado (IVA), e incluir los aranceles de

importación, además de todas las erogaciones necesarias para tenerlos disponibles en la

institución o empresa. En el caso del personal, el costo se mide por las remuneraciones que

deben pagarse. Ellas deben incluir todos los conceptos que signifiquen una erogación para la

institución (lo que se le paga al empleado, el pago de las leyes sociales de salud y fondos de

pensiones, los impuestos, etc.)

a. Costos de Inversión:

El costo de inversión corresponde a la adquisición de equipos, considerando la inversión total

de la compra del equipo nuevo hasta su puesta en funcionamiento, incluyendo también las

modificaciones y/o adaptaciones de infraestructura y edificios que se pudieran necesitar.

Corresponde asignar este gasto en el momento inicial del proyecto (llamado momento cero). Si

la inversión durara más de un año, se asignará a cada año la parte que corresponda de la

inversión total.

La base para la estimación de la inversión serán las cotizaciones obtenidas de una o más

empresas proveedoras.

Es importante conocer el plazo en que pudiese necesitarse una mantención mayor, es decir,

dentro de cuántos años a partir del año cero, habría que hacer una inversión importante en

42 UMAG

mantención y a cuánto ascendería dicha mantención mayor.

En la situación sin proyecto no se considera la inversión en equipos, ya que ésta se realizó en el

pasado (caso de reposiciones o ampliaciones) o bien nunca se hizo dicha inversión (caso de

equipamiento).

b. Costos de operación:

Estos costos ocurrirán durante todos los años de vida del proyecto a partir del momento en que

el equipo (nuevo o reparado) quede listo para entrar en funcionamiento.

El costo total de operación será igual a los costos fijos, que no dependen de los niveles de

producción, más el costo unitario variable multiplicado por el nivel de producción o prestación de

servicios. Para obtener el costo unitario variable por producto o prestación de servicio se deben

determinar los costos totales variables incurridos en un determinado período, en el tipo de

producto o servicio que se está estudiando y se dividirá luego por el nivel de producto o servicio

de ese mismo período. El costo fijo se estimará como un promedio de esos gastos en una

época de funcionamiento normal del equipo.

Deben incluirse en este análisis los costos correspondientes a la adquisición de:

-Insumos, materiales necesarios para la producción o prestación del servicio

-Remuneración del personal (operarios, profesionales, ayudantes, secretarias, etc.)

-Gastos generales, fijos y variables.

c. Costos de mantención:

Para la situación base optimizada y para la alternativa seleccionada deberán estimarse los costos

de mantención. Esta información generalmente es proporcionada por las empresas que reparan

o venden los equipos. Puede aparecer como un porcentaje del valor inicial del equipo y

generalmente los gastos de mantención crecen a medida que el equipo se hace más antiguo.

d. Costos financieros e impuestos a las utilidades

Dentro de los costos privados, se consideran además el pago de los costos financieros y el

pago de los impuestos a las utilidades.

Costos Sociales

A partir de los datos de costos privados se estiman los costos sociales correspondientes a las

alternativas de solución y la situación considerada como base. Para ello, se deben realizar

correcciones a los costos de acuerdo con las instrucciones sobre precios sociales dadas por el

Ministerio de Desarrollo Social cada año.

43 UMAG

Los bienes, tanto materiales y como servicios, se dividirán en bienes importados y bienes

nacionales.

Bienes importados: en primer lugar se debe descontar el IVA y el arancel de importación; luego,

se deberá aplicar el factor de corrección de la divisa.

Bienes nacionales: se debe descontar solamente el IVA y otros impuestos específicos

aplicables a ese bien.

Remuneraciones: se deberá distinguir entre mano de obra calificada, mano de obra semi

calificada y mano de obra no calificada, aplicando los factores de corrección correspondientes a

cada categoría.

Estos cálculos referentes a bienes materiales y a remuneraciones se harán para los siguientes

rubros de costos: Inversión, operación y mantención, es decir, no todos los indicados

anteriormente (caso privado), ya que no se incluyen los costos financieros y los impuestos.

Cálculo de indicadores para la evaluación social

Para cualquiera tipología de proyecto (reposición, equipamiento o ampliación), previo a

determinar la conveniencia del reemplazo (de un equipo antiguo por uno nuevo, de mano de

obra por un equipo nuevo, o de subcontratación a terceros por un equipo nuevo), se deberá

seleccionar entre las alternativas de equipos nuevos existentes en el mercado, es decir, se

deberá determinar cuál es el equipo más conveniente para considerar en la situación con

proyecto. Esta selección se realizará con el criterio de optar por el equipo de menor CAE tal y

como se describió en el punto anterior de Preselección de alternativas de solución.

Caso de proyectos de reposición y equipamiento sin aumento de capacidad

Una vez seleccionada la alternativa de equipo nuevo más conveniente, y para el caso de

proyectos de reposición o equipamiento sin aumento de capacidad, se compara el CAE de ese

nuevo equipo con el costo marginal de seguir operando el equipo antiguo durante un año más, o

el costo marginal de seguir operando con procesos manuales o el de seguir subcontratando a

terceros según fuera el caso. En cualquiera de estas tres situaciones base el costo marginal (CM)

se calcula como:

CM =𝐶1

(1 + 𝑟)+ 𝑉𝑅0 −

𝑉𝑅1

(1 + 𝑟)

44 UMAG

𝐶1 : Costos directos e indirectos asociados a la operación del equipo durante un

período adicional

𝑉𝑅0 : Valor residual del equipo en el momento cero, es decir, al inicio del año

adicional

𝑉𝑅1 : Valor residual del equipo al final del período adicional (al final del año

adicional)

r : Tasa de descuento relevante para la empresa o servicio

La comparación del CAE del nuevo equipo con el costo marginal (CM) de la situación base, es lo

que permite determinar si existen ahorros de costos al hacer el reemplazo. Claramente el criterio

de decisión será:

Si CAE del nuevo equipo es mayor que Costo Marginal de la situación actual, entonces no conviene reemplazar ya que no hay beneficios por ahorro de costos

Si CAE del nuevo equipo es menor que el Costo Marginal de la situación actual, entonces conviene reemplazar ya que habría un beneficio igual a la diferencia de los costos, es decir, Beneficio anual = Costo Marginal de la situación actual - CAE del equipo nuevo.

Caso de proyectos de equipamiento con aumento de capacidad y de ampliación

Como ya se vio anteriormente, en este caso no basta con comparar los costos de las

situaciones con proyecto y sin proyecto, porque se deben considerar además las diferencias

entre los beneficios que se generan en ambas situaciones. Para incorporar estas diferencias en

los indicadores, se modifica la ecuación del CAE para el equipo nuevo, restando de los costos

anuales de operación y mantención los beneficios incrementales que el nuevo equipo

proporciona con respecto a la situación base, de esta forma las alternativas que generen mayores

beneficios tendrán menores CAE y por lo tanto serán seleccionadas. La ecuación corregida del

CAE (CAE') será

𝐶𝐴𝐸′ = (𝐼0 −𝑉𝑅

(1 + 𝑟)𝑛+ ∑

𝐶𝑖 − 𝐶𝑖

(1 + 𝑟)𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=1

) ∗ [(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟

(1 + 𝑟)𝑛 − 1]

Nótese que esta fórmula corregida del CAE corresponde exactamente al VAE con signo

opuesto, es decir, CAE' = - VAE. Se utilizará el CAE' en lugar del VAE, para poder tener indicadores

comparables en cuanto al signo (positivo o negativo) entre proyectos de reposición,

equipamiento o ampliación.

45 UMAG

La fórmula del CM no se modifica ya que la situación base no debiera presentar beneficios

netos con respecto a la situación con proyecto (con el nuevo equipo).

El criterio de decisión vuelve a ser el mismo que en el caso anterior, es decir:

Si CAE' del nuevo equipo es mayor el Costo Marginal de la situación actual, entonces no conviene reemplazar ya que no hay beneficios netos considerando los costos y los beneficios del nuevo equipo.

Si CAE' del nuevo equipo es menor que el Costo Marginal de la situación actual, entonces conviene reemplazar ya que habría un beneficio igual a la diferencia de los costos, en este caso ese beneficio provendrá de la mayor capacidad y calidad, pudiendo o no existir beneficios por ahorro de costos, es decir, los beneficios netos (beneficios menos costos) del nuevo equipo, serán mayores que los beneficios netos de la situación actual.

Cálculo de indicadores para la evaluación privada

En el caso de la evaluación privada, se aplica exactamente el mismo método anterior, sólo que

los beneficios y costos son los privados en lugar de los sociales. Además, pasan a ser

relevantes otros ítems de costos y beneficios (como por ejemplo los impuestos).

Al existir un impuesto que grave las utilidades de las empresas, se introduce una distorsión en

la toma de decisiones con respecto al momento óptimo de reemplazar un equipo y la

conveniencia de reemplazar o no. Esto se debe a que los costos marginales de cualquier

empresa que genera utilidades son absorbidos en parte por ella y en parte por quien recibe los

impuestos (el fisco). En este caso la expresión para el cálculo del Costo Anual Equivalente

(CAE) se modifica según se indica a continuación:

CAE = (𝐼0 −𝑉𝑅 − 𝑡 ∗ (𝑉𝑅𝑛 − 𝑉𝐿𝑛)

(1 + 𝑟)𝑛+ ∑

𝐶𝑖(1 − 𝑡) − 𝑡𝐷𝑖

(1 + 𝑟)𝑡

𝑖=𝑛

𝑖=1

) ∗ [(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟

(1 + 𝑟)𝑛 − 1]

Donde

Di : Depreciación del equipo asociada al año i.

VLn : Valor Libro (valor contable) del equipo en el año n.

t : Tasa de impuesto a las utilidades de la empresa.

46 UMAG

i

También se verá modificada la ecuación de los costos marginales para los dos casos

analizados con anterioridad, según se verá a continuación

Caso de proyectos de reposición y equipamiento sin aumento de capacidad

En este caso la ecuación del costo marginal de operar un año más se modifica a la siguiente

expresión:

𝐶𝑀 =𝐶𝑖(1 − 𝑡) − 𝑡𝐷1

(1 + 𝑟)𝑡+ 𝑉𝑅0 − 𝑡(𝑉𝑅0 − 𝑉𝐿0) −

𝑉𝑅1 − 𝑇(𝑉𝑅1 − 𝑉𝐿1)

(1 + 𝑟)

Donde

𝐷1 : Depreciación del equipo asociada al año 1

𝑉𝐿0 : Valor libro del equipo en el año 0

𝑉𝐿1 : Valor libro del equipo en el año 1

T : Tasa de impuesto a las utilidades

Con las nuevas expresiones, el criterio para la toma de decisiones sigue siendo el mismo.

Caso de proyectos de equipamiento con aumento de capacidad y de ampliación

La expresión para el cálculo del costo marginal en este caso queda igual que en la expresión

anterior, dado que no se consideran beneficios netos adicionales para la máquina antigua. La

expresión para el cálculo del CAE del nuevo equipo se verá modificada a la siguiente expresión

CAE = (𝐼0 −𝑉𝑅𝑛 − 𝑡 ∗ (𝑉𝑅𝑛 − 𝑉𝐿𝑛)

(1 + 𝑟)𝑛+ ∑

(𝐶𝑖 − 𝐵𝑖)(1 − 𝑡) − 𝑡𝐷𝑖

(1 + 𝑟)𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=1

) ∗ [(1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟

(1 + 𝑟)𝑛 − 1]

Donde Bi son los beneficios netos incrementales por aumento de capacidad o calidad que el

nuevo equipo presenta con respecto al antiguo.

47 UMAG

F.2.3 Estudio de Factibilidad Económica.

Evaluación Costo – Beneficio.

Para el desarrollo de la presente tesis, se estudiará una evaluación costo – beneficio

asociado al momento de su implementación.

El énfasis de la metodología se define en la formulación y evaluación de nuevos proyectos

de alumbrado público, que implica la renovación total o parcial de luminarias en uso,

con cambios en la capacidad demandada y calidad de los servicios de iluminación que

éstas prestan.

a. Identificación de beneficios.

Los beneficios corresponden al valor que tiene para el país ejecutar el proyecto, medido

conceptualmente a través del aumento del consumo de los bienes y servicios producidos

por el proyecto y por la liberación de recursos de los insumos que el proyecto genera.


a.1. Beneficios por disminución de costos de operación y mantenimiento.

El uso de tecnologías energéticamente más eficientes disminuye el consumo de

energía eléctrica y el nivel de potencia contratada para un mismo nivel de

iluminación. Además, las características constructivas mejoradas de las alternativas

aumentan la vida útil de los equipos al quedar éstos mejor protegidos al efecto de

vientos, contaminación ambiental, variación de temperaturas y otros efectos ambientales

que deprecian más rápidamente los equipos. De este modo es posible alargar los

intervalos de tiempo requeridos para reemplazar componentes o piezas de éstos.


a.2. Cuantificación y valoración de beneficios.

La cuantificación de los beneficios consiste en asignar unidades de medida apropiadas a

los beneficios identificados. En este caso, los beneficios están dados exclusivamente por

las diferencias en los costos totales (inversión, operación y mantención). (Servicio

Nacional Inversiones, 2011).

b. Ahorro en costos de operación y mantenimiento.

Los costos de operación son aquellos que ocurren durante todos los años de vida del

proyecto a partir del momento en que los equipos del sistema de alumbrado quedan

listos para entrar en funcionamiento. El costo total de operación es igual al costo fijo,

que no depende del nivel de iluminación provisto, más los costos variables, que depende

de la cantidad de unidades de servicio prestadas. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).

48 UMAG

Los costos fijos corresponden a los siguientes:

Insumos y materiales necesarios para la prestación del servicio de iluminación.

Remuneración del personal (operarios, profesionales, ayudantes, etc.).

Gastos generales.

Los costos variables corresponden a los siguientes:

Consumo de energía.

Mantenimiento.

A los fines de la simplificación del análisis y dado que se trata de supuesto con alta

probabilidad de ocurrencia, los costos fijos se mantendrán constantes en las situaciones,

razón por la cual el proyecto no tendrá beneficios asociados al ahorro de costos fijos.

No obstante, el proyecto sí tendrá beneficios por menor suministro de energía

requerido y por menores costos de mantenimiento, ya que se espera que las nuevas

tecnologías, energéticamente eficientes, tengan a su vez una vida útil más

prolongada. (Servicio Nacional Inversiones, 2011).

La información de costos es generalmente proporcionada por las mismas empresas

que venden o reparan los componentes del sistema de alumbrado. Puede

especificarse como un porcentaje del valor inicial del equipo y generalmente los gastos

de mantención crecen a medida que el equipo se hace más antiguo. (Servicio Nacional

Inversiones, 2011).

b.1. Cuantificación de la energía/potencia consumida.

Para determinar el ahorro debe estimarse el consumo de energía eléctrica de acuerdo a

lo siguiente:

𝑒𝑘 =𝑁𝑘 ∗ 𝑃𝑖

𝑝𝑘ℎ

Donde

𝑒 : Energía anual consumida por la luminaria tipo para un nivel de potencia dado (kWh/año).

𝑁𝑘 : Número de luminarias tipo k.

𝑝𝑘 : Potencia total del conjunto de luminarias tipo (kW).

𝑃𝑖 : Potencia de la luminaria (W). Considera la potencia de la lámpara además del consumo de

todo el equipo eléctrico necesario para que la luminaria funcione correctamente.

ℎ : Horas anuales de uso de la luminaria.

49 UMAG

Notar que la expresión para está expresada en kWh/año, mientras que la potencia de

la luminaria es usualmente expresada en W, tal como se indica. Por esto, el lado

derecho de la ecuación es dividido por mil para asegurar la equivalencia entre sus

componentes en términos de la unidad de medida utilizada. (Servicio Nacional

Inversiones, 2011).

Para estimar la energía total del sistema de alumbrado público, deben identificarse los

tipos de luminarias existentes, con sus niveles de potencia asociados, y sumar los

niveles de energía consumidos anualmente por cada conjunto de luminaria.

𝐸𝐴𝑃 = ∑ 𝑒𝑘

𝑘

𝑘

Donde

𝐸𝐴𝑃 : Energía total anual consumida por el sistema de alumbrado público (kWh/año).

𝑘 : Número de luminarias distintas por tipo y nivel de potencia. (Servicio Nacional Inversiones,

2011)

b.2. Valorización del ahorro energético.

Para valorar el ahorro de energía deberá aplicarse la siguiente ecuación:

𝐴𝑒 =△ 𝑝𝑒 ∗△𝑒

𝐴𝑒 : Ahorro en consumo de energía ($/año)

△ 𝑝𝑒 : Cambio en la tarifa cobrada por la distribuidora de energía eléctrica al municipio

afectado ($/kWh).

△𝑒 : Cambio de energía consumida (kWh/año) en la situación CP relativo a la sustitución SP.

Dónde:

Cabe mencionar que no se realizan ajustes adicionales al precio de la energía, pues

no se cuenta con una estimación actual y confiable del precio social de este factor,

por lo cual se supone que el precio privado es igual al precio social. (Servicio Nacional

Inversiones, 2011).

50 UMAG

F.2.4 Evaluación económica privada.

Desde un punto de vista económico privado, la generación eléctrica solar y eólica

presenta los siguientes beneficios:

• Reducción del consumo de combustibles convencionales (petróleo, gas,

combustible nuclear), normalmente traído de otro país a un elevado coste, ya que la

energía generada ser utilizada bien en la propia planta o bien vendida al sistema

eléctrico.

• Una ventaja económica de carácter adicional es la posibilidad de venta al sistema

eléctrico, a través de la Compañía Eléctrica de la zona, de la energía eléctrica

excedentaria, que en un parque eólico conectado a red es casi la totalidad de la

energía producida, siendo en la actualidad el precio de venta un precio político que

tiene como fin el incentivar la instalación de este tipo de instalaciones. (ESCUDERO,

2008).

a. Horizonte de planeación.

Se entiende como el período para evaluar un proyecto de inversión, que se establece

sobre la base de la vida económica esperada del componente más importante de la

inversión inicial prevista.

Es por ello que el horizonte de planeación del proyecto a evaluar se establecerá

en base a las características del mismo.

b. Ingresos.

Para el caso de los proyectos híbridos eólicos-solares, se consideraron los siguientes

ingresos:

Ingresos por concepto de Net Metering.

Ingresos por concepto de subsidios o franquicias asociadas a fomentos de desarrollo

de energías renovables.

Ingresos por la venta de bonos de carbono.

c. Costos e inversiones necesarias para llevar a cabo el proyecto.

Las inversiones para la generación de energía eólica-solar incluyen el costo de

tecnología a utilizar, de las perforaciones en terreno junto con el levantamiento de los

sistemas a implementar.

51 UMAG

c. Emisiones de CO2

Se establecerá el valor monetario de las emisiones de CO2 para la totalidad de las

alternativas a analizar, lo anterior a partir del valor total anual mediante la

realización del respectivo cálculo.

Para ello se considerarán los siguientes antecedentes:

Ahorro en emisiones de CO2 para cada alternativa a evaluar.

Precio de transacción de los derechos de emisión de carbono en el mercado

spot. Valor monetario actual de venta por concepto de Bonos de Carbono,

Valorización monetaria total de las alternativas según la magnitud de sus emisiones.

Calcular VAN, TIR y PRC para el proyecto.

a. VAN, TIR y PRC.

Habiendo establecido todas las componentes para elaborar el flujo de caja, se procedió a

determinar los indicadores económicos VAN, TIR y PRC para evaluar la rentabilidad

de incurrir en este tipo de proyectos.

1 UMAG

ANEXO G



2 UMAG

Contenido

ANEXO G ...................................................................................................................................................... 3

G.1 FLUJO DE CAJA SISTEMA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ..................................................................................... 3

G.2 FLUJO DE CAJA SISTEMA DISTRITAL – BIOMASA .......................................................................................... 16

G.3 FLUJO DE CAJA GEOTERMIA-BAJA ENTALPIA .............................................................................................. 18

G.4 FLUJO DE CAJA SISTEMA FOTOVOLTAICO .................................................................................................. 21

G.5 FLUJO DE CAJA SISTEMA HIBRIDO - EÓLICO ............................................................................................... 25

3 UMAG

ANEXO G

G.1 Flujo de caja Sistema de Eficiencia Energética

energía ELÉCTRICA (LFC+TF)

inversión PRIVADA + ESTATAL

comuna PUNTA ARENAS

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

+ Beneficio por mayor productividad

+ Ahorro costo energía sistema actual 1,126 1,213 1,307 1,409 1,518 1,589 1,664 1,742 1,824 1,909 1,965 2,022 2,081 2,141 2,203 2,274 2,347 2,422 2,500 2,580 2,656 2,735 2,815 2,899 2,984 3,066 3,150 3,236 3,325 3,415 3,503 3,592 3,684 3,778 3,874

+ Beneficio liberación de recursos

+- Ganancias (pérdidas) de K

- Costos operación

- Costos mantención

- Gastos financieros

- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113

- Dep equipamiento (mob.)

- Pérdida ej anterior 0 -16,987 -33,887 -50,693 -67,397 -83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168

= Ut antes de impto -16,987 -33,887 -50,693 -67,397 -83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168 -547,407

- Impto 1ra categoría 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

= Ut después de impto -16,987 -33,887 -50,693 -67,397 -83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168 -547,407

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113

+ Dep equipamiento (mob.)

+ Pérdida ej anterior 0 16,987 33,887 50,693 67,397 83,992 100,516 116,965 133,336 149,625 165,829 181,977 198,068 214,100 230,072 245,982 261,821 277,587 293,278 308,891 324,424 339,880 355,258 370,556 385,770 400,899 415,946 430,909 445,786 460,575 475,272 489,882 504,403 518,832 533,168

-+ Ganancias (pérdidas) de K

= FLUJO OPERACIONAL 1,126 1,213 1,307 1,409 1,518 1,589 1,664 1,742 1,824 1,909 1,965 2,022 2,081 2,141 2,203 2,274 2,347 2,422 2,500 2,580 2,656 2,735 2,815 2,899 2,984 3,066 3,150 3,236 3,325 3,415 3,503 3,592 3,684 3,778 3,874

- Inversión Infra 0

- Inversión Equipos -633,952

- Inversión Equipamiento 0 0 0 0 0 0 0

+ Valor residual infra

+ Valor residual Equipos 0

+ Valor residual Equipamiento

- IVA de la inversión

+ IVA de la inversión

- Capital de trabajo 0

+ Recuperación CT 0

+ Préstamo (Subsidio) 633,952 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

= FLUJO DE CAJA 0 1,126 1,213 1,307 1,409 1,518 1,589 1,664 1,742 1,824 1,909 1,965 2,022 2,081 2,141 2,203 2,274 2,347 2,422 2,500 2,580 2,656 2,735 2,815 2,899 2,984 3,066 3,150 3,236 3,325 3,415 3,503 3,592 3,684 3,778 3,874

Indicadores rentabilidad

VAN (10%) 17,703

TIR #DIV/0!

IVAN 0

Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial"

4 UMAG



comuna NATALES

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35


+ Ahorro costo energía sistema actual 180 204 230 260 293 316 341 368 397 429 451 474 498 524 551 579 608 638 670 704 735 768 802 838 875 910 947 985 1,024 1,065 1,104 1,144 1,185 1,228 1,273



- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147



= Ut antes de impto -2,967 -5,911 -8,828 -11,716 -14,571 -17,402 -20,208 -22,987 -25,738 -28,456 -31,153 -33,827 -36,476 -39,099 -41,696 -44,264 -46,804 -49,313 -51,790 -54,233 -56,645 -59,025 -61,370 -63,679 -65,951 -68,188 -70,389 -72,551 -74,675 -76,757 -78,801 -80,805 -82,767 -84,686 -86,561



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147




= FLUJO OPERACIONAL 180 204 230 260 293 316 341 368 397 429 451 474 498 524 551 579 608 638 670 704 735 768 802 838 875 910 947 985 1,024 1,065 1,104 1,144 1,185 1,228 1,273












- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 180 204 230 260 293 316 341 368 397 429 451 474 498 524 551 579 608 638 670 704 735 768 802 838 875 910 947 985 1,024 1,065 1,104 1,144 1,185 1,228 1,273


VAN (10%) 4,070

TIR #DIV/0!

IVAN 0


5 UMAG



comuna PORVENIR

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35


+ Ahorro costo energía sistema actual 45 51 57 64 72 77 83 89 96 103 108 113 118 124 130 137 143 150 157 165 172 179 187 195 203 211 219 228 237 246 255 264 273 283 293



- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798


- Pérdida ej anterior 0 -753 -1,500 -2,241 -2,975 -3,701 -4,422 -5,137 -5,847 -6,549 -7,245 -7,935 -8,620 -9,300 -9,974 -10,642 -11,304 -11,959 -12,607 -13,248 -13,881 -14,507 -15,126 -15,737 -16,340 -16,935 -17,522 -18,101 -18,671 -19,232 -19,784 -20,328 -20,862 -21,387 -21,903

= Ut antes de impto -753 -1,500 -2,241 -2,975 -3,701 -4,422 -5,137 -5,847 -6,549 -7,245 -7,935 -8,620 -9,300 -9,974 -10,642 -11,304 -11,959 -12,607 -13,248 -13,881 -14,507 -15,126 -15,737 -16,340 -16,935 -17,522 -18,101 -18,671 -19,232 -19,784 -20,328 -20,862 -21,387 -21,903 -22,409


= Ut después de impto -753 -1,500 -2,241 -2,975 -3,701 -4,422 -5,137 -5,847 -6,549 -7,245 -7,935 -8,620 -9,300 -9,974 -10,642 -11,304 -11,959 -12,607 -13,248 -13,881 -14,507 -15,126 -15,737 -16,340 -16,935 -17,522 -18,101 -18,671 -19,232 -19,784 -20,328 -20,862 -21,387 -21,903 -22,409

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798


+ Pérdida ej anterior 0 753 1,500 2,241 2,975 3,701 4,422 5,137 5,847 6,549 7,245 7,935 8,620 9,300 9,974 10,642 11,304 11,959 12,607 13,248 13,881 14,507 15,126 15,737 16,340 16,935 17,522 18,101 18,671 19,232 19,784 20,328 20,862 21,387 21,903


= FLUJO OPERACIONAL 45 51 57 64 72 77 83 89 96 103 108 113 118 124 130 137 143 150 157 165 172 179 187 195 203 211 219 228 237 246 255 264 273 283 293












- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 45 51 57 64 72 77 83 89 96 103 108 113 118 124 130 137 143 150 157 165 172 179 187 195 203 211 219 228 237 246 255 264 273 283 293


VAN (10%) 973

TIR #DIV/0!

IVAN 0


6 UMAG



comuna CABO DE HORNOS

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351


- Pérdida ej anterior 0 -338 -675 -1,010 -1,343 -1,674 -2,003 -2,332 -2,658 -2,983 -3,306 -3,627 -3,948 -4,266 -4,584 -4,899 -5,213 -5,525 -5,836 -6,144 -6,450 -6,755 -7,057 -7,358 -7,656 -7,952 -8,246 -8,538 -8,828 -9,115 -9,400 -9,682 -9,963 -10,240 -10,515

= Ut antes de impto -338 -675 -1,010 -1,343 -1,674 -2,003 -2,332 -2,658 -2,983 -3,306 -3,627 -3,948 -4,266 -4,584 -4,899 -5,213 -5,525 -5,836 -6,144 -6,450 -6,755 -7,057 -7,358 -7,656 -7,952 -8,246 -8,538 -8,828 -9,115 -9,400 -9,682 -9,963 -10,240 -10,515 -10,788


= Ut después de impto -338 -675 -1,010 -1,343 -1,674 -2,003 -2,332 -2,658 -2,983 -3,306 -3,627 -3,948 -4,266 -4,584 -4,899 -5,213 -5,525 -5,836 -6,144 -6,450 -6,755 -7,057 -7,358 -7,656 -7,952 -8,246 -8,538 -8,828 -9,115 -9,400 -9,682 -9,963 -10,240 -10,515 -10,788

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351


+ Pérdida ej anterior 0 338 675 1,010 1,343 1,674 2,003 2,332 2,658 2,983 3,306 3,627 3,948 4,266 4,584 4,899 5,213 5,525 5,836 6,144 6,450 6,755 7,057 7,358 7,656 7,952 8,246 8,538 8,828 9,115 9,400 9,682 9,963 10,240 10,515














- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 13 14 16 18 20 21 23 24 26 28 29 30 32 33 35 37 38 40 42 44 46 48 50 52 55 57 59 61 63 66 68 71 73 76 78


VAN (10%) 263

TIR #DIV/0!

IVAN 0


7 UMAG

energía ELÉCTRICA (LED+TF)


comuna PUNTA ARENAS

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301



= Ut antes de impto -26,050 -51,925 -77,612 -103,096 -128,362 -153,485 -178,459 -203,276 -227,930 -252,413 -276,785 -301,043 -325,183 -349,203 -373,098 -396,851 -420,459 -443,916 -467,218 -490,359 -513,348 -536,180 -558,851 -581,355 -603,688 -625,858 -647,860 -669,689 -691,342 -712,812 -734,108 -755,226 -776,160 -796,906 -817,459



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 2,251 2,426 2,614 2,817 3,036 3,178 3,328 3,484 3,647 3,819 3,929 4,044 4,161 4,282 4,406 4,548 4,694 4,844 5,000 5,160 5,313 5,469 5,631 5,797 5,968 6,132 6,300 6,472 6,649 6,831 7,005 7,184 7,367 7,555 7,748


VAN (10%) 35,405

TIR #DIV/0!

IVAN 0


8 UMAG



comuna NATALES

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35


+ Ahorro costo energía sistema actual 361 407 460 519 586 632 682 736 794 857 901 948 997 1,048 1,102 1,157 1,216 1,277 1,341 1,408 1,471 1,536 1,605 1,676 1,751 1,821 1,894 1,969 2,048 2,130 2,207 2,287 2,370 2,456 2,545



- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918



= Ut antes de impto -4,557 -9,068 -13,526 -17,924 -22,256 -26,542 -30,777 -34,959 -39,082 -43,143 -47,159 -51,129 -55,050 -58,920 -62,736 -66,497 -70,199 -73,840 -77,417 -80,927 -84,374 -87,755 -91,068 -94,310 -97,477 -100,574 -103,598 -106,547 -109,417 -112,205 -114,915 -117,546 -120,094 -122,555 -124,928



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918




= FLUJO OPERACIONAL 361 407 460 519 586 632 682 736 794 857 901 948 997 1,048 1,102 1,157 1,216 1,277 1,341 1,408 1,471 1,536 1,605 1,676 1,751 1,821 1,894 1,969 2,048 2,130 2,207 2,287 2,370 2,456 2,545












- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 361 407 460 519 586 632 682 736 794 857 901 948 997 1,048 1,102 1,157 1,216 1,277 1,341 1,408 1,471 1,536 1,605 1,676 1,751 1,821 1,894 1,969 2,048 2,130 2,207 2,287 2,370 2,456 2,545


VAN (10%) 8,139

TIR #DIV/0!

IVAN 0


9 UMAG



comuna PORVENIR

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247



= Ut antes de impto -1,156 -2,301 -3,434 -4,553 -5,657 -6,749 -7,831 -8,900 -9,956 -10,998 -12,030 -13,051 -14,061 -15,060 -16,047 -17,021 -17,982 -18,929 -19,862 -20,780 -21,683 -22,572 -23,445 -24,302 -25,143 -25,967 -26,776 -27,567 -28,341 -29,096 -29,834 -30,554 -31,255 -31,937 -32,600



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 91 102 114 128 144 154 166 178 191 205 215 226 237 248 260 273 286 300 314 330 344 358 374 390 407 422 439 456 473 492 509 527 546 565 585


VAN (10%) 1,945

TIR #DIV/0!

IVAN 0


10 UMAG




2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548


- Pérdida ej anterior 0 -523 -1,043 -1,559 -2,072 -2,581 -3,087 -3,589 -4,089 -4,585 -5,078 -5,568 -6,055 -6,539 -7,020 -7,498 -7,972 -8,443 -8,910 -9,374 -9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816

= Ut antes de impto -523 -1,043 -1,559 -2,072 -2,581 -3,087 -3,589 -4,089 -4,585 -5,078 -5,568 -6,055 -6,539 -7,020 -7,498 -7,972 -8,443 -8,910 -9,374 -9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816 -16,208


= Ut después de impto -523 -1,043 -1,559 -2,072 -2,581 -3,087 -3,589 -4,089 -4,585 -5,078 -5,568 -6,055 -6,539 -7,020 -7,498 -7,972 -8,443 -8,910 -9,374 -9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816 -16,208

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548


+ Pérdida ej anterior 0 523 1,043 1,559 2,072 2,581 3,087 3,589 4,089 4,585 5,078 5,568 6,055 6,539 7,020 7,498 7,972 8,443 8,910 9,374 9,833 10,289 10,741 11,188 11,632 12,070 12,505 12,936 13,361 13,783 14,199 14,610 15,017 15,419 15,816














- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 25 28 31 35 39 42 45 48 52 55 58 61 64 67 70 73 77 81 84 88 92 96 100 105 109 113 117 122 127 132 136 141 146 151 156


VAN (10%) 526

TIR #DIV/0!

IVAN 0


11 UMAG

gas natural - AISLACION TÉRMICA

comuna PUNTA ARENAS

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35


+ Ahorro costo energía sistema actual 494 650 856 1,126 1,482 1,703 1,956 2,247 2,581 2,964 3,140 3,326 3,523 3,731 3,952 4,133 4,321 4,519 4,725 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941



- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos

- Dep equipamiento (mob.) -86 -86 -171 -171 -257 -257 -343 -343 -429 -429 -514 -514 -600 -600 -686 -686 -771 -771 -857 -857 -943 -943 -1,029 -1,029 -1,114 -1,114 -1,200 -1,200 -1,286 -1,286 -1,371 -1,371 -1,457 -1,457 -1,543

- Pérdida ej anterior 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

= Ut antes de impto 408 564 684 955 1,225 1,445 1,613 1,904 2,152 2,536 2,626 2,812 2,923 3,131 3,267 3,447 3,550 3,747 3,868 4,083 3,998 3,998 3,912 3,912 3,826 3,826 3,741 3,741 3,655 3,655 3,569 3,569 3,483 3,483 3,398

- Impto 1ra categoría -82 -113 -137 -191 -245 -289 -323 -381 -430 -507 -525 -562 -585 -626 -653 -689 -710 -749 -774 -817 -800 -800 -782 -782 -765 -765 -748 -748 -731 -731 -714 -714 -697 -697 -680

= Ut después de impto 327 452 547 764 980 1,156 1,290 1,523 1,722 2,029 2,100 2,249 2,338 2,505 2,613 2,758 2,840 2,998 3,094 3,267 3,198 3,198 3,130 3,130 3,061 3,061 2,992 2,992 2,924 2,924 2,855 2,855 2,787 2,787 2,718

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos

+ Dep equipamiento (mob.) 86 86 171 171 257 257 343 343 429 429 514 514 600 600 686 686 771 771 857 857 943 943 1,029 1,029 1,114 1,114 1,200 1,200 1,286 1,286 1,371 1,371 1,457 1,457 1,543

+ Pérdida ej anterior 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


= FLUJO OPERACIONAL 412 537 719 935 1,237 1,413 1,633 1,866 2,150 2,457 2,615 2,764 2,938 3,105 3,299 3,443 3,611 3,769 3,951 4,124 4,141 4,141 4,158 4,158 4,175 4,175 4,192 4,192 4,210 4,210 4,227 4,227 4,244 4,244 4,261

- Inversión Infra

- Inversión Equipos

- Inversión Equipamiento -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000


+ Valor residual Equipos 7,714






+ Préstamo (Subsidio)

- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 -3,000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7,714

= FLUJO DE CAJA -3,000 412 -2,463 719 -2,065 1,237 -1,587 1,633 -1,134 2,150 -543 2,615 -236 2,938 105 3,299 443 3,611 769 3,951 4,124 4,141 4,141 4,158 4,158 4,175 4,175 4,192 4,192 4,210 4,210 4,227 4,227 4,244 4,244 11,975


VAN (10%) 5,075

TIR 14%

IVAN 2


12 UMAG


comuna NATALES

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35


+ Ahorro costo energía sistema actual 198 309 484 758 1,186 1,313 1,455 1,611 1,784 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 2,374 2,851 3,424 4,113 4,941



- Costos operación



- Dep infra (obras)


- Dep equipamiento (mob.) -34 -69 -103 -137 -171 -206 -240 -274 -309 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343 -343


= Ut antes de impto 163 241 381 620 1,014 1,108 1,215 1,337 1,476 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 1,633 2,031 2,508 3,082 3,770 4,598


= Ut después de impto 131 193 305 496 811 886 972 1,069 1,181 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,307 1,625 2,007 2,465 3,016 3,678

+ Dep infra (obras)


+ Dep equipamiento (mob.) 34 69 103 137 171 206 240 274 309 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343 343



= FLUJO OPERACIONAL 165 261 408 634 983 1,092 1,212 1,344 1,489 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,968 2,349 2,808 3,359 4,021

- Inversión Infra


- Inversión Equipamiento -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200









- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,543

= FLUJO DE CAJA -1,200 -1,035 -939 -792 -566 -217 -108 12 144 289 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,968 2,349 2,808 3,359 5,564


VAN (10%) 2,815

TIR 14%

IVAN 2


13 UMAG


comuna PORVENIR

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)




= Ut antes de impto 82 105 146 211 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327 327


= Ut después de impto 65 84 117 169 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261 261

+ Dep infra (obras)






- Inversión Infra


- Inversión Equipamiento -600 -600 -600 -600









- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES -600 -600 -600 -600 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 103

= FLUJO DE CAJA -600 -518 -481 -432 237 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 433


VAN (10%) 509

TIR 13%

IVAN 1


14 UMAG


comuna TORRES DEL PAINE

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)



- Pérdida ej anterior 0 -0 -2 -3 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4

= Ut antes de impto -0 -2 -3 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4


= Ut después de impto -0 -2 -3 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4

+ Dep infra (obras)






- Inversión Infra


- Inversión Equipamiento -75 -75








+ Préstamo (Subsidio) 75 75

- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 2 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 6


VAN (10%) 36

TIR #DIV/0!

IVAN 0.5


15 UMAG

gas natural - REC CALEFACTORES

comuna PUNTA ARENAS

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35


+ Ahorro costo energía sistema actual 27 49 89 163 297 337 384 437 497 566 612 662 715 773 836 884 935 988 1,045 1,105 1,155 1,206 1,260 1,316 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375



- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -9 -9 -9 -9 -9 -17 -17 -17 -17 -17 -26 -26 -26 -26 -26 -34 -34 -34 -34 -34 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43



= Ut antes de impto 27 41 81 154 288 329 367 420 480 549 595 636 690 748 810 858 901 954 1,011 1,071 1,121 1,164 1,217 1,274 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332


= Ut después de impto 22 32 65 123 230 263 294 336 384 439 476 509 552 598 648 687 720 763 809 857 896 931 974 1,019 1,066 1,066 1,066 1,066 1,066 1,066 1,066 1,066 1,066 1,066 1,066

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 9 9 9 9 9 17 17 17 17 17 26 26 26 26 26 34 34 34 34 34 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43




= FLUJO OPERACIONAL 22 41 73 132 239 272 311 353 401 456 493 534 577 624 674 712 754 797 843 891 930 973 1,016 1,061 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108

- Inversión Infra

- Inversión Equipos -30 -298 -298 -298 -298 -298

- Inversión Equipamiento









- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES -30 -298 0 0 0 0 -298 0 0 0 0 -298 0 0 0 0 -298 0 0 0 0 -298 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 468

= FLUJO DE CAJA -30 -276 41 73 132 239 -26 311 353 401 456 195 534 577 624 674 414 754 797 843 891 632 973 1,016 1,061 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,577


VAN (10%) 3,260

TIR 43%

IVAN 109


16 UMAG

G.2 Flujo de Caja Sistema distrital – Biomasa

Reemplazo


2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64



= Ut antes de impto 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557 557



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64















+ Préstamo (Subsidio) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES -2,228 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

= FLUJO DE CAJA -2,228 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509


VAN (10%) 2,683

TIR 23%

IVAN 1

Flujo de Caja Privado "Distrital Biomasa - sector Residencial"

17 UMAG

Nuevo


2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35








- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64



= Ut antes de impto 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180


VAN (10%) 1,733

TIR #DIV/0!

IVAN 1

Flujo de Caja Privado "Distrital Biomasa - sector Residencial"

18 UMAG

G.3 Flujo de Caja Geotermia-baja entalpia

comuna SAN GREGORIO

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35








- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473


- Pérdida ej anterior 0 -360 -720 -1,080 -1,440 -1,800 -2,159 -2,519 -2,879 -3,239 -3,599 -3,959 -4,319 -4,679 -5,039 -5,399 -5,758 -6,118 -6,478 -6,838 -7,198 -7,558 -7,918 -8,278 -8,638 -8,998 -9,357 -9,717 -10,077 -10,437 -10,797 -11,157 -11,517 -11,877 -12,237

= Ut antes de impto -360 -720 -1,080 -1,440 -1,800 -2,159 -2,519 -2,879 -3,239 -3,599 -3,959 -4,319 -4,679 -5,039 -5,399 -5,758 -6,118 -6,478 -6,838 -7,198 -7,558 -7,918 -8,278 -8,638 -8,998 -9,357 -9,717 -10,077 -10,437 -10,797 -11,157 -11,517 -11,877 -12,237 -12,597


= Ut después de impto -360 -720 -1,080 -1,440 -1,800 -2,159 -2,519 -2,879 -3,239 -3,599 -3,959 -4,319 -4,679 -5,039 -5,399 -5,758 -6,118 -6,478 -6,838 -7,198 -7,558 -7,918 -8,278 -8,638 -8,998 -9,357 -9,717 -10,077 -10,437 -10,797 -11,157 -11,517 -11,877 -12,237 -12,597

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473


+ Pérdida ej anterior 0 360 720 1,080 1,440 1,800 2,159 2,519 2,879 3,239 3,599 3,959 4,319 4,679 5,039 5,399 5,758 6,118 6,478 6,838 7,198 7,558 7,918 8,278 8,638 8,998 9,357 9,717 10,077 10,437 10,797 11,157 11,517 11,877 12,237














- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7,094

= FLUJO DE CAJA 0 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 7,207


VAN (10%) 1,342

TIR #DIV/0!

Flujo de Caja Privado "Geotermia Baja Entalpía - sector Residencial"

19 UMAG

comuna PRIMAVERA

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35








- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31



= Ut antes de impto 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 511


VAN (10%) 486

TIR #DIV/0!

IVAN 0.3


20 UMAG


2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35








- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146


- Pérdida ej anterior 0 -31 -62 -93 -123 -154 -185 -216 -247 -278 -309 -340 -370 -401 -432 -463 -494 -525 -556 -587 -617 -648 -679 -710 -741 -772 -803 -834 -864 -895 -926 -957 -988 -1,019 -1,050

= Ut antes de impto -31 -62 -93 -123 -154 -185 -216 -247 -278 -309 -340 -370 -401 -432 -463 -494 -525 -556 -587 -617 -648 -679 -710 -741 -772 -803 -834 -864 -895 -926 -957 -988 -1,019 -1,050 -1,081


= Ut después de impto -31 -62 -93 -123 -154 -185 -216 -247 -278 -309 -340 -370 -401 -432 -463 -494 -525 -556 -587 -617 -648 -679 -710 -741 -772 -803 -834 -864 -895 -926 -957 -988 -1,019 -1,050 -1,081

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146


+ Pérdida ej anterior 0 31 62 93 123 154 185 216 247 278 309 340 370 401 432 463 494 525 556 587 617 648 679 710 741 772 803 834 864 895 926 957 988 1,019 1,050














- Amortizaciones

= FLUJO de CAPITALES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2,183

= FLUJO DE CAJA 0 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 2,297


VAN (10%) 1,183

TIR #DIV/0!

IVAN 0.2


21 UMAG

G.4 Flujo de Caja Sistema Fotovoltaico

comuna PUNTA ARENAS

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297



= Ut antes de impto 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447 2,447


= Ut después de impto 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958 1,958

+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255


VAN (10%) 41,034

TIR #DIV/0!

IVAN 1

Flujo de Caja Privado "Solar Fotovoltaico"

22 UMAG

comuna NATALES

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489



= Ut antes de impto 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790


VAN (10%) 7,620

TIR #DIV/0!

IVAN 0.4


23 UMAG

comuna PORVENIR

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120



= Ut antes de impto 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202


VAN (10%) 1,948

TIR #DIV/0!

IVAN 0.5


24 UMAG


2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51



= Ut antes de impto 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78


VAN (10%) 750

TIR #DIV/0!

IVAN 0.4


25 UMAG

G.5 Flujo de Caja Sistema Hibrido - Eólico

comuna PUERTO PRAT

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4



= Ut antes de impto -3 -5 -8 -10 -13 -15 -18 -20 -23 -25 -28 -30 -33 -35 -38 -40 -43 -45 -48 -50 -53 -55 -58 -61 -63 -66 -68 -71 -73 -76 -78 -81 -83 -86 -88



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4






- Inversión Equipos -142










- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2


VAN (10%) 15

TIR #DIV/0!

IVAN 0.1

Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico"

26 UMAG

comuna SENO OBSTRUCCION

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5



= Ut antes de impto -5 -10 -14 -19 -24 -29 -33 -38 -43 -48 -53 -57 -62 -67 -72 -77 -81 -86 -91 -96 -100 -105 -110 -115 -120 -124 -129 -134 -139 -143 -148 -153 -158 -163 -167



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


VAN (10%) 5

TIR #DIV/0!

IVAN 0.0


27 UMAG

comuna PAMPA GUANACO

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3



= Ut antes de impto -3 -5 -8 -11 -13 -16 -19 -21 -24 -27 -29 -32 -35 -37 -40 -43 -45 -48 -51 -53 -56 -59 -61 -64 -67 -69 -72 -75 -77 -80 -83 -85 -88 -91 -93



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


VAN (10%) 1

TIR #DIV/0!

IVAN 0.0


28 UMAG

comuna VILLA RENOVAL

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5



= Ut antes de impto -4 -9 -13 -18 -22 -26 -31 -35 -39 -44 -48 -53 -57 -61 -66 -70 -75 -79 -83 -88 -92 -97 -101 -105 -110 -114 -118 -123 -127 -132 -136 -140 -145 -149 -154



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


VAN (10%) 9

TIR #DIV/0!

IVAN 0.0


29 UMAG

comuna PUERTO EDEN

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5



= Ut antes de impto -4 -9 -13 -18 -22 -26 -31 -35 -39 -44 -48 -53 -57 -61 -66 -70 -75 -79 -83 -88 -92 -97 -101 -105 -110 -114 -118 -123 -127 -132 -136 -140 -145 -149 -154



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


VAN (10%) 9

TIR #DIV/0!

IVAN 0.0


30 UMAG

comuna CERRO CASTILLO

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12



= Ut antes de impto -2 -4 -6 -8 -9 -11 -13 -15 -17 -19 -21 -23 -25 -26 -28 -30 -32 -34 -36 -38 -40 -42 -43 -45 -47 -49 -51 -53 -55 -57 -59 -60 -62 -64 -66



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10


VAN (10%) 99

TIR #DIV/0!

IVAN 0.2


31 UMAG

comuna CERRO CASTILLO NO RESIDENCIAL

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14



= Ut antes de impto -2 -4 -6 -8 -10 -12 -14 -16 -18 -20 -22 -24 -26 -28 -30 -32 -34 -36 -38 -40 -42 -45 -47 -49 -51 -53 -55 -57 -59 -61 -63 -65 -67 -69 -71



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12


VAN (10%) 118

TIR #DIV/0!

IVAN 0.2


32 UMAG

comuna VILLA TEHUELCHES

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17



= Ut antes de impto 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18


VAN (10%) 170

TIR #DIV/0!

IVAN 0.3


33 UMAG

comuna VILLA PONSOMBY

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5



= Ut antes de impto -0 -0 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -3 -3 -3 -3 -3 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -6 -6 -6 -6



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5


VAN (10%) 49

TIR #DIV/0!

IVAN 0.3


34 UMAG

comuna VILLA CAMERON

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19



= Ut antes de impto -8 -17 -25 -33 -42 -50 -58 -67 -75 -84 -92 -100 -109 -117 -125 -134 -142 -150 -159 -167 -175 -184 -192 -201 -209 -217 -226 -234 -242 -251 -259 -267 -276 -284 -292



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10


VAN (10%) 100

TIR #DIV/0!

IVAN 0.2


35 UMAG

comuna PUERTO TORO

2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040 2,041 2,042 2,043 2,044 2,045 2,046 2,047 2,048 2,049 2,050

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35





- Costos operación



- Dep infra (obras)

- Dep máq y equipos -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7



= Ut antes de impto -4 -9 -13 -17 -21 -26 -30 -34 -38 -43 -47 -51 -55 -60 -64 -68 -72 -77 -81 -85 -90 -94 -98 -102 -107 -111 -115 -119 -124 -128 -132 -136 -141 -145 -149



+ Dep infra (obras)

+ Dep máq y equipos 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
















- Amortizaciones


= FLUJO DE CAJA 0 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3


VAN (10%) 31

TIR #DIV/0!

IVAN 0.1


1 UMAG

ANEXO H



2 UMAG

Contenido

ANEXO H: BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 3

H.1 HIDROCARBUROS ................................................................................................................................... 3

H.2 CARBÓN ............................................................................................................................................... 4

H.3 TURBA ................................................................................................................................................. 5

H.4 EÓLICO ................................................................................................................................................ 5

H.5 SOLAR ................................................................................................................................................. 6

H.6 BIOMASA ............................................................................................................................................. 6

H.7 RESIDUOS ............................................................................................................................................. 7

H.8 GEOTERMIA .......................................................................................................................................... 7

H.9 HÍDRICO ............................................................................................................................................... 8

H.10 MARINO .............................................................................................................................................. 9

H.11 HIDRÓGENO........................................................................................................................................ 10

H.12 REGIÓN DE MAGALLANES Y SUS COMUNAS ............................................................................................... 10

3 UMAG

ANEXO H: Bibliografía

H.1 Hidrocarburos

ENAP (2007), Licitación de CEOP compromete inversiones por US$267 millones en

Magallanes. (CEOP Información ENAP)

ENAP (2011), “ENAP: su historia, el presente y el futuro”, V Congreso Nacional de

Estudiantes Ingeniería Química (presentado en UMAG)

ENAP (2012), Presentación “Exploración de Hidrocarburos en Reservorios No

Convencionales en la Cuenca de Magallanes, Carlos Herrero (Gerente de Exploraciones Enap

Magallanes).

ENAP (2012), Presentación” El futuro del petróleo y el gas natural en Chile “,Seminario

Futuro del sector petróleo y gas del Colegio de Ingenieros, Lisandro Rojas (ex gerente

Exploraciones ENAP – Sipetrol)

ENAP (2013), Documento “Participación en Negocios Conjuntos y otros negocios”( Detalle

de la exploración y explotación del Grupo ENAP y participantes de los CEOP; con

actualización al 31 de diciembre 2013)

ENAP (2013), Memoria Anual.

ENAP y METHANEX (2010), Presentación “Diversificación Energética” (Una Propuesta

Público Privada), en conjunto con el Gobierno Regional presentado en el seminario “Futuro

energético de Magallanes”.

GEOPARK (2013), “Crear Valor y Retribuir: Impacto Económico de GEOPARK en la Región de

Magallanes”(Libro representativo de las actividades de la empresa del año 2006 al 2012

desarrollado por la consultora Gemines)

Hughes D., (2013), “Drill, Baby, Drill: Can Unconventional Fuels Usher in a New Era of Energy

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1 UMAG

APLICACIÓN DE CRITERIOS DE

EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA

EN

PROPUESTA MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050

INFORME FINAL

APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050

INFORME FINAL

2 UMAG

RESUMEN EJECUTIVO

La matriz energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, se sustenta únicamente en el Gas Natural. El consumo sectorial de este energético de acuerdo al Balance Energético 2013 desarrollado por el CERE para este Estudio, es de un 70% para uso térmico, un 26% para uso eléctrico y un 4% para el uso del sector transporte.

Esta distribución permite dimensionar que depender de sólo un energético para abastecer todos estos sectores, sumado a que la producción ha ido disminuyendo año a año, provoca estancamiento en el desarrollo regional por la incertidumbre que genera la falta de energía además de preocupación en las autoridades ante un eventual desabastecimiento que afecte a la población.

Por esta razón, resulta fundamental proponer la diversificación de la matriz energética, a partir del análisis de factibilidad técnica, económica y ambiental de incorporar otros energéticos, o bien analizar tecnologías no presentes en la región, pero que pudieran ser una solución, al mediano y largo plazo, que satisfaga la demanda por energía; disminuya la incertidumbre en la disponibilidad de recursos y permita mantener precios razonables para el cobro de energía térmica y eléctrica.

El presente informe corresponde a la aplicación de Criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica (en adelante EAE), en el marco del trabajo desarrollado por la Universidad de Magallanes para la elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050.

La metodológica aplicada al proceso de EAE fue desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED), la cual cuenta con cuatro etapas y distintos pasos al interior de cada una de ellas. La primera etapa está enfocada en la definición del Alcance de la EAE con la finalidad de alinearla con las características del problema de decisión que sea abordado. La segunda etapa se orienta a elaborar un Diagnóstico Estratégico para conocer el contexto en que se analiza el problema de decisión y a la vez, generar la información que posibilite enfocar la evaluación en los aspectos estratégicos que lo caracterizan. La tercera etapa apunta a un Análisis Estratégico con base en factores críticos y opciones o alternativas estratégicas viables para abordar el problema de decisión. La cuarta etapa de Lineamientos Estratégicos consiste en diseñar una estrategia y directrices que permitan implementar y dar seguimiento a los riesgos y oportunidades de la opción preferente que sea seleccionada.

Para la obtención de información fue necesario vincular al Estudio a Órganos de la Administración del Estado como el Ministerio de Energía, Secretaría Regional Ministerial de Energía, Gobierno Regional de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, Consejo Regional, Municipalidades de la Región, Gobernaciones Provinciales, Secretarías Regionales Ministeriales y Direcciones de Servicios, Empresas regionales como ENAP, Compañías con contratos especiales de operación para la explotación de hidrocarburos (CEOP), Mina Invierno, Ingeniería Civil Vicente (ICV), Pecket Energy, Antofagasta Minerals (AMSA), EDELMAG S.A., GASCO S.A. Empresas asociadas a ERNC y la Cámara Chilena de la Construcción; además de Organizaciones de Base, Sociales y Ambientales.

El proceso de participación se llevó a cabo a través de Talleres Provinciales, Paneles de

Expertos y reuniones con empresas o personas claves del sector energético regional. Levantando

información de primera fuente, que permiten dar cuenta de la diversidad que existe en la visión

que tienen estos respecto del problema de decisión, diferenciada territorialmente, pues de

acuerdo a los resultados se pudo obtener que el territorio, su geografía y el recurso que es


INFORME FINAL

3 UMAG

utilizado en la matriz de cada provincia o comuna, determina su forma de ver la necesidad de

diversificar la matriz.

La nueva matriz energética debiese favorecer aquellos energéticos que por un lado

impacten en menor medida el medio ambiente, pero que impulsen el desarrollo equitativo de

todos los integrantes del territorio regional, así como también aquellos recursos que tengan un

potencial que permita tener autonomía energética. Integración que se logró a través del análisis,

tanto de los aspectos ambientales como de sustentabilidad, definido en los aspectos Sociales,

Económicos, Tecnológicos y de Potencial. Para todos ellos se propusieron criterios (31) con

objetivos específicos a los cuales apuntar en la priorización de los energéticos que podrían integrar

tanto la Matriz Térmica como Eléctrica.

De este universo, fue necesario seleccionar los Factores Críticos de Decisión (FCD), que de

acuerdo a los Términos de Referencia de este Estudio, fue responsabilidad del Comité Consultivo

Regional, hacer la selección en base a la representación que cada uno de los integrantes tiene en

relación a su organización, institución o ámbito de acción.

Los FCD seleccionados fueron siete, los cuales se detallan a continuación: Clase Medio

Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de

contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las

emisiones de gases de efecto invernadero. (2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones

difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas. Clase Social: (3)

Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de

los distintos sectores con una buena calidad de servicio. Clase Economía: (4) Desarrollo Regional:

Favorecer el desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el

uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico.

Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías

robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación

de energía. Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región:

Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región.

La Evaluación multicriterio de los FDC estuvo a cargo del Equipo de Trabajo de este

Estudio, manteniéndose al margen de este proceso el Equipo a cargo de la EAE para resguardar la

rigurosidad y objetividad de los resultados, los Evaluadores fueron especialista en temas de

energía, ambientales, eficiencia energética, energías renovables, fósiles e hidrocarburos.

Los recursos energéticos analizados con miras a participar de la matriz energética fueron

Fósiles: Gas Natural correspondiente a la exploración y explotación de yacimientos No

Convencionales, Gas Natural Licuado (GNL), Propano-Aire, Propano (Gas Licuado de Petróleo -

GLP), Gas Natural de Síntesis (GNS) obtenido de la gasificación de Carbón y, Diésel. Energías

Renovables: Hídrica, Eólica, Biomasa, Solar Fotovoltaica y Solar Térmica, Geotermia, Marina,

Residuos (obtención de energía, de los diversos residuos presentes en la región, tanto como

Biogás, Combustible u otros usos).


INFORME FINAL

4 UMAG

De este análisis se pudo priorizar los recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz

Energética Regional, el cual se presenta en la siguiente Tabla.

Tabla A. Priorización de recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética

Regional.

Eólic

a

Car

bó

n (

GN

S)

Híd

rica

GN

L

Gas

Nat

ura

l

(*)

Sola

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ica

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Mar

ina

Pro

pan

o/A

ire

Geo

term

ia

Dié

sel

Res

idu

os

(**

*)

16,5 15,8 15,3 14,8 14,7 14,0 13,7 13,5 13,3 13,2 13,0 11,5 11,4 9,7

Fuete: Elaboración Propia (CERE, 2014)

Para la identificación de una Matriz Energética, en base a la priorización de los energéticos

disponibles, fue necesario considerar la información técnica que se posee en cuanto al nivel de

penetración del energético a la matriz, el cual depende tanto de la componente técnica, como del

consumo energético de la matriz actual. Con el objetivo de facilitar el entendimiento del tema, se

definieron Matrices Térmica y Eléctrica de manera separada porque poseen diferencias en los

posibles energéticos con potencial para ingresar a cada una de ellas.

Las propuestas de Matrices Térmica y Eléctrica, comparten las opciones de GNS, GNL y

Gas Natural No convencional, energéticos con capacidades de abastecer ambas matrices. Cabe

destacar que sólo para el GNS y GNL se tendría certeza del éxito en la obtención del recurso,

debido a que la explotación de Gas Natural No Convencional aún no ha certificado sus reservas.

La Matriz Eléctrica sería la receptora de los energéticos renovables. Observándose como la

gran promesa a la Eólica, la cual podría tener una fuerte penetración en la Matriz Eléctrica

Regional, situación que requiere un análisis de los aspectos técnicos y económicos que se

presentan en el informe que complementa este estudio de EAE.

Se reafirman las barreras económicas (figura actual del subsidio al gas), legales (falta de

regulaciones adecuadas a las características de los sistemas medianos, entre otras) y políticas

(inexistencia de política energética nacional y regional) para la entrada de otros recursos y

tecnologías a la matriz; por lo que para el desarrollo de futuras propuestas que apunten a su

diversificación, el Estado debiese ser el responsable de resguardar y promover el acceso

equitativo a energía de calidad y segura en todo el territorio de la región.

Se observan expectativas elevadas con respecto a la Eficiencia Energética, que no

necesariamente se traducen de manera óptima y efectiva en la realidad; por lo que se prevé que

las medidas que se desarrollen vayan de manera paralela con la promoción de cambios culturales

con respecto al consumo de energía, a través de la Educación de los distintos segmentos etáreos y

sectores de consumo (residencial, comercial, industrial, entre otros).

Los Lineamientos estratégicos se han planteado pensando tanto en la propuesta de la

Matriz Energética como el proceso que se iniciará con la elaboración de política, donde se observa

que este Estudio podrá ser un apoyo desde el punto de vista estratégico.


INFORME FINAL

5 UMAG

Contenido

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 7

1.1 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA ............................................................................ 8

2. DEFINICIÓN DE ALCANCE ................................................................................................................... 10

2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA DE DECISIÓN ................................................................................................. 10

2.2 DEFINICIÓN DEL OBJETO DE EVALUACIÓN ................................................................................................. 11

2.2.1 Matriz Energética Regional de Magallanes 2013 ....................................................................... 12

2.3 OBJETIVOS DE LA APLICACIÓN DE CRITERIOS DE LA EAE ............................................................................... 14

2.3.1 Objetivo General ......................................................................................................................... 14

2.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................................................... 14

2.4 CARACTERIZACIÓN DEL PROCESO DE DECISIÓN E INTEGRACIÓN CON LA EAE .................................................... 15

2.5 NECESIDADES DE PARTICIPACIÓN ............................................................................................................ 16

2.5.1 Proceso de Participación ............................................................................................................. 20

2.6 NECESIDADES DE INFORMACIÓN ............................................................................................................. 24

2.6.1 Instituciones que Aportan Información ...................................................................................... 24

2.6.2 Información Específica ................................................................................................................ 27

2.7 IDENTIFICACIÓN DE OTRAS INICIATIVAS RELACIONADAS ............................................................................... 29

2.8 PROGRAMACIÓN DE LA EAE ................................................................................................................... 30

3. DIAGNÓSTICO ESTRATÉGICO ............................................................................................................. 32

3.1 MARCO DE REFERENCIA ESTRATÉGICO ..................................................................................................... 32

3.1.1 Lineamientos Ambientales Transversales ................................................................................... 33

3.1.2 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Fósiles: Hidrocarburos y Carbón .......... 40

3.1.3 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Renovables: Marino, Hidráulico y

Biomasa ................................................................................................................................................... 43

3.1.4 Planes y Programas .................................................................................................................... 46

3.1.5 Otros Lineamientos Relacionados............................................................................................... 48

3.2 ANÁLISIS DE PERCEPCIÓN DE LOS ACTORES................................................................................................ 50

3.2.1 Problema Energético Regional .................................................................................................... 50

3.2.2 Principales Preocupaciones......................................................................................................... 53

3.2.3 Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad ............................................................................... 54

3.2.4 Visualización de Conflictos .......................................................................................................... 59

3.3 ANÁLISIS DE ASPECTOS AMBIENTALES Y DE SUSTENTABILIDAD....................................................................... 61

4. ANÁLISIS ESTRATÉGICO ..................................................................................................................... 65

4.1 FACTORES CRÍTICOS DE DECISIÓN (FCD) .................................................................................................. 66

4.2 IDENTIFICACIÓN DE RECURSOS ENERGÉTICOS VIABLES ................................................................................. 67

4.3 ANÁLISIS DE RIESGOS Y OPORTUNIDADES.................................................................................................. 67

4.4 IDENTIFICACIÓN DE ALTERNATIVAS DE ENERGÉTICOS PREFERENTES ................................................................ 72


INFORME FINAL

6 UMAG

4.4.1 Matriz Térmica............................................................................................................................ 76

4.4.2 Matriz Eléctrica ........................................................................................................................... 78

4.4.3 Barreras para la Diversificación de la Matriz Energética Regional ............................................. 79

5. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS.......................................................................................................... 81

5.1 DIRECTRICES DE LOS PROCESOS DE PLANIFICACIÓN ..................................................................................... 81

5.2 DIRECTRICES DE LAS CAPACIDADES INSTITUCIONALES .................................................................................. 84

5.3 DIRECTRICES SOBRE EL SEGUIMIENTO ....................................................................................................... 86

5.3.1 Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático y (2) Medio Acuático.

86

5.3.2 Clase Social: (3) Equidad. ............................................................................................................ 86

5.3.3 Clase Economía: (4) Desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro. . 87

5.3.4 Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica............................................................................... 87

5.3.5 Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región. ......................... 87

5.3.6 Seguimiento en la Política Energética de Magallanes ................................................................ 88

6. CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 89

7. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 92

8. ANEXO 1: METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA ............................................. 93

8.1 ENFOQUE DE LA EAE ............................................................................................................................ 93

8.1.1 Conceptualización de la EAE ....................................................................................................... 93

8.1.2 Alcances de la EAE en Chile ......................................................................................................... 94

8.2 APLICACIÓN DE LA EAE ......................................................................................................................... 95

8.2.2 Aspectos Metodológicos Generales ............................................................................................ 96

8.2.3 Detalle de las etapas de trabajo ............................................................................................... 100

8.2.4 Informes del proceso de EAE ..................................................................................................... 108


INFORME FINAL

7 UMAG

1. INTRODUCCIÓN

El presente informe corresponde a la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental

Estratégica (en adelante EAE), en el marco del trabajo desarrollado por la Universidad de

Magallanes para la elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050,

según el cumplimiento de los Términos de Referencia acordados entre el Ministerio de Energía, y

la Universidad. No se aplicará una EAE propiamente tal, dado que la Ley 20.417 en su artículo 7°

bis, señala que “Se someterán a evaluación ambiental estratégica las políticas y planes de carácter

normativo general, así como sus modificaciones sustanciales, que tengan impacto sobre el medio

ambiente o la sustentabilidad que el Presidente de la República, a proposición del Consejo de

Ministros, señalado en el artículo 71, decida.” Si bien, la propuesta de Matriz Energética para

Magallanes no tiene la figura indicada por la ley, ha sido el Ministerio de Energía quien lo ha

solicitado para este proceso, dado que ésta se convierte en un nuevo y buen instrumento de

gestión ambiental, cuyo reglamento se encuentra en trámite en Contraloría General de la

República y donde existe una metodología propiamente aplicada al sector energético.

Para la aplicación de los Criterios de EAE solicitados por el Ministerio de Energía, se ha utilizado la

propuesta metodológica para el proceso de EAE desarrollada por la Consultoría ejecutada por el

Centro de Estudios del Desarrollo (CED) la cual se denominó “Análisis de la Experiencia

Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”.

Protocolo de trabajo que se ha aplicado de acuerdo a los Objetivos y Alcance que tiene el proyecto

desarrollado por la Universidad de Magallanes para la elaboración de una Propuesta Matriz

Energética para Magallanes al 2050, el cual será un insumo relevante para el desarrollo de la

Política Energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, a desarrollarse en el presente

año 2015.

A continuación se presenta el marco metodológico del trabajo y la aplicación de los criterios de

EAE, resultados y conclusiones.


INFORME FINAL

8 UMAG

1.1 Metodología de Evaluación Ambiental Estratégica

Para la aplicación de criterios de EAE se ha utilizado una metodología basada en la propuesta

desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED), la que se presentó en el documento

denominado “Análisis de la Experiencia Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de

Políticas Públicas del Sector Energía” (Licitación ID 584105‐18‐LE13) con fecha 20 de febrero del

2014, empleando las Etapas y Actividades que aplican al proceso y características tanto del

contexto regional como de los requerimientos detallados en los Términos de Referencia del

trabajo desarrollado por la Universidad de Magallanes.

En el documento desarrollado por el CED se comenta que la consultoría desarrollada por ese

organismo para el Ministerio de Energía, tuvo como objetivo establecer una metodología de EAE

en el sector energético chileno que, en el contexto de la experiencia internacional, también

responda a las demandas establecidas en la legislación nacional. En el informe del CED se señalan

los antecedentes generales del diseño metodológico con base en: i) el contexto del sector energía

en Chile; ii) los requisitos legales de la EAE en el país; y iii) el marco conceptual junto al enfoque de

aplicación del instrumento de acuerdo a la experiencia internacional.

La metodología propuesta, que cuenta con cuatro etapas y distintos pasos al interior de cada una

de ellas, puede ser aplicada a cualquier decisión de política y plan del sector energía. Sin embargo,

requiere una especificación caso a caso de acuerdo la diversidad temática y a las condiciones de

contexto en que ellas son generadas.

La primera etapa está enfocada en la definición del Alcance de la EAE con la finalidad de alinearla

con las características del problema de decisión que sea abordado. La segunda etapa se orienta a

elaborar un Diagnóstico Estratégico para conocer el contexto en que se analiza el problema de

decisión y a la vez, generar la información que posibilite enfocar la evaluación en los aspectos

estratégicos que lo caracterizan. La tercera etapa apunta a un Análisis Estratégico con base en

factores críticos y opciones o alternativas estratégicas viables para abordar el problema de

decisión. La cuarta etapa de Lineamientos Estratégicos consiste en diseñar una estrategia y

directrices que permitan implementar y dar seguimiento a los riesgos y oportunidades de la

opción preferente que sea seleccionada.

A continuación se presenta el Diagrama Metodológico a seguir para la aplicación de los criterios de

EAE, el detalle de la Metodología se presenta en el ANEXO 1 del presente documento.


INFORME FINAL

9 UMAG

Diagrama de la Metodología de EAE Aplicada al Estudio “Elaboración de Propuesta de Matriz

Energética para Magallanes al 2050” desarrollado por la Universidad de Magallanes.

Figura 1.1 Diagrama de la Metodología de EAE Aplicada al Estudio Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)

ETAPAS PASOS PARTICIPACIÓN

Definición del

Alcance

1. Definición del problema de decisión

2. Definición del objeto de evaluación

3. Definición del objetivo de la EAE

4. Caracterización del proceso de decisión

5. Necesidades de participación: Actores

Claves

6. Necesidades de Información

7. Identificación de otras iniciativas

relacionadas

8. Programación de la Evaluación: No

considera presentar el inicio al MMA

Equipo de

Trabajo

Diagnostico

Estratégico

Análisis Estratégico

Lineamientos

Estratégicos

1. Análisis del marco de referencia

2. Análisis de la percepción de actores

3. Análisis de aspectos ambientales y de

sustentabilidad

1. Definición de los Factores Críticos de

Decisión (FCD)

2. Identificación de opciones viables

3. Análisis de riesgos y oportunidades

4. Identificación de alternativas preferentes

1. Definición de directrices de planificación y

gestión

2. Definición de directrices de capacidades

institucionales

3. Definición de recomendaciones sobre el

seguimiento

Expertos

Políticos

Comunidad

organizada Otros

Expertos

Equipo de

Trabajo


INFORME FINAL

10 UMAG

2. DEFINICIÓN DE ALCANCE

La Definición de Alcance es la primera etapa de la Metodología y tiene como objetivo focalizar y

establecer los requerimientos para implementar la evaluación en función de las características y

situación en que se encuentra el problema de decisión que es objeto de análisis.

Considera desarrollar una Definición del problema de decisión, del objeto de evaluación, del

objetivo de la EAE, Identificación de características del proceso de decisión e integración con la

EAE, Definición de las necesidades de participación, de información, Identificación de otras

iniciativas relacionadas y finalmente la programación de la EAE.

A continuación se presenta la aplicación de la primera etapa aplicadas al contexto del Estudio de

Elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050.

2.1 Definición del Problema de Decisión

Dentro de los desafíos que se plantean en la Agenda de Energía (2014) del Ministerio de Energía

de nuestro país, se encuentra “Alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente con

estas características (…confiable, sustentable, inclusiva y de precios razonables…), es un desafío

que tenemos como país y requiere de una amplia legitimidad social y un sentido de urgencia.”, es

allí donde se centra el problema que requiere una decisión política, pues la Región de Magallanes

cuenta con una matriz energética poco diversificada, dependiendo históricamente de los

hidrocarburos específicamente del gas natural.

La “Propuesta de Elaboración de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, tiene como objetivo

generar bases a través de un documento que defina escenarios posibles de la Matriz Energética

Regional, y que será insumo para la discusión de la Política Energética Regional a desarrollar

durante el año 2015, facilitando dicho proceso, en base a todos los antecedentes disponibles que

se propondrán, tales como: las alternativas energéticas, las inversiones que ellas conllevan, los

riesgos de suministro que pueden enfrentar, los efectos sobre el medio ambiente y las

implicancias económicas para los consumidores, entre otros

Dentro de los resultados específicos esperados, se tiene la evaluación de la actual Matriz

Energética Regional, basada principalmente en el uso de gas natural y de hidrocarburos derivados

del Petróleo crudo, y la factibilidad de seguir dependiendo mayoritariamente de un único recurso,

la evaluación de su disponibilidad al mediano y largo plazo, del precio real de su obtención,

procesamiento y distribución a los centros de consumo; la evaluación de alternativas tecnológicas


INFORME FINAL

11 UMAG

que incorporen a la matriz otros recursos energéticos primarios como el carbón mineral, la

biomasa, energía eólica y/o solar, o bien, el gas natural licuado (GNL), u otros recursos secundarios

como Propano-Aire; la evaluación de la aplicación de medidas de eficiencia energética en el corto

y mediano plazo, entre otros resultados, que estarán siendo observados por la ciudadanía, a través

de la conformación y funcionamiento del Comité Consultivo para la propuesta de Matriz

Energética Regional, donde participan actores de diferentes sectores de la comunidad regional.

Dentro de las actividades detalladas anteriormente, se enmarca la evaluación de los aspectos

ambientales y de sustentabilidad, que permitirán identificar la factibilidad ambiental de las

tecnologías propuestas, con una mirada de territorio, considerando las particularidades y

diversidad de cada comuna, de forma de analizar la conservación de sus recursos naturales

relevantes y su patrimonio ambiental.

La aplicación de los criterios de EAE a la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050,

permiten fomentar la integración ambiental y de sustentabilidad para establecer las condiciones

que dan cabida a propuestas de desarrollo en el sector, así como también se considera una

oportunidad para enfrentar la posterior toma de decisiones, considerando la participación de

actores relevantes en temas energéticos, lo que permite identificar la percepción que tienen los

actores acerca de las futuras propuestas y proyectos que se desarrollen en los distintos territorios

previendo posibles futuros conflictos.

2.2 Definición del Objeto de Evaluación

El objeto de la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica, dice relación con

“…propuesta de una matriz energética para Magallanes, tanto para el corto como para el mediano

y largo plazo (2050), en base a los recursos de la región, considerando los precios económicos de

dichos recursos, los riesgos de suministro y la sustentabilidad ambiental y aceptación social de la

matriz.” ( Términos de Referencia, pp.4) y dentro de los objetivos específicos el número 5 propone

“Evaluar las diferentes matrices de energía a nivel comunal y regional considerando el costo de la

energía, la seguridad de suministro, el impacto sobre el medio ambiente y la aceptación social de

la comunidad magallánica”.( TDR, pp.5).

Para la evaluación de una propuesta diversificada de Matriz Energética Regional, es necesario

contextualizar la situación regional, tal como se indica a continuación.


INFORME FINAL

12 UMAG

2.2.1 Matriz Energética Regional de Magallanes 2013

Matriz Primaria

La Región de Magallanes y Antártica Chilena, en la última década, ha mantenido su condición de

productora de Petróleo Crudo y Gas Natural, siendo este último recurso el principal energético

demandado, tanto para energía térmica como para energía eléctrica en las ciudades con mayor

población como Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, pero también en localidades más

pequeñas donde este recurso se encuentra disponible. El Petróleo crudo en cambio, se emplea

principalmente para la producción de algunos combustibles requeridos regionalmente.

Entre los años 2004 y 2013, el principal cambio en la matriz regional, lo constituyen las

modificaciones en los niveles de producción regional de Gas Natural y la importación del mismo,

puesto que el año 2007 producto del descenso del gas importado desde Argentina, se vio la

necesidad de intensificar la actividad de exploración, involucrando a empresas privadas además de

la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) a través de Contratos Especiales de Operación (CEOP), y

que finalmente ha permitido la producción de hidrocarburos por varios actores.

Con relación a la producción de otros energéticos primarios, la región cuenta con las principales

reservas de Carbón mineral del país, pero toda la producción es exportada fuera de la región para

satisfacer demandas nacionales e internacionales, por lo cual no interviene en la matriz regional.

La leña constituye un energético importante para satisfacer la demanda térmica para calefacción

en localidades aisladas, principalmente Puerto Toro, Puerto Williams, Timaukel, Puerto Edén,

Torres del Payne y en las zonas rurales de la región; y el recursos eólico, sólo es aportado por el

Parque Cabo Negro, pero para autoconsumo de la empresa METHANEX (2,5 MW), y no interviene

en la demanda de la población. Es importante mencionar, que existen pequeñas iniciativas rurales

con energía eólica como sistema de apoyo, que en su conjunto no son más de 0.017 MW

instalados.

En resumen se puede decir que la matriz primaria regional, está preferentemente conformada por

gas natural, que también es empleado en el sector transporte, bajo la forma de GNC (gas natural

comprimido).

Matriz Secundaria

El principal energético secundario empleado en la región es el diésel, que bajo la forma de diésel

B1, se utiliza para el transporte terrestre, y en gran medida es el soporte energético para la

generación de energía eléctrica en las zonas aisladas de la región, y también en los equipos de


INFORME FINAL

13 UMAG

respaldo de la única empresa generadora y distribuidora de electricidad, EDELMAG S.A. Sin

embargo, este energético se trae de otras regiones del país, pues la Refinería de Gregorio, ubicada

en la comuna de San Gregorio, Provincia de Magallanes, no posee las especificaciones técnicas

para producirlo, con las normas ambientales vigentes. Esta refinería produce diésel bajo la forma

de diésel marino (MGO) y diésel antártico, y también kerosén de aviación, combustibles usados en

el transporte marítimo y aéreo regional.

Otro recurso demandado para el trasporte terrestre, son las gasolinas de motor (93 y 97 octanos),

sin embargo, estos recursos energéticos secundarios no son producidos en la Región, al igual que

el diésel B1, y se traen de las refinerías de Aconcagua y Bío Bío.

Otros recursos energéticos secundarios que intervienen en la matriz regional es el gas licuado,

bajo la forma de propano, que se emplea preferentemente para satisfacer requerimientos de

calefacción, agua caliente sanitaria en zonas aisladas, y en los últimos 5 años ha aumentado su

demanda en actividades como la acuicultura, para el transporte de embarcaciones entre y hacia

los centros de cultivo, y para incineración o tratamiento térmico de residuos en los periodos de

cosecha y operación. Este recurso también es empleado en otras actividades relevantes para la

región como el turismo y la ganadería (estancias), y en estos casos, también para suplir la

demanda térmica.

Matriz Eléctrica

Tal como se mencionara anteriormente, los principales energéticos empleados para la generación

de electricidad son el gas natural y el diésel.

En la Región, existe una única iniciativa de generación de energía eléctrica por biomasa, que

corresponden a 1,2 MW de potencia instalada en un equipo de cogeneración de la empresa

Forestal RUSSFIN, que emplea sus desechos de la actividad del aserradero, para la producción de

energía como vapor y electricidad para su autoconsumo.

Debido a la inquietud que provoca, en la comunidad, depender de una matriz energética

principalmente basada en gas natural, cuya producción de este recurso ha ido disminuyendo año a

año, resulta fundamental desarrollar una propuesta de matriz energética más diversificada, a

partir del análisis de factibilidad técnica, económica y ambiental de incorporar otros energéticos, o

bien analizar tecnologías aún no presentes en la región, pero que pudieran ser una solución, al

mediano y largo plazo, que satisfaga la demanda por energía; disminuya la incertidumbre en la

disponibilidad de recursos y permita mantener precios justos para el cobro de energía térmica y

eléctrica.


INFORME FINAL

14 UMAG

2.3 Objetivos de la Aplicación de Criterios de la EAE

2.3.1 Objetivo General

Contribuir al proceso de toma de decisiones que acompañe el diseño de la Propuesta de Matriz

Energética, apoyando la definición de escenarios energéticos estratégicos para la región a largo

plazo, a través del estudio de alternativas factibles de Matrices Energéticas Regional y Comunal.

2.3.2 Objetivos Específicos

Integrar factores de medio ambiente y sustentabilidad al estudio de Propuestas de

alternativas de Matrices Energéticas para Magallanes.

Incorporar actores relevantes en temas energéticos regionales y/o comunales, al proceso

estratégico de propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050.

Validar las propuestas de diversificación de la Matriz Energética para Magallanes,

discutiendo oportunidades y riesgos de las distintas opciones de desarrollo con el Comité

Consultivo Regional.

Promover el diálogo en torno a las opciones tecnológicas y recursos energéticos, entre los

actores e instituciones involucradas en la región, con el apoyo de expertos de las

diferentes temáticas.

Visualizar posibles conflictos de intereses y factores críticos de decisión relacionados con

la futura propuesta de matriz energética para la región de Magallanes y Antártica Chilena.


INFORME FINAL

15 UMAG

2.4 Caracterización del Proceso de Decisión e Integración con la EAE

Es importante definir en este punto que el proceso de decisión para este caso tiene

particularidades especiales, dado que esta evaluación no se encuentra dentro de las características

establecidas por la Ley, pues se trata de aplicar criterios de EAE en la elaboración de la Propuesta

de Matriz Energética, por lo que el proceso de decisión se realizará en una etapa posterior y por

los actores con competencia en la temática.

La integración a este proceso de elaboración de Propuesta de Matriz Energética está definida por

los siguientes aspectos:

Integrar al proceso de evaluación aspectos medio ambientales, sociales, económicos,

tecnológicos y disponibilidad de los recursos energéticos, para desarrollar una propuesta de

Matriz Energética sustentable.

La propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, viene a ser un insumo importante

para la discusión de la Política Energética Regional, y para la toma de decisión de cuáles

energéticos asumirán representación en la matriz.

La Propuesta de diversificación de la Matriz Energética Regional, generará la oportunidad de

desarrollar iniciativas que permitan alcanzar metas y proyecciones energéticas al 2050.

Los diferentes actores en cada uno de los roles que les compete durante el proceso de

elaboración de la propuesta de matriz energética regional, generarán opinión fundada para la

toma de decisión. A través del Comité Consultivo, y las instancias de participación

programadas durante el desarrollo del trabajo, permitirá validar técnica, económica y

ambientalmente, las alternativas.

El mecanismo utilizado para la integración de la EAE al proceso de decisión es el Comité consultivo

Regional, cuya función es ser “… responsable de monitorear el desarrollo del estudio y de validar

la propuesta que se presente en el informe final…” (TDR, pp.87)


INFORME FINAL

16 UMAG

2.5 Necesidades de Participación

A continuación se detallan los Actores Claves que son parte de este proceso de evaluación.

Órganos de la Administración del Estado

Ministerio de Energía

El Ministerio de Energía, a través de la División de Seguridad y Mercado de Hidrocarburos, opera

como coordinador de la contraparte técnica nacional, sin embargo, también intervienen en el

proceso de evaluación y revisión de los avances, la División de Participación y Diálogo Ciudadano, y

la División de Sustentabilidad, esta última a cargo de la revisión del proceso de aplicación de

criterios de Evaluación Ambiental Estratégica. El Ministerio de Energía a través de la Subsecretaría

de Energía encarga y contrata a la Universidad de Magallanes para desarrollar la propuesta con el

fin que sea un insumo para la elaboración de la Política Energética de la Región de Magallanes y

Antártica Chilena durante el año 2015.

Secretaría Regional Ministerial de Energía

A cargo de la coordinación de la Contraparte Regional, para la evaluación del desarrollo de la

propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, y para la incorporación de información

primaria regional, solicitada vía oficio a diferentes empresas regionales y servicios públicos.

Gobierno Regional, Región de Magallanes y Antártica Chilena

Dada la importancia que tiene la temática energética para el Gobierno Regional de la Región de

Magallanes y Antártica Chilena, la cual se reflejada no sólo en el apoyo al desarrollo de la Agenda

Energética Nacional, si no que en la propia Estrategia de Desarrollo Regional, es que el Sr.

Intendente Regional se ha involucrado directamente en el proceso, nombrando 2 representantes

para el desarrollo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050: el Secretario

Regional Ministerial de Minería y el Jefe del Departamento de Gestión y Ordenamiento

Territorial de la Unidad de Desarrollo Regional, quienes junto al Secretario Regional Ministerial de

Energía, conforman la contraparte técnica regional de la propuesta.


INFORME FINAL

17 UMAG

Consejo Regional

Los Consejeros Regionales, junto al Intendente Regional, conforman el Consejo Regional, donde

una de las principales funciones dentro de la toma de decisión, es la definición de proyectos y

programas que puedan ser abordados con fondos del Gobierno Regional. Para el caso de la matriz,

podrían asumirse decisiones de proyectos energéticos en el ámbito de sus atribuciones.

Municipalidades de la Región

Los Municipios cumplen un rol fundamental dentro de la propuesta, ya que son los partícipes

territoriales en la toma de decisión, sobre todo en aquellas comunas rurales donde la

municipalidad se encuentra a cargo de gestionar soluciones para la comuna, desde el punto de

vista energético, y en localidades aisladas de dichas comunas, como también en el desarrollo del

territorio. En este último punto, los municipios dentro de sus PLADECOS (Planes de Desarrollo

Comunal), manifiestan, por ejemplo, la incorporación de ERNC, como parte fundamental de un

desarrollo sustentable.

Gobernaciones Provinciales

Poseen la visión global del conjunto de comunas de la provincia, y en el caso de zonas insulares

como la Provincia de Tierra del Fuego y Provincia Antártica juegan un rol preponderante con

relación a la conectividad, el planteamiento de problemas provinciales, que puedan solucionar las

diferentes unidades técnicas del Gabinete Regional, a través de la presentación de proyectos

sectoriales, al FNDR o FONDEMA. De igual forma, juegan un rol fiscalizador, de las actividades de

los diferentes servicios públicos en el territorio provincial.

Secretarías Regionales Ministeriales y Direcciones de Servicios

Más que un rol en la toma de decisiones, juegan un papel importante en la aplicación de políticas,

planes y programas, que, pueden direccionarse hacia los fines de la matriz, como también en la

propuesta, elaboración, ejecución y seguimiento de diferentes proyectos sectoriales, o regionales

(con fondos del Gobierno Regional) que permitan la implementación de soluciones particulares en

la medida que el Estado pueda intervenir. El mejor ejemplo de ello, lo constituye la elaboración del

Plan de Desarrollo de Zonas Extremas, expuesto en el Informe de Alcance, donde en el tema

energético, se contempla la electrificación hasta Cerro Castillo (comuna de Torres del Payne) y la

implementación de una Mini Central Hidroeléctrica en la localidad de Puerto Edén (aledaña al

Parque Nacional Bernardo O’Higgins, en la comuna de Puerto Natales).


INFORME FINAL

18 UMAG

Empresas

Las empresas asociadas al tema energético en la región de Magallanes, como también aquellas

que tiene intenciones de invertir en temas energéticos, son importantes en diferentes niveles de

la toma de decisión en torno a la matriz energética regional; por un lado en la explotación de

recursos energéticos, y por otro en la generación de energía, y en la distribución de la misma a los

consumidores finales.

Dentro de los actores empresariales considerados en el análisis, e involucrados en las diferentes

etapas de la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica, se tiene:

ENAP: Empresa Nacional del Petróleo, principal productora de gas natural, petróleo crudo, y

combustibles líquidos derivados del petróleo en la región. Además de poseer toda una red de

gasoductos para el transporte, e instalaciones portuarias que permiten la entrada y salida de

energéticos.

Empresa de los CEOP: Aquí se tienen empresas como GEOPARK, PETROMAGALLANES, PAN

AMERINA ENERGY (PAE), YPF, entre otros, quienes poseen contratos especiales de explotación

de hidrocarburos, que pueden contribuir a la explotación de petróleo crudo y gas natural para

la matriz energética.

Mina Invierno: Principal productor de carbón, producto que en estos momentos se emplea

fuera de la Región. Sus yacimientos se ubican en Isla Riesco.

Ingeniería Civil Vicente (ICV): Productor de carbón a menor escala y con yacimientos ubicados

en la Península de Brunswick y en la Provincia de Última Esperanza. También su producto sale

fuera de la región.

Pecket Energy: Filial de ICV, se encuentran desarrollando una propuesta para la gasificación de

carbón y para la incorporación del Parque Eólico de Cabo Negro, en la matriz eléctrica de

Punta Arenas.

Antofagasta Minerals (AMSA): Se encuentran investigando en la Región la posibilidad de

implementar gasificación de carbón “in situ”, en sus yacimientos.

EDELMAG S.A: Empresa regional a cargo de la generación, transporte y distribución, de la

energía eléctrica en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams.

GASCO S.A: Empresa regional a cargo de la distribución de gas natural en las ciudades de

Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, y de la producción y distribución de GNC (Gas Natural

Comprimido) y uno de los distribuidores de GLP en la Región.

Empresas asociadas a ERNC: Aquí se tienen empresas asociadas a la implementación, a

pequeña escala, principalmente de aerogeneradores (hasta 5 kW) y placas o paneles solares-

fotovoltaicos. Dentro de estas empresa se tiene: IMPA, BG Solar Energy, TESLA, presentes en


INFORME FINAL

19 UMAG

la Región y otras como Wireless Energy que si bien no tiene oficina regional, han

implementado iniciativas en la región.

Cámara Chilena de la Construcción: Que agrupa varias empresas de la región y del país en el

rubro de la construcción, cumple un rol importante en la aplicación de medidas de eficiencia

energética y en la certificación.

Organizaciones de Base, Sociales y Ambientales y otros Actores

Para el proceso de análisis de la matriz energética regional, se debe contar con la aceptación social

de las alternativas, y por ello se ha convocado a las diferentes instancias de participación a actores

claves que representan las bases de la sociedad, y/o instituciones o agrupaciones vinculadas a

temas ambientales y de sustentabilidad. Dentro de este grupo también se encuentran líderes de

opinión como los parlamentarios por la región, ex intendentes regionales, entre otros.

Si bien no poseen atribuciones legales para la toma de decisión, pueden ejercer presión social, y

así direccionar la decisión, tal como ocurrió el año 2011 con la “Crisis del Gas” en la Región,

cuando se anunció alza en la tarifa de dicho energético, y la sociedad se movilizó, de forma que el

Gobierno tuvo que desistir de dicha decisión.

Dentro de las organizaciones convocadas se tiene:

Organizaciones y Agrupaciones Indígenas

Organizaciones territoriales

Organizaciones de Adultos Mayores

Uniones Comunales de Juntas de Vecinos

Organizaciones No Gubernamentales (ONG), principalmente dedicadas a temas ambientales, y

agrupaciones ambientalistas, tales como “Alerta Isla Riesco” y Frente de Defensa Ecológico

Austral.

Asamblea Ciudadana.

Ex Intendentes, reunidos en específico para hablar sobre la propuesta de Matriz energética.

Parlamentarios por la región, Senadores y Diputados, quienes fueron entrevistados por

separado. Aquí es importante mencionar que profesionales del equipo del proyecto

participaron de las reuniones de la “Mesa de Energía” convocada por el H.D Gabriel Boric de

forma de recabar la opinión de los participantes.


INFORME FINAL

20 UMAG

2.5.1 Proceso de Participación

Uno de los aspectos centrales en el proceso de aplicación de criterios de EAE, en la elaboración de

Matriz Energética para la Región de Magallanes y Antártica Chilena, al largo plazo, es la

participación ciudadana, dado que se requiere para esta decisión política estratégica la inclusión –

durante el proceso de levantamiento y producción de información y de decisión – de actores

claves en el tema energético, teniendo como criterios para la selección de estos, el interés por ser

parte del proceso de planificación estratégica, poseer información técnica y específica desde su

lugar de participación (dirigente social, representante del empresariado, autoridades, entre

muchos otros), contar con liderazgo en el tema desde su sector, incidir en la toma de decisiones,

entre otros.

La mayoría de los actores convocados, han sido segmentados por provincia y por comuna de la

región, de manera de lograr una alta representación de las diversas realidades del territorio en

materia energética.

Dentro del sector social se han convocado a: dirigentes de organizaciones sociales territoriales y

funcionales con validación de sus bases, representantes de organizaciones no gubernamentales de

distinto giro (social y ambiental), entre otros; como actores claves del sector empresarial

energético a gerentes o representantes de empresas como GASCO, EDELMAG, Mineras, ENAP,

METHANEX, GEOPARK, entre otros; también se han integrado actores relevantes del sector

productivo/ industrial a través de representantes del ámbito forestal, pesquero, ganadero, entre

otros; del ámbito público como Secretarios Regionales Ministeriales, Directores Regionales de

Servicios relacionados con temas de energía; autoridades elegidas por votación popular, como

parlamentarios, alcaldes, concejales y consejeros regionales, profesionales de las municipalidades

a cargo de temas energéticos en unidades de planificación o de obras, entre otros.

Los mecanismos que han sido utilizados para el involucramiento participativo de estos en el

proceso de EAE son: convocatoria e invitación personalizada y directa, donde por problemas de

conectividad se han utilizado diversos soportes, como vía correo electrónico, llamados telefónicos

de invitación para constatar el recibo de la información y luego de confirmación, utilización de

espacios virtuales de la Universidad de Magallanes (banner de la página web), entre otros.

El equipo de trabajo, ha considerado la necesidad de incorporar actores en las diferentes etapas

del desarrollo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes la 2050, representativos de

los distintos sectores de la comunidad, para que intervengan en los diferentes niveles de

participación, tanto para elaboración de la propuesta propiamente tal, como en la aplicación de

los criterios de EAE, y finalmente en la validación de los diferentes informes que concluyan con los

escenarios de matriz energética más factibles de implementar. Esto se hace a través de una


INFORME FINAL

21 UMAG

categorización participativa, y una triangulación de fuentes, para evitar repetir actores en las

diferentes intervenciones, salvo que esto sea necesario. Las categorías programadas para la

participación son:

Taller de Lanzamiento: Tiene como objetivo la difusión del inicio del trabajo en la propuesta

de Matriz Energética para Magallanes al 2050, y la convocatoria aborda a sectores estratégicos

del área de energía, ONG y grupos ecologistas, académicos, líderes de opinión validados por la

comunidad, como los presidentes de uniones comunales, miembros de la Asamblea

Ciudadana, por nombrar algunos, los cuales son convocados por invitación enviada a correo

electrónico y por llamadas telefónicas. La lista de convocados fue suministrada por Secretaría

Regional Ministerial de Energía de la Región. Este taller se llevó a cabo el 21 de Agosto del

presente año, en auditorio de Facultad de Ingeniería de la Universidad de Magallanes, donde

se expuso brevemente los objetivos y resultados esperados del trabajo, y profesionales del

Ministerio de Energía expusieron sobre el desarrollo de la Política Energética Nacional.

Talleres Provinciales: Tienen como objetivo recabar información sobre la percepción de la

comunidad en torno al tema energético regional, la visión comunal sobre la constitución de la

matriz energética, y la opinión sobre los diferentes escenarios que se plantearan como

resultado del trabajo. Por estas razones se contempla la realización de 2 talleres en las 4

capitales provinciales, el primero para analizar la demanda energética y la percepción del

problema energético en las comunas de la provincia; y el segundo casi al final del trabajo, para

mostrar los escenarios propuestos y recabar la opinión de los convocados. Para ambos talleres

se convoca a empresas ligadas al rubro energético, grandes consumidores de energía, líderes

de opinión y representantes de organizaciones sociales. Los primeros talleres provinciales se

llevaron a cabo entre el 22 de septiembre y 2 de octubre en las ciudades de Punta Arenas,

Porvenir, Puerto Natales y Puerto Williams. Los segundos se realizaron el 8 de enero de 2015

en Primavera (provincia de Tierra del Fuego), 9 de enero en Puerto Natales (provincia de

Última Esperanza), 14 de enero en Punta Arenas (provincia de Magallanes) y 20 de enero en

Puerto Williams (provincia de Cabo de Hornos)

Talleres o Paneles de Expertos: Estos talleres tienen como objetivo recabar información

técnica, económica y ambiental, que permita dilucidar desde una mirada experta, la

factibilidad de modificar la matriz energética actual, con la incorporación de nuevos

energéticos, o nuevas tecnologías que hagan más eficiente el sistema, y se analice la

disponibilidad futura de cada energético presente en la región, para el horizonte de 35 años.

Se contemplaba inicialmente la realización de dos talleres, pero dada la profundidad requerida

para el análisis de algunas materias, a lo menos se realizaron cuatro en las temáticas:

carbones, hidrocarburos, energías renovables y biomasa. El detalle de la realización de estos

talleres se incluirá en Informe de Avance N°2, pero al igual que los provinciales constaron de


INFORME FINAL

22 UMAG

dos partes, una que aborda los temas técnicos y la segunda, la aplicación de criterios de EAE.

Se convocó a expertos regionales, nacionales e internacionales, según corresponda.

Taller de Definición de Factores Críticos: Este taller corresponde a la aplicación de criterios de

EAE, según la etapa de definición de factores críticos, varios de los cuales surgirán de los

talleres de expertos y serán analizados en este caso por los actores que tienen experiencia en

evaluación de impactos ambientales, como lo son los profesionales que participan en el

Comité Técnico de Evaluación, las consultoras e instituciones dedicadas al tema ambiental, y

los grupos ecologistas y ONG en la temática ambiental, presentes en la región, entre otros.

Reuniones temáticas con especialistas: Se llevaron a cabo 12 reuniones para profundizar

temáticas necesarias para el análisis y el cumplimiento de los objetivos. Las reuniones se

realizaron con profesionales especialistas en dichas materias para la obtención de información

primaria y se detallan a continuación: gerente de GEOPARK Magallanes, profesional de Vilicic

S.A, profesional de Maderas san Vicente, profesional de TESLA, profesional de empresa Solar

Energy, profesionales de Pecket Energy, profesionales de empresa YPF, representante de MIEE

Power Sattion Manager Falkland Islands Government, Encargado regional de SERNAGEOMIN,

profesional especialista en tecnologías y ambiente de ALACALUF, profesional especialista de

CEQUA, profesional geólogo Mina Invierno, profesional geólogo de ENAP, Presidente de CCHC

y Gerente de GASCO Magallanes.

Reuniones con empresas del rubro energético: Dado que la demanda información primaria

solicitada por oficio, no siempre es suficientemente clara para ambas partes, se sostendrán

reuniones de trabajo con empresas, y en general a nivel de gerencia, para que la información

fluya. Varias de estas reuniones se hacen en conjunto con Sr. Secretario Regional Ministerial

de Energía de la Región.

Entrevistas personales con actores relevantes: La propuesta de matriz energética debe ser

consensuada en lo posible con gran parte de los actores regionales que tienen opinión en el

tema energético, y con actores claves en la toma de decisión. Se sostuvieron reuniones con

los 4 parlamentarios por la región: H.S Sr. Carlos Bianchi, H.D Sr. Juan Morano y H.D Sr. Gabriel

Boric, y la H.S Sra. Carolina Goic. Se realizaron dos reuniones con el CORE, la primera para

presentar el avance del segundo informe y la segunda para presentar los resultados finales. De

estas reuniones se obtuvo información secundaria y retroalimentación de la información.

Talleres o reuniones del tema energético convocadas por terceros: Se incluye esta categoría

de información, ya que existen iniciativas relacionadas con el tema energético, donde

participan varios actores de la comunidad, y la Universidad de Magallanes también es

convocada a participar, por el trabajo de la propuesta de matriz que se encuentra


INFORME FINAL

23 UMAG

desarrollando. De este punto destaca la participación de profesionales del equipo de trabajo

en la Mesa Territorial MINENERGIA, y en la Mesa Energética Regional convocada por el H.D

Gabriel Boric.

Reuniones Comité Consultivo: Para el cumplimiento de los objetivos de la propuesta,

relacionados con participación y validación ciudadana, se requiere de un Comité que permita

validar los informes entregados por la Universidad de Magallanes y hacer sus observaciones,

realizando a los menos 3 reuniones según entrega de informes. Se conformó este Comité,

donde la Universidad de Magallanes colaboró en su constitución, convocando a actores

relevantes regionales, principalmente a líderes de opinión, a través de correo electrónico y

llamadas telefónicas, a partir de listado estregado por Secretaría Regional Ministerial de

Energía, listado de ONG ambientalistas regionales aportado por Secretario Regional Ministerial

de Medio Ambiente de la región, y bases de datos propias de la Universidad para

organizaciones de pueblos originarios, principalmente. Postularon finalmente 41 personas

pertenecientes a 18 instituciones de la región, a las cuales se suman los 2 representantes de

servicios públicos nombrados directamente por Sr. Intendente Regional, y el representante de

la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) nombrado por su gerencia. Finalmente el Comité

Consultivo quedó conformado por 15 personas seleccionadas por Sr. Intendente Regional y su

equipo, cuyo listado se muestra a continuación:

Tabla 2.1 Integrantes del Comité Consultivo - Matriz Energética para Magallanes al 2050

Nombre Cargo e Institución

Valeska Acevedo Gaete Rectora Universidad Santo Tomás Sede Punta Arenas

Alejandro Núñez Jefe Centro Universitario Porvenir Universidad de Magallanes

Emilio Bocazzi Alcalde I. Municipalidad de Punta Arenas/Vicepresidente Regional de la Asociación Regional de Municipalidades.

Blanca Culún Concejal I. Municipalidad de Primavera

Javier Avalos Torres Asesor Cámara Comercio Puerto Natales

Mario Mertens Piel Representante Cámara de Comercio e Industrias Magallanes A.G.

Jorge Vera Capkovic Jefe de Producción ENAP Magallanes

Daniel Barrientos Muñoz Representante ONG Nobeles Australes

Ricardo Muza Director Regional Wildlife Conservation Society (WCS)

Matilde Silva Ojeda Presidenta Consejo Vecinal de Desarrollo del Barrio Octavio Castro de Puerto Natales

Luis Gómez Zárraga Presidente Comunidad Yagán Bahía Mejillones de Puerto Williams

Alejandro Avendaño Gallardo Presidente Sindicato Trabajadores ENAP Magallanes

Ramón Ramírez Jofré Presidente Unión Comunal de Juntas de Vecinos Porvenir

Juan Barticevic Director Regional SEC

Mario Maturana Presidente Directorio Empresa Portuaria Austral



INFORME FINAL

24 UMAG

Taller de Cierre: Tiene como objetivo la difusión final del trabajo realizado por la Universidad

de Magallanes, y será abierto al público en general, además de convocar a los actores que han

participado en las diferentes etapas. La fecha de realización se programará en conjunto con la

contraparte técnica.

2.6 Necesidades de Información

La información base y necesaria para el desarrollo de esta Evaluación, se encuentra definida en las

actividades que se realizan de forma paralela para la propuesta de Matriz, como lo es: el Balance

de energía 2013 regional y comunal a nivel de matriz primaria, matriz secundaria y matriz

eléctrica; Proyecciones de la demanda de energía al año 2050; Análisis de los consumos históricos

de los energéticos; Disponibilidad y localización de recursos energéticos en la región tanto de

origen fósil como de energías renovables; Estudio de tecnologías disponibles para la utilización de

los diversos recursos energéticos; Estimación de las inversiones requeridas para ingresar los

recursos energéticos a la matriz regional; Estimación de los precios económicos de los diferentes

energéticos en los centros de consumo y, Análisis de los riesgos asociados a la seguridad del

suministro.

La necesidad de información desde el ámbito social se obtuvo a través de la participación de

actores relevantes, expertos y otros, en las diversas instancias abiertas de discusión. La

información referida a lo medioambiental se basará en la identificación de la interacción de la

utilización de los diversos recursos energéticos disponibles sobre el medioambiente y los

conflictos sociales, ambientales, económicos, con la Estrategia de Desarrollo Regional; además de

la proveniente de otras instancias como las desarrolladas en la Mesa Territorial del H.D Boric.

A continuación se detallan las instituciones que realizaron aportes al desarrollo de información

básica para le elaboración de los estudios y análisis mencionados anteriormente.

2.6.1 Instituciones que Aportan Información

La información necesaria para el desarrollo de las tareas específicas encomendadas por el

Ministerio de Energía, tienen diferentes fuentes, varias de las cuales se han acordado entre las

partes involucradas: Universidad de Magallanes y Contraparte Técnica Regional y Nacional. Sin

embargo, es necesario mencionar que se ha acordado utilizar sólo información disponible, sin

llegar a emplear estudios de campo u otras metodologías que signifiquen generación de nueva

información.


INFORME FINAL

25 UMAG


El Ministerio de Energía, a través de la División de Seguridad y Mercado de Hidrocarburos, quien

opera como coordinador de la contraparte técnica nacional, se comprometió a solicitar

información primaria para el desarrollo de los Balances Energéticos 2013, regional y comunales, a

las principales empresas que intervienen en la actual matriz energética regional, como también, a

aportar con estudios e información que maneje dicha División, u otras del Ministerio, en la medida

que sean aportes para los principales productos, y con la debida autorización de las empresas

involucradas. Dentro de las principales empresas a las cuales se les demanda información se tiene:

EDELMAG S.A: Empresa regional a cargo de la generación, transporte y distribución, de la

energía eléctrica en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams.

GASCO S.A: Empresa regional a cargo de la distribución de gas natural en las ciudades de

Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, y de la producción y distribución de GNC (gas natural

comprimido).

Distribuidoras de Combustibles: Dentro de las cuales se tiene a la empresa regional ENERSUR,

y las empresas nacionales, COPEC, PETROBRAS, y ENEX.

ENAP: Empresa Nacional del Petróleo, principal productora de gas natural y combustibles

líquidos derivados del petróleo en la región.

Gobierno Regional, Región de Magallanes y Antártica Chilena

El Secretario Regional Ministerial de Minería y el Jefe del Departamento de Gestión

y Ordenamiento Territorial de la Unidad de Desarrollo Regional junto al Secretario Regional

Ministerial de Energía, conforman la contraparte técnica regional de la propuesta. Bajo esta

estructura, se solicitó información a diferentes servicios públicos que tienen relación con la

temática energética, tales como:

Gobernaciones Provinciales de: Última Esperanza, Tierra del Fuego y Provincia Antártica.

Secretarías Regionales Ministeriales de: Obras Públicas, Vivienda y Urbanismo, Salud,

Minería, Economía, Agricultura y Transporte.

Direcciones de Servicios: Dirección General de Aguas (DGA), Corporación Nacional Forestal

(CONAF), Servicio Nacional de Geología y Minería (SERNAGEOMIN), Unidad de desarrollo

Regional (UDR) del Gobierno Regional e Instituto Antártico Chileno (INACH) y Subsecretaría de

Desarrollo Regional (SUBDERE).

Municipalidades de: Laguna Blanca, Río Verde, San Gregorio, Timaukel, Torres del Payne,

Natales y Cabo de Hornos.


INFORME FINAL

26 UMAG

Secretaría Regional Ministerial de Energía

Para la incorporación de información primaria regional, se solicitó vía oficio a diferentes empresas

regionales principalmente tales como:

Mina Invierno

ICV S.A

Pan American Energy (PAE)

Petromagallanes

GeoPark

ENAP Magallanes

Para la incorporación de información secundaria o aclaratoria, se realizaron varias reuniones, se

enviaron correos electrónicos, entrevistas personales o llamados telefónicos, con las siguientes

entidades:

Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (EDELMAG S.A)

Empresa Nacional del Petróleo (ENAP)

GEOPARK Chile Limited (GEOPARK)

METHANEX Chile S.A. (METHANEX)

Forestal MONTE ALTO

Forestal RUSFFIN

Salmones Magallanes

Mina Invierno

Gobierno Regional (UDR)

Corporación Nacional Forestal (CONAF)

Secretaría Regional Ministerial de Agricultura

I. Municipalidad de Timaukel

I. Municipalidad de Torres del Payne

I. Municipalidad de Primavera

I. Municipalidad de Laguna Blanca

I. Municipalidad de Río Verde

Investigación de información disponible en internet y en otros organismos públicos y privados.

Algunos de ellos:

INE

SEC

CNE


INFORME FINAL

27 UMAG


SUBDERE

2.6.2 Información Específica

Con relación a los objetivos planteados, se analizó información de diversas fuentes, pero no se

levanta nueva información, de acuerdo a lo indicado en los Términos de Referencia.

Información primaria canalizada a través de Secretaría Regional Ministerial de Energía de la Región

de Magallanes y Antártica Chilena, y el Ministerio de Energía, correspondiente principalmente a:

Estudios realizados por las diferentes Divisiones del Ministerio de Energía, que tienen como

finalidad analizar la introducción de otros energéticos, o mejorar la eficiencia en el uso, en

algunos lugares particulares de la Región como es el caso de la localidad de Puerto Williams.

Esto informes son: “Gas Natural para Puerto Williams” y proyecto “Desarrollo de una

Estrategia de implementación para el mejoramiento de la competitividad del rubro leña en

Puerto Williams”.

Información sobre Reservas Probadas de la Empresa Nacional del Petróleo.

Resumen Ejecutivo de Proyecto Propano Aire (GASCO S.A).

Información sobre Reservas de Carbón informadas por Mina Invierno, en Carta MINENERGIA

000025 de fecha 18 de Noviembre de 2014.

Resumen de Estudios de Potencial Hidroeléctrico desarrollados por EDELMAG S.A: Río

Guerrico y Cuencas de Magallanes.

Estudios de Recursos Hídricos en Río Róbalo de CENER LTDA., de Gobierno Regional de

Magallanes y Antártica Chilena.

Informes Finales FIC-R 2012: “Difusión Bases de Evaluación de Impacto Ambiental de Energías

Marinas (CEQUA, 2014); “Rutas Turísticas de Aguas Termales en Magallanes” (CEQUA, 2014).

Información primaria solicitada por Centro de Estudio de los Recursos Energéticos, a diferentes

empresas e instituciones, principalmente:

Proyecto de Gasificación de Carbones, Pecket Energy.

Viabilidad de Gasificación de Carbón In Situ, Antofagasta Minerals S.A.

Generación de Electricidad por Biomasa, Monte Alto Forestal S.A.

Antecedentes utilización de Bíogas, WHEIG, Gerencia de Operaciones América del Sur


INFORME FINAL

28 UMAG

Taller de Expertos de Carbones: Participaron profesionales de Mina Invierno, ICV, Pecket

Energy, Siemmens Alemania y Siemmens Chile, además de los asesores en el área de

carbones, del equipo del proyecto, quienes analizaron diferentes aspectos de la explotación

del carbón y su contribución a la matriz energética, como también un análisis de factibilidad

de la implementación de la tecnología de gasificación de carbón para la producción de gas de

síntesis.

Es importante mencionar en este punto, que la Universidad de Magallanes, en los últimos

cuatro años, ha desarrollado, a través de varias iniciativas de la Facultad de Ingeniería y los

Departamentos de Ingeniería Química y Mecánica, varias discusiones importantes en torno a

la Gasificación de Carbones con la venida de expertos internacionales de Estados Unidos,

España y Colombia que han aportado, al conocimiento de esta tecnología, como también, a

través del Laboratorios de Carbones (iniciativa financiada a través de CORFO) se ha iniciado

una línea de investigación relevante que permite conocer de mejor forma este recurso y su

propiedades energéticas.

Taller de Expertos de Hidrocarburos: Participaron profesionales de las empresas ENAP,

GEOPARK, PETROMAGALLANES, y profesionales en el ejercicio privado con amplia experiencia

en este rubro, con los cuales se discutió el futuro de la explotación de hidrocarburos en la

región, la aplicación de tecnologías no convencionales de exploración y explotación, y la

factibilidad de emplear GNL y Propano Aire como alternativas energéticas.

Taller de Expertos de Energías Renovables I y II: Debido a lo extenso del tema, dado los

recursos renovables existentes en la Región, se realizaron 2 talleres de energías renovables. El

primero se abocó principalmente al recurso marino e hídrico, analizando la factibilidad de

emplear estos recursos en algunas comunas de la Región, y sus perspectivas futuras en el

horizonte al 2050, y se abordó el caso del Parque Eólico Cabo Negro y sus posibilidades de ser

incorporado a la matriz eléctrica de Punta Arenas. En el segundo taller, se abordaron temas

relacionados con la implementación de sistemas fotovoltaicos particulares y la factibilidad de

instalación de sistemas híbridos en comunidades y sitios aislados de la Región.

Taller de Biomasa: Participaron profesionales de las principales empresas madereras de la

Región, que además tienen especial interés en la matriz energética ya que han sido pioneras

en la introducción de equipos energéticos que funcionan con biomasa, o bien se encuentran

evaluando o implementado proyectos asociados a la generación eléctrica con biomasa y

producción de energéticos, éstos últimos bajo la modalidad de astillas y densificados (pellet y

briquetas).

Además de la búsqueda y análisis de información disponible en internet de Instituciones públicas y

privadas (Ministerios, empresas, universidades, entre otros).


INFORME FINAL

29 UMAG

2.7 Identificación de Otras Iniciativas Relacionadas

Junto al desarrollo de la Matriz Energética para Magallanes al 2050, se encuentran en desarrollo

otras actividades del Ministerio de Energía, relacionadas con la Agenda Energética Nacional:

Elaboración de la Política Nacional de Energía, instalada dentro de las principales actividades

de la Agenda Energética, reconociéndose dos grandes ejes: uno con Horizonte a corto plazo

“Se someterá a discusión las líneas de acción, en términos de los estándares, políticas y

regulaciones que garanticen la factibilidad técnica y sustentabilidad de la matriz energética

con un horizonte al año 2025” (Agenda de Energía, 2014), y un segundo eje a mediano y largo

plazo que centrará su discusión en aspectos estratégicos y tecnológicos al 2050.

Mesa Territorial Energética, Se refiere a la Mesa de gestión Territorial que une las instancias

de Asociatividad y Ordenamiento Territorial, integrados en los pilares número 6 y 7

respectivamente, de la Agenda Energética del Ministerio de Energía, y que posee una

discusión regional, que podría enmarcarse en la ubicación de futuras iniciativas de proyectos

energéticos en la Región, por un lado, y en la facilitación de la resolución de posibles conflictos

de interés por otro lado.

Actividades Comité Consultivo Nacional, que tiene como rol ser “guía estratégico del proceso

participativo impulsado por Energía 2050 y que el producto resultante será una “Hoja de Ruta

al 2050”, insumo fundamental para la formulación de la política energética a largo

plazo”. (Energía 2050). Dentro del equipo de trabajo de la propuesta de Matriz Energética para

Magallanes al 2050, se encuentra el Sr. Humberto Vidal, especialista en energía solar y

miembro del Comité Consultivo Nacional.

Plan Especial para Puerto Williams: Dada las problemáticas principalmente ambiental y de

disponibilidad del recurso leña, la División de Acceso y Equidad del Ministerio de Energía, está

llevando adelante un proceso de apoyo a esta localidad con diversas iniciativas, que en su

conjunto entregan una solución al corto y mediano plazo para mejorar las condiciones de vida

en dicha localidad. La propuesta de matriz vendrá a apoyar la solución en el largo plazo.

Mesa de Energía (H.D Gabriel Boric), cuyo fin es desarrollar una propuesta local de mediano

plazo en materia energética, considerando la participación de diversos actores de la sociedad

civil y que permita retroalimentar la labor parlamentaria en ese tema en particular. Los

principales temas a tratar son potenciar el uso de ERNC, potenciar la aplicación de medidas de

eficiencia energética, e impulsar nuevas regulaciones que permitan contar con una matriz

energética regional más diversificada.


INFORME FINAL

30 UMAG

Y en el ámbito regional, la elaboración de propuestas relacionadas con el Plan Regional de Zonas

Extremas, en su capítulo energético, también es una iniciativa que se relaciona con la propuesta,

mediante la aplicación de soluciones específicas en localidades aisladas.

2.8 Programación de la EAE

Para el desarrollo de esta Evaluación Ambiental Estratégica se contó con un “equipo de asesores

externos”, conformado por profesionales de la Universidad de Magallanes, el cual desarrolla el

proceso de diagnóstico y evaluación de la estrategia. Al ser ésta una aplicación de criterios de EAE

a una propuesta de Matriz Energética y no una política ni programa, no se conformó el “equipo

base” ni el “equipo técnico” de apoyo solicitado en la metodología de EAE, aplicada a este caso.

La definición del Plan de participación fue definida por el Equipo del Proyecto involucrado en la

EAE y la Contraparte Técnica, el cual se detalla a continuación:

Tabla 2.1 Programa de Trabajo Matriz Energética para Magallanes al 2050, Técnicas y EAE

INFORMES

TÉCNICOS ETAPA EAE

FECHA DE

EJECUCIÓN

REP. MINISTERIO

ENERGÍA

Informe 1:

Balances de

Energía Regional y

Comunal y

Proyección de la

Demanda.

(21 Octubre)

Programación Criterios EAE 03 Octubre -

Talleres Provinciales N°1

24 Septiembre

25 Septiembre

26 Septiembre

02 Octubre

Ma. de los Ángeles Valenzuela

Selva Bravo

SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández.

Ramón Granada

Definición de Alcance 22 Octubre -

Presentación ante Comité

Consultivo Informe N°1 22 Octubre

SEREMI Magallanes, Alejandro

Fernández.

Selva Bravo

Danilo González

Taller Expertos Recurso

Carbón 05 Noviembre -

Taller N°1 Expertos E.

Marinas, Hídrica y Eólica -

Solar

06 Noviembre -

Informe 2: Análisis

Disponibilidad de

Recursos y

Taller Expertos Recursos

Hidrocarburos

18 Noviembre Danilo González


INFORME FINAL

31 UMAG

Explotación –

Producción y

nuevas

Tecnologías.

(05 Enero)

Taller Definición de Factores

Críticos de Decisión 26 Noviembre Dianela Arroyo

Taller N°2 Expertos

Renovables /Híbridos y

Zonas Aisladas

27 Noviembre -

Comité Consultivo

Extraordinario

Presentación “Fracking”

(Tight and Shale Gas)

2 Diciembre


Fernández.

Presentación al Comité

Consultivo Informe N°2 06 Enero


Fernández.

Informe 3: Análisis

Escenarios y

Resultados Finales

de Matrices.

(13 de febrero)

Talleres Provinciales N°2

08 Enero

09 Enero

14 Enero

20 Enero

Ma. de los Ángeles Valenzuela


Fernández.

Profesional División Eficiencia

Energética

Ramón Granada

Diagnostico Estratégico 29 Enero -


Consultivo Informe N°2

Corregido.

29 Enero


Fernández.

José Antonio Ruiz

Análisis y Lineamientos

Estratégicos

13 Febrero


Consultivo Informe Final

Preliminar y validación de

FCD.

02 Marzo 2015


Fernández.

Complementación del

Análisis y Lineamientos

Estratégicos con FCD

elegidos por el Comité

Consultivo y respuesta a

Observaciones.

25 Marzo -



INFORME FINAL

32 UMAG

3. DIAGNÓSTICO ESTRATÉGICO

La elaboración del Diagnóstico estratégico, según la metodología propuesta por el CED, busca

analizar el contexto bajo el cual se llevará adelante la evaluación, por medio de la identificación y

caracterización de la información secundaria y la percepción de actores clave. Este diagnóstico

considera: el Análisis del Marco de Referencia Estratégico, Análisis de actores y, Análisis de

aspectos ambientales y de sustentabilidad.

3.1 Marco de Referencia Estratégico

En este paso se identifican las normativas, orientaciones y metas para establecer los lineamientos

que le dan contexto a la EAE aplicada a este caso.

En el caso de los aspectos socioculturales es necesario considerar el Pacto 169 de la OIT,

principalmente en su ARTÍCULO 7, donde el en punto 1, se señala que “ Los pueblos interesados

deberán tener el derecho de decidir las propias prioridades en lo que atañe al proceso de

desarrollo, en la medida en que éste afecte a sus vidas, creencias, instituciones y bienestar

espiritual y a las tierras que ocupan o utilizan de alguna manera, y de controlar, en lo posible, su

propio desarrollo económico, social y cultural. Además dichos pueblos deberán participar en la

formación, aplicación y evaluación de los planes y programas de desarrollo nacional y regional

susceptibles de afectarles directamente”, en el punto 3, se indica que “ Los gobiernos deberán

velar porque, siempre que haya lugar, se efectúen estudios, en cooperación con los pueblos

interesados, a fin de evaluar la incidencia social, espiritual y cultural y sobre el medio ambiente

que las actividades de desarrollo previstas puedan tener sobre esos pueblos. Los resultados de

estos estudios deberán ser considerados como criterios fundamentales para la ejecución de las

actividades mencionadas. 4. Los gobiernos deberán tomar medidas, en cooperación con los

pueblos interesados, para proteger y preservar el medio ambiente de los territorios que habitan

“(pp.4). Por lo que al momento de decidir iniciativas energéticas que involucren y/o afecten

pueblos indígenas debiesen realizarse procesos de Consulta cuyo procedimiento sea acordado de

manera conjunta, participativa y vinculante entre las instituciones y los representantes de los

pueblos originarios.

Dada la variedad de recursos energéticos, y tecnologías disponibles como alternativas para la

diversificación de la matriz energética, el análisis de lineamientos o documentos que guían los

aspectos ambientales, se definen y se relacionan con disposiciones ambientales en torno a la

exploración y explotación de los diferentes recursos energéticos, principalmente fósiles, y para

generación de energía térmica y eléctrica, considerando alternativas tales como:

Producción de gas natural licuado (GNL)


INFORME FINAL

33 UMAG

Planta de Propano/Aire

Plantas de Producción de gas natural sintético (a partir de Gasificación de Carbón)

Parques Eólicos

Sistemas Híbridos

Aplicación de Energía Solar, Energía Geotérmica de Baja Entalpia, Co Generación con

biomasa, Centrales Hidroeléctricas de Paso y Generación de electricidad con energías

marinas.

3.1.1 Lineamientos Ambientales Transversales

D.S. Nº100/05, Fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Constitución Política de

la República de Chile. Ministerio Secretaria General de la Presidencia. Establece el derecho a vivir

en un ambiente libre de contaminación; y establece el deber del Estado de velar por que este

derecho no sea afectado.

Ley Nº19.300/94, Aprueba Ley Sobre Bases Generales del Medio Ambiente, modificada por la

Ley Nº 20.417/10 (Ministerio Secretaria General de la Presidencia). Legisla sobre el derecho a

vivir en un medio ambiente libre de contaminación, la protección del medio ambiente, la

preservación de la naturaleza y la preservación del patrimonio ambiental. Además crea la

institucionalidad ambiental.

D.S. Nº95/01, Actualiza y refunde Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental

(Ministerio Secretaria General de la Presidencia). Especifica los proyectos que deben ingresar al

SEIA, los criterios para decidir entre estudio o declaración de impacto ambiental (DIA o EIA), los

plazos y procedimientos de evaluación, los permisos ambientales sectoriales y el contrato de

seguro por daño ambiental para obtener autorización previa.

D.S. N°75/05, Reglamento para la Clasificación de Especies Silvestres, D.S. Nº151/07, D.S.

Nº33/11, D.S. Nº41/11, D.S. Nº42/11, D.S. Nº19/12 y D.S. Nº 13/13. Aprueba y Oficializa

Primero, Cuarto, Quinto, Sexto, Séptimo, Octavo y Noveno Proceso de Clasificación de Especies

Según su Estado de Conservación (Ministerio Secretaría General de la Presidencia y Ministerio

del Medio Ambiente).Oficializa la clasificación de especies silvestres (flora y fauna) en categoría

de conservación, presentando el listado de éstas.

Ley Nº17.288/70, Legisla sobre Monumentos Nacionales. Artículos 21 y 26 (Ministerio de

Educación). Esta ley establece que el patrimonio arqueológico y cultural queda bajo la tuición y

protección del Estado, prohibiéndose destruir u ocasionar perjuicios en los monumentos

nacionales, ni en los objetos o piezas que estén destinados a permanecer en un sitio público,


INFORME FINAL

34 UMAG

indicando que tampoco se pueden cambiar de ubicación monumentos públicos, sin previa

autorización de la autoridad correspondiente.

En el Artículo 21 se indica que por el sólo ministerio de la ley, son Monumentos Arqueológicos de

propiedad del Estado los lugares, ruinas, y yacimientos y piezas antropo-arqueológicas que existan

sobre o bajo la superficie del territorio nacional. También en esta ley, se incluyen las piezas

paleontológicas y los lugares donde se hallaren.

El Artículo 26 señala que toda persona que al hacer excavaciones, encuentre ruinas, yacimientos,

piezas u objetos de carácter histórico, antropológico, arqueológico o paleontológico, está obligada

a denunciar inmediatamente el descubrimiento al Gobernador Provincial, quien ordenará a

Carabineros que se haga responsable de su vigilancia hasta que el Consejo se haga cargo de él. La

infracción a lo dispuesto en este artículo será sancionada con una multa cinco a doscientas

unidades tributarias mensuales.

D.S. Nº484/90, Reglamento de la Ley N°17.288, sobre excavaciones y/o prospecciones

arqueológicas, antropológicas y paleontológicas. - Ministerio de Educación. Este Reglamento

establece que las prospecciones y/o excavaciones arqueológicas, antropológicas y paleontológicas,

en terrenos públicos y privados, como asimismo las normas que regulan la autorización del

Consejo de Monumentos Nacionales para realizarlas y el destino de los objetos o especies

encontradas, se regirá por las normas contenidas en la Ley N°17.288 y en este Reglamento.

D.F.L. Nº4/20.018 del 2006, Fija texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con

Fuerza de Ley Nº1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de

Energía Eléctrica. Artículos 2, 55 y 222 (Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción).

Regula la producción, el transporte, la distribución, el régimen de concesiones y las tarifas de la

energía eléctrica, además de las funciones del Estado en estas materias. En el Artículo 2, se

establece que estarán comprendidas en las disposiciones de la presente ley; Las concesiones para

establecer: Centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, considerando que los derechos

de aprovechamiento sobre las aguas terrestres que se destinen a la producción de energía

eléctrica se regirán por las disposiciones del Código de Aguas y; Líneas de transporte de la energía

eléctrica.

Cabe destacar que esta ley (LGSE), fue objeto de modificaciones destinadas a incentivar el

desarrollo de energías renovables no convencionales a través de la Ley Nº20.257/08 la que

“Introduce Modificaciones a la LGSE respecto de la Generación de Energía Eléctrica con Fuentes de

Energías Renovables no Convencionales” y su reglamento aprobado mediante D.S Nº244/06 del

Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción que aprobó el “Reglamento para Medios de

Generación no Convencionales y Pequeños Medios de Generación establecidos en la LGSE”.


INFORME FINAL

35 UMAG

Específicamente, su Artículo 55 indica que las líneas de transporte y distribución de energía

eléctrica podrán atravesar los ríos, canales, las líneas férreas, puentes, acueductos, cruzar calles,

caminos y otras líneas eléctricas. Estos cruzamientos se ejecutarán en conformidad con las

prescripciones que establezcan los reglamentos, de manera que garanticen la seguridad de las

personas y propiedades. El Artículo 222 señala que el trazado de líneas aéreas por bienes

nacionales de uso público deberá efectuarse de modo que, en lo posible, no se corten o poden los

árboles ubicados a lo largo del trazado de la línea. Si no existiere alternativa a la poda o corta de

estos árboles, el propietario de las líneas aéreas deberá dar aviso por carta certificada, con diez

días de anticipación, a la Dirección de Vialidad o a la Municipalidad, según proceda, y a los

propietarios afectados, pactándose las indemnizaciones que correspondan, de acuerdo con lo que

establezcan los reglamentos.

D.S. Nº47/92, Fija nuevo texto de la ordenanza general de la ley general de urbanismo y

construcciones. Artículo 2.1.29 (Ministerio de Vivienda y Urbanismo). En su art. 2.1.29 señala que

el tipo de uso de infraestructura se refiere a las edificaciones o instalaciones y a las redes o

trazados destinados a:

Infraestructura de transporte, tales como, vías y estaciones ferroviarias, terminales de

transporte terrestre, recintos marítimos o portuarios, instalaciones o recintos aeroportuarios,

etc.

Infraestructura sanitaria, tales como plantas de captación, distribución o tratamiento de agua

potable o de aguas servidas, de aguas lluvia, rellenos sanitarios, estaciones exclusivas de

transferencia de residuos, etc.

Infraestructura energética, tales como, centrales de generación o distribución de energía, de

gas y de telecomunicaciones, gasoductos, etc.

Las redes de distribución, redes de comunicaciones y de servicios domiciliarios y en general los

trazados de infraestructura se entenderán siempre admitidos y se sujetarán a las disposiciones

que establezcan los organismos competentes. El instrumento de planificación territorial deberá

reconocer las fajas o zonas de protección determinadas por la normativa vigente y destinarlas a

áreas verdes, vialidad o a los usos determinados por dicha normativa.

El instrumento de Planificación Territorial respectivo podrá establecer las condiciones y requisitos

que permitan el emplazamiento de las instalaciones o edificaciones necesarias para este tipo de

uso, sin perjuicio del cumplimiento de las normas ambientales, de las normas de la Ley General de

Urbanismo y Construcciones, de esta Ordenanza y demás disposiciones pertinentes.

D.S. Nº47/92, Fija nuevo texto de la ordenanza general de la ley general de urbanismo y

construcciones (Ministerio de Vivienda y Urbanismo). En su numeral 1 del Artículo 5.8.3, se


INFORME FINAL

36 UMAG

establece que en todo proyecto de construcción, reparación, modificación, alteración,

reconstrucción o demolición, el responsable de la ejecución de dichas obras deberá implementar

las siguientes medidas:

Regar el terreno en forma oportuna, y suficiente durante el período en que se realicen las

faenas de demolición, relleno y excavaciones.

Disponer de accesos a las faenas que cuenten con pavimentos estables, pudiendo optar por

alguna de las alternativas contempladas en el artículo 3.2.6.

Transportar los materiales en camiones con la carga cubierta.

Lavar lodo de las ruedas de los vehículos que abandonen la faena.

Mantener la obra aseada y sin desperdicios mediante la colocación de recipientes

recolectores, convenientemente identificados y ubicados.

Hacer uso de procesos húmedos en caso de requerir faenas de molienda y mezcla.

D.S. Nº144/61, Establece Normas para Evitar Emanaciones o Contaminantes Atmosféricos de

Cualquier Naturaleza (Ministerio de Salud). En su Artículo 1 establece que los gases, vapores,

humos, polvo, emanaciones o contaminantes de cualquiera naturaleza, producidos en cualquier

establecimiento fabril o lugar de trabajo, deberán captarse o eliminarse en forma tal que no

causen peligros, daños o molestias al vecindario.

D.S. N°138/05, Establece obligación de declarar emisiones que indica (Ministerio de Salud).

Establece que todos los titulares de fuentes fijas de emisión de contaminantes atmosféricos que se

establecen en este decreto deberán entregar a la SEREMI de Salud del lugar en que se encuentran

ubicadas, los antecedentes necesarios para estimar las emisiones provenientes de cada una de sus

fuentes. A su vez, el Artículo 2 señala que están obligadas a proporcionar los antecedentes para la

determinación de emisión de contaminantes, las fuentes fijas que correspondan a diferentes

rubros, actividades o tipo de fuente, donde quedan incluidos los equipos electrógenos.

D.S. Nº75/87, Establece Condiciones para el Transporte de Carga que indica (Ministerio de

Transportes y Telecomunicaciones). En su Artículo 2, establece que los vehículos que transporten

desperdicios, arena, ripio, tierra u otros materiales, ya sean sólidos, o líquidos, que puedan

escurrirse y caer al suelo, estarán construidos de forma que ello no ocurra por causa alguna.

D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). En su Artículo 67, este D.F.L. indica que

corresponde al Servicio Nacional de Salud velar porque se eliminen o controlen todos los factores,

elementos o agentes del medio ambiente que afecten la salud, la seguridad y el bienestar de los

habitantes en conformidad a las disposiciones del presente Código y sus reglamentos. Por otro

lado, de acuerdo al Artículo 89, letra a), este reglamento comprenderá normas que se refieran a la

conservación y pureza del aire y evitar en él la presencia de materias u olores que constituyan una


INFORME FINAL

37 UMAG

amenaza para la salud, seguridad o bienestar del hombre o que tengan influencia desfavorable

sobre el uso y goce de los bienes.

D.S. Nº38/11, Establece Norma de Emisión de Ruidos Molestos Generados por Fuentes que

indica, a partir de la revisión del Decreto Nº146/97 (Ministerio del Medio Ambiente). Establece

los niveles máximos permisibles de presión sonora corregidos y los criterios técnicos para evaluar

y calificar la emisión de ruidos molestos generados por fuentes fijas hacia la comunidad, tales

como las actividades industriales, comerciales, recreacionales, artísticas u otras.

El Artículo 9 establece los valores máximos para emisiones de ruido de fuentes fijas en zona rural

se aplicará como nivel máximo permisible de presión sonora corregido (NPC), el menor valor

entre:

Nivel de ruido de fondo + 10 dB(A)

NPC para Zona III 65dB(A) diurno y 50dB(A) nocturno.

En su Artículo 23 se establece que para los proyectos que ingresen al SEA con posterioridad a la

fecha de publicación de esta norma, les será aplicable a contar de esa fecha.

D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). De acuerdo al Artículo 71, cualquier

proyecto, público o privado, destinado, específicamente según la letra b) a la evacuación,

tratamiento o disposición final de desagües, aguas servidas de cualquier naturaleza y residuos

industriales o mineros, debe ser aprobado antes de poner en explotación las obras mencionadas

por la SEREMI de Salud correspondiente.

El Artículo 72 señala que el Servicio Nacional de Salud ejercerá la vigilancia sobre plantas

depuradoras de aguas servidas, pudiendo sancionar a los responsables de infracciones. Por otra

parte, el Artículo 73 establece la prohibición de vaciar las aguas servidas y los residuos industriales

o mineros en ríos o lagunas, o en cualquiera otra fuente o masa de agua que sirva para

proporcionar agua potable a alguna población, para riego o para balneario, sin que antes se

proceda a su depuración.

D.F.L. N°1/89, Determina materias que requieren autorización sanitaria expresa (Ministerio de

Salud). En su artículo 1° se establecen las siguientes materias que, conforme a lo dispuesto en el

artículo 7° del Código Sanitario requieren autorización sanitaria expresa, donde específicamente

en el numeral 22, se indica el funcionamiento de las obras destinadas a la provisión o purificación

de agua potable de una población o a la evacuación, tratamiento o disposición final de desagües,

aguas servidas de cualquier naturaleza y residuos industriales.


INFORME FINAL

38 UMAG

D.S. Nº236/26, Reglamento general de alcantarillados particulares fosas sépticas cámaras

filtrantes cámaras de contacto cámaras absorbentes y letrinas (Ministerio de Higiene; Asistencia;

Previsión Social y Trabajo). En su art. 1 dispone que será aplicable para la disposición de las aguas

caseras de ciudades, pueblos aldeas, caseríos u otros lugares poblados de la república en que no

exista red pública de alcantarillado y de toda las casas de habitación u edificios públicos o

particulares, urbanos o rurales, destinados o destinables a la habitación o a ser ocupados para

permanecer transitoria o indefinidamente. Por su parte el art. 3 exige que el edificio público o

particular, urbano o rural deba estar dotado de un sistema particular de alcantarillado de manera

que sus aguas servidas no constituyan molestia, incomodidad o peligro para la salubridad pública.

El art. 5 exige la depuración o tratamiento de las aguas antes de ser incorporadas en un cuerpo o

masa de agua con un efluente con una carga orgánica inferior a mil coliformes fecales por cada

cien milímetros descargándola a través de fosa séptica o por cualquier sistema de tratamiento que

cumpla con el estándar indicado. Para el caso que exista infiltración el efluente tratado deberá

estar libre de materia orgánica putrescible.

D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). En el Artículo 78 se fijan las condiciones

de saneamiento y seguridad relativas a la acumulación, selección, industrialización, comercio o

disposición final de basuras y desperdicios.

El art. 80, indica que es labor del Servicio Nacional de Salud autorizar la instalación y vigilar el

funcionamiento de todo lugar destinado a la acumulación, selección, industrialización, comercio o

disposición final de basuras y desperdicios de cualquier clase. Una vez aprobada la autorización,

este Servicio definirá las condiciones sanitarias y de seguridad que deben cumplirse para evitar

molestia o peligro para la salud de la comunidad o del personal que trabaje en estas faenas.

Por otro lado, el art. 81 señala que los vehículos y sistemas de transporte de materiales que, a

juicio del Servicio Nacional de Salud, hoy Seremi de Salud Regional, puedan significar un peligro o

molestia a la población y los de transportes de basuras y desperdicios de cualquier naturaleza,

deberán reunir los requisitos que señale dicho Servicio.

D.S. Nº594/99, Reglamento Sobre las Condiciones Sanitarias y Ambientales Básicas en los

Lugares de Trabajo (Ministerio de Salud). En su Art. 18 se indica que la acumulación, tratamiento

y disposición final de residuos industriales dentro del predio industrial, local o lugar de trabajo,

deberá contar con la autorización sanitaria. Los Art. 19 y 20 establecen también que las empresas

que realicen el tratamiento y/o disposición final de dichos residuos, deberán contar con

autorización sanitaria, presentando una declaración donde se constate la cantidad y calidad,

diferenciando claramente los residuos industriales peligrosos.


INFORME FINAL

39 UMAG

D.S. Nº148/03, Aprueba Reglamento Sanitario Sobre Manejo de Residuos Peligrosos. (Ministerio

de Salud). En el Artículo 4 del Reglamento se estipula que los residuos peligrosos deberán

identificarse y etiquetarse de acuerdo a la clasificación y tipo de riesgo que establece la Norma

Chilena Oficial NCh 2.190 of.93.

El Artículo 6 establece que durante el manejo de los residuos peligrosos se deberán tomar todas

las precauciones necesarias para prevenir su inflamación o reacción, entre ellas su separación y

protección.

El Artículo 8 determina los requisitos que deben tener los contenedores de residuos peligrosos.

El Artículo 28 establece que el Generador deberá establecer un manejo diferenciado entre los

residuos peligrosos y los que no lo son.

El Artículo 29 por su parte, señala que todo sitio destinado al almacenamiento de residuos

peligrosos deberá contar con la correspondiente autorización sanitaria de instalación, a menos

que éste se encuentre incluido en la autorización sanitaria de la actividad principal. Por su parte, el

Artículo 33 establece las condiciones de los sitios donde se almacenen los residuos peligrosos.

El Artículo 36 señala que sin perjuicio de lo dispuesto en el Reglamento de Transporte de

Sustancias Peligrosas por Calles y Caminos, fijado en el D.S Nº 298/94 del Ministerio de

Transportes y Telecomunicaciones, sólo podrán transportar residuos peligrosos por calles y

caminos públicos las personas naturales o jurídicas que hayan sido autorizadas por la Autoridad

Sanitaria.

El Artículo 43 indica que toda instalación de eliminación de residuos peligrosos deberá contar con

la respectiva autorización otorgada por la Autoridad Sanitaria, en la que se especificará el tipo de

residuos que podrá eliminar y la forma en que dicha eliminación será llevada a cabo ya sea

mediante tratamiento, reciclaje y/o disposición final.

El Artículo 80 establece que los contenedores de residuos peligrosos quedan sujetos a un Sistema

de Declaración y Seguimiento de tales residuos, válido para todo el país.

R.E. Nº359/05. Aprueba Documento de Declaración de Residuos Peligrosos (Ministerio de

Salud). Fija el formato del documento de declaración de residuos peligrosos (RESPEL), que deberá

contener la información a completar por el generador, por el transportista y por el destinatario.

Este formato está disponible en el D.O del día 05.07.2005 en la página 4.

D.S. Nº160/08, Aprueba Reglamento de seguridad para las instalaciones y operaciones de

producción y refinación, transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de

combustibles líquidos (Ministerio de Economía). Establece los requisitos mínimos de seguridad


INFORME FINAL

40 UMAG

que deben cumplir las instalaciones de combustibles líquidos derivados del petróleo y

biocombustibles y las operaciones asociadas a la producción, refinación, transporte,

almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles líquidos que se realicen en tales

instalaciones, así como las obligaciones de las personas naturales y jurídicas que intervienen en

dichas operaciones, a objeto de desarrollar dichas actividades en forma segura, controlando el

riesgo de manera tal que no constituyan peligro para las personas y/o cosas.

El Artículo 298, dispone que previo al inicio de la construcción de toda instalación de combustibles

líquidos o de la modificación de ésta, el propietario deberá comunicar a la Superintendencia este

hecho de acuerdo a los procedimientos establecidos, mientras que el artículo 299, establece que

las instalaciones de combustibles líquidos nuevas o aquellas existentes que hayan experimentado

alguna modificación que deba atestarse en la Superintendencia, previo a su puesta en servicio,

deberán ser inscritas en el Registro de Inscripción de ésta a través de los procedimientos

establecidos para tal efecto.

D.L. N°3.557/80, Establece Disposiciones sobre Protección Agrícola (Ministerio de Agricultura). El

Artículo 9 señala que los propietarios, arrendatarios o tenedores de predios rústicos o urbanos

pertenecientes al Estado, al Fisco, a empresas estatales o a particulares, están obligados, cada uno

en su caso, a destruir, tratar o procesar las basuras, malezas o productos vegetales perjudiciales

para la agricultura, que aparezcan o se depositen en caminos, canales o cursos de aguas, vías

férreas, lechos de ríos o terrenos en general, cualquiera que sea el objeto a que estén destinados.

En el Artículo 11 se indica que los establecimientos industriales, fabriles, mineros y de cualquier

otro tipo que manipulen productos susceptibles de contaminar la agricultura, deberán adoptar

oportunamente las medidas técnicas y prácticas que sean procedentes a fin de evitar o impedir la

contaminación.

3.1.2 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Fósiles: Hidrocarburos y Carbón

Guía para la Evaluación Ambiental de Proyectos Desarrollos Mineros de Petróleo y Gas (2011).

Define los pasos a seguir para la elaboración de una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de

pozos o líneas de flujo, define el formato y la información que debe tener cada capítulo.

D.S 41 Reglamento de la Ley de Cierre de Faenas e Instalaciones Mineras (2012). La Ley de Cierre

de Faenas e Instalaciones Mineras, obliga a que todas las faenas mineras cuenten con un plan de

cierre aprobado por el Servicio. Un plan de cierre es un proyecto de ingeniería en el cual se

presentan un conjunto de medidas y acciones destinadas a mitigar los efectos que se derivan del

desarrollo de la industria extractiva minera, en los lugares en que ésta se realice, de forma de

asegurar la estabilidad física y química de las instalaciones, en conformidad a la normativa

ambiental aplicable. La regulación del Cierre de Faenas e Instalaciones presenta los siguientes


INFORME FINAL

41 UMAG

objetivos: Resguardar la Vida, Salud y Seguridad de las Personas y del Medio Ambiente; Mitigar los

Efectos negativos de la Industria; Evitar el Abandono de faenas mineras después del cese de las

Operaciones; Asegurar la Estabilidad Física y Química de los lugares en que se desarrolle la

Actividad Minera; Establecer Garantías para el cierre efectivo de las Faenas e Instalaciones

Mineras; Crear un Fondo Post-Cierre para el Monitoreo de Faenas Cerradas.

D.S. Nº59/98 (modificado por D.S Nº 45/2001), Establece Norma de Calidad Primaria para

Material Particulado respirable MP10, en especial de los valores que definen situaciones de

emergencia (Ministerio Secretaria General de la República). En su Artículo 2 se fija la norma

primaria de calidad del aire para material particulado respirable (MP 10), en 150 microgramos por

metro cúbico normal (150 μg/m3N) como concentración de 24 hrs. y concentración anual de será

de cincuenta microgramos por metro cúbico normal (50 μg/m3N).

Estos límites se considerarán superados cuando el percentil 98 de las concentraciones de 24 horas

registradas durante un período anual en cualquier estación monitora clasificada como EMRP

(estación monitora con representación poblacional), sea mayor o igual a 150 mg/m3N, y para la

norma anual cuando en cualquier estación monitora clasificada como EMRP sea mayor o igual que

50 ug/m3, si correspondiere de acuerdo a lo que se indica en el punto IV. Metodologías de

Pronóstico y Medición.

Además indica que a contar del día 1º de enero de 2012, la norma primaria de calidad del aire para

el contaminante Material Particulado Respirable MP 10, será de ciento veinte microgramos por

metro cúbico normal (120 μg/m3N) como concentración de 24 horas, salvo que a dicha fecha haya

entrado en vigencia una norma de calidad ambiental para Material Particulado Fino MP 2,5, en

cuyo caso se mantendrá el valor de la norma establecido en el inciso primero.

También se establecen los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental, una

metodología de medición de la norma, mecanismo de validación de la información de monitoreo

de calidad de aire y disposiciones relativas a la fiscalización e implementación de la norma.

D.S. Nº113/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Dióxido de Azufre (SO2)

(Ministerio Secretaria General de la República). El Artículo 3 fija que la norma primaria de calidad

de aire para dióxido de azufre como concentración anual será de 31 ppbv (80 ug/m3N). A su vez, el

Art. 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de azufre como concentración

de 1 hora será de 96 ppbv (250 ug/m3N).

Esta norma se considerará sobrepasada acorde a la metodología señalada en dicha norma, en

cualquier estación monitora EMRPG (estación de monitoreo con representatividad poblacional

para gas dióxido de Nitrógeno), si el valor fuere mayor o igual al nivel indicado


INFORME FINAL

42 UMAG

Por su parte, el Art. 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental

para SO2 en concentración de una hora, además de señalar que se entiende por metodología de

pronóstico de calidad de aire.

D.S. Nº114/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Dióxido de Nitrógeno (NO2)

(Ministerio Secretaria General de la República). En su Artículo 3 se fija que la norma primaria de

calidad de aire para dióxido de nitrógeno como concentración anual será de 53 ppbv (100

ug/m3N). A su vez, el Artículo 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de

nitrógeno como concentración de 1 hora será de 213 ppbv (400 ug/m3N).

Esta norma se considerará sobrepasada en concentración de 1 hora, cuando el promedio

aritmético de tres años sucesivos del percentil 99 de los máximos diarios de concentración de 1

hora registrados durante un año calendario, en cualquier estación monitora EMRPG (estación de

monitoreo con representatividad poblacional para gas dióxido de Nitrógeno), fuere mayor o igual

al nivel indicado

Por su parte, el Artículo 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia

ambiental para NO2 en concentración de una hora, además de señalar que se entiende por

metodología de pronóstico de calidad de aire.

D.S. Nº115/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Monóxido de Carbono (CO)

(Ministerio Secretaria General de la República). El Artículo 3 fija tanto la norma primaria de

calidad de aire para monóxido de carbono como concentración de 8 horas en 9 ppmv

(10mg/m3N). A su vez, el Artículo 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para monóxido

de carbono como concentración de 1 hora será de 26 ppmv (30 mg/m3N).

Dichos valores se considerarán sobrepasados en cualquier estación monitora EMRPG, fuere mayor

o igual al nivel indicado acorde a las metodologías señaladas en dicha norma.

Por su parte, el Artículo 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia

ambiental para CO en concentración de ocho horas, además de señalar que se entiende por

metodología de pronóstico de calidad de aire.


INFORME FINAL

43 UMAG

3.1.3 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Renovables: Marino, Hidráulico y

Biomasa

Ley N° 20.257 que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la

generación de energía eléctrica con fuentes de Energías Renovables No Convencionales. A

continuación se detallas los documentos que se aplican a cada tipo de recurso:

Marino e Hidráulico

D.F.L. N°1.122/81 (modificado por Ley 20.417), Fija Texto del Código de Aguas (Ministerio de

Obras Públicas). El Título IV sobre cauces de agua, en su Artículo 41 dispone que el proyecto,

construcción y financiamiento de las modificaciones que fuere necesario realizar en cauces

naturales o artificiales, con motivo de la construcción de obras públicas, urbanizaciones,

edificaciones y otras obras en general, sean de responsabilidad y de cargo de quienes las ordenen.

Se entenderá por modificaciones no sólo el cambio de trazado de los cauces mismos, sino también

la alteración o sustitución de cualquiera de sus obras de arte y la construcción de nuevas obras,

como abovedamientos, pasos sobre o bajo nivel o cualesquiera otras de sustitución o

complemento.

El Título X sobre las condiciones de protección de las aguas y cauces, donde en el Artículo 129 bis

indica que se debe establecer el caudal ecológico mínimo, el cual sólo afectará a los nuevos

derechos que se constituyan, para lo cual deberá considerar también las condiciones naturales

pertinentes pasa cada fuente superficial. El caudal ecológico mínimo podrá ser menor al veinte por

ciento del caudal del medio anual de la respectiva fuente superficial.

En el Libro Segundo, Título I sobre los procedimientos administrativos, en el Artículo 171, se indica

que las personas naturales o jurídicas que desearen efectuar las modificaciones a que se refiere el

artículo 41 de este código, presentarán los proyectos correspondientes a la Dirección General de

Aguas, para su aprobación previa, aplicándose a la presentación el procedimiento previsto en el

párrafo 1° de este Título. Finalmente, el Libro Tercero, Título I sobre la construcción de ciertas

obras hidráulicas, en el Artículo 294 se indica que requerirán la aprobación del Director General de

Aguas, de acuerdo al procedimiento indicado en el Título I del Libro Segundo, la construcción de

las siguientes Obras:

Los embalses de capacidad superior a cincuenta mil metros cúbicos o cuyo muro tenga más de

5 m de altura;

Los acueductos que conduzcan más de dos metros cúbicos por segundo;


INFORME FINAL

44 UMAG

Los acueductos que conduzcan más de medio metro cúbico por segundo, que se proyecten

próximos a zonas urbanas, y cuya distancia al extremo más cercano del límite urbano sea

inferior a un kilómetro y la cota de fondo sea superior a 10 metros sobre la cota de dicho

límite, y

Los sifones y canoas que crucen cauces naturales.

D.S. Nº327/97, Fija Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, Ministerio de Minería.

Este Reglamento establece las disposiciones en que se otorgan las concesiones provisionales y

definitivas para establecer, operar y explotar centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica

y líneas de transporte de energía eléctrica. Establece los derechos y obligaciones en la obtención

de los permisos correspondientes; el marco legal que regula el régimen de servidumbres, las

relaciones entre propietarios de instalaciones eléctricas, clientes y autoridad, la interconexión de

instalaciones, la mantención y conservación de instalaciones y equipos eléctricos, calidad de

servicio y precios como las multas y sanciones. Su Artículo 114 no exige aprobación de una central

nueva para su puesta en servicio, sin perjuicio de que las obras de generación, transporte y

distribución o partes de ellas, exigen que su dueño informe su puesta en servicio con 15 días de

anticipación, adjuntando breve descripción de las obras que se ponen en explotación, así como de

la fecha de su puesta en servicio. El Artículo 206 del Reglamento indica que las especificaciones

técnicas del proyecto, así como su ejecución, operación y mantenimiento, deberán ajustarse a las

normas técnicas vigentes. En especial deberán preservar el normal funcionamiento de las

instalaciones de otros concesionarios de servicios públicos, la seguridad y comodidad de la

circulación de calles, caminos y demás vías públicas, y también la seguridad de las personas, las

cosas y el medio ambiente. El Artículo 210 exige que el proyecto, la construcción y el

mantenimiento de instalaciones eléctricas sólo podrán ser ejecutados por personal calificado y

autorizado en la clase que corresponda, de acuerdo a lo dispuesto en los reglamentos y normas

técnicas vigentes.

Decreto Supremo N°475/1994, que establece la Política Nacional del Uso del Borde Costero del

litoral de la república. La presente política se aplicará respecto de los siguientes bienes nacionales,

fiscales o de uso público, sujetos al control, fiscalización y supervigilancia del Ministerio de

Defensa Nacional, Subsecretaría de Marina:

terrenos de playa fiscales ubicados dentro de una franja de ochenta metros de ancho,

medidos desde la línea de la más alta marea de la costa del litoral,

la playa,

las bahías, golfos, estrecho y canales interiores, y d) el mar territorial de la República.


INFORME FINAL

45 UMAG

Biomasa (Residuos Madereros y de Explotación de Bosque Nativo)

Ley N°20.283/08, sobre Recuperación del Bosque Nativo y Fomento Forestal (Ministerio de

Agricultura). Esta ley tiene como objetivos la protección, la recuperación y el mejoramiento de los

bosques nativos, con el fin de asegurar la sustentabilidad forestal y la política ambiental.

En los Artículos 5 al 14 se establecen los requisitos, contenidos y la tramitación que deben hacerse

previo a un Plan de Manejo aprobado por la CONAF, el cual deberá cumplir además, con lo

prescrito en el decreto Ley Nº 701/74. Los Planes de Manejo aprobados deberán ser de carácter

público y estar disponibles en la página web de la CONAF para quien lo solicite.

Por otro lado, el Artículo 16 establece que para toda corta de bosque nativo de conservación y

protección, se debe incluir una fundada justificación técnica de los métodos de corta que se

utilizarán, así como de las medidas que se adoptarán con los objetivos de proteger los suelos, la

calidad y cantidad de los caudales de los cursos de agua y la conservación de la diversidad

biológica y de las medidas de prevención y combate de incendios forestales.

D.S. N°93/08, Reglamento General de la Ley sobre Recuperación del Bosque Nativo y Fomento

Forestal (Ministerio de Agricultura). Este Reglamento establece los criterios y las obligaciones

para dar cumplimiento con la Ley 20.283/08, específicamente en cuanto a los Planes de Manejo y

Plan de Trabajo, los criterios sobre los Procedimientos, la Autorización simple de corta, el Registro

público de Planes de Manejo y Planes de Trabajo. Adicionalmente se establecen procedimientos

técnicos, la autorización simple de corta, las condiciones excepcionales para la intervención de las

especies clasificadas en categorías de conservación, o alteración de su hábitat, se indica acerca del

registro público de los Planes de Manejo, se entrega información acerca de las guías de libre

tránsito, los procedimientos de fiscalización, y la información sobre los acreditadores.

D.L. N°701/74 (modificado por Ley 19.561/98), Fija régimen legal de los terrenos forestales o

preferentemente aptos para la forestación, y establece normas de fomento sobre la materia

(Ministerio de Agricultura). Este decreto de ley tiene por objeto regular la actividad forestal en

suelos de aptitud preferentemente forestal y en suelos degradados e incentivar la forestación, en

especial, por parte de los pequeños propietarios forestales y aquélla necesaria para la prevención

de la degradación, protección y recuperación de los suelos del territorio nacional.

Otro ámbito del Reglamento, se refiere a la regulación de corta de árboles, especialmente al

tratarse de bosque nativo, donde para cualquier acción de corta o explotación de bosque nativo,

deberá presentarse previamente un Plan de Manejo, él debe ser aprobado por la CONAF. Sobre


INFORME FINAL

46 UMAG

esta misma materia, establece las medidas de protección a considerar al momento de realizar la

corta o cualquier otra intervención en áreas con presencia de bosque nativo.

Por otro lado, el Artículo 28 señala que toda acción de corta, en bosques naturales o artificiales,

hayan sido o no declarados ante la CONAF, obligará a reforestar o a regenerar una superficie de

terrenos igual a la cortada a lo menos en similares condiciones de densidad y calidad, de acuerdo

con el plan del ingeniero forestal.

D.S. N°193/98, Reglamento general del Decreto Ley Nº701, de 1974, Sobre Fomento Forestal

(Ministerio Agricultura). Regula el procedimiento administrativo para la calificación de terrenos

de aptitud preferentemente forestal, y encarga a la CONAF resolver sobre las solicitudes de planes

de manejo forestal, y la declaración de bosque nativo.

Por su parte, el Artículo 5 establece las disposiciones del pronunciamiento de la autoridad, en

cuanto a las solicitudes de planes de manejo.

El Artículo 9 establece los contenidos de las solicitudes y los antecedentes que los interesados

deben presentar a CONAF para la autorización de los planes de manejo forestal. Además, el

Artículo 11 señala que la CONAF podrá elaborar normas de manejo de aplicación general para

determinadas especies o tipos forestales.

El Artículo 14 señala que cuando el plan de manejo considere la corta o explotación de bosques

que tenga por objeto permitir la ejecución de obras relacionadas con concesiones mineras, de

servicios eléctricos o de gas, que afecte a uno o más predios, la solicitud de aprobación de dicho

plan será suscrita por los respectivos concesionarios.

Por otra parte, el Título II establece las normas técnicas que deberán comprender las solicitudes

de; los estudios técnicos y los planes de manejo forestal.

Eólico y Solar: No se tiene regulaciones ambientales específicas.

3.1.4 Planes y Programas

Plan especial de zonas extremas

Se trata de un hecho histórico para la zona austral de nuestro país, pues por primera vez el Estado

de Chile impulsa una cartera de inversiones y medidas administrativas que responden a su

carácter geopolítico estratégico y a las reales carencias de una población y territorio que por años

vieron dificultado su desarrollo por el predominio de criterios centralistas, que poco reconocieron

su calidad de habitantes que construyen soberanía en una región extrema. El Plan compromete la


INFORME FINAL

47 UMAG

realización de enormes inversiones, cuyos montos en esta etapa deben considerarse todavía como

estimativos, pero con los recursos asegurados por un Decreto Presidencial, para responder a

antiguas demandas de los magallánicos quienes, mejor que nadie, saben qué se debe hacer para

favorecer el desarrollo, el poblamiento y el bienestar de las personas en esta parte del país.

Estrategia Regional de Desarrollo, Magallanes y Antártica Chilena 2012 - 2020 Presenta seis grandes lineamientos y objetivos estratégicos en cada uno de los sectores y

subsectores del quehacer regional, como son los ámbitos de Competitividad y Desarrollo

Productivo; el Desarrollo Social, Cultural y de Pueblos Originarios; el Desarrollo Territorial

Integrado; la Ciencia, Tecnología e Innovación; las Leyes e Incentivos Especiales y los Ejes y

lineamientos transversales. En cada ámbito se identifican diversos cursos de acción de corto,

mediano y largo plazo, sean en los motores regionales del crecimiento económico; en los

componente del desarrollo social, indígena, de cultura y patrimonio; en los aspectos de

infraestructura, conectividad y desarrollo antártico; en las esferas de la ciencia y la innovación; en

la descentralización, territorio, medio ambiente y sustentabilidad.

Planes de Desarrollo Comuna (PLADECOS) Instrumento de planificación consagrado en la Ley de Municipalidades, una herramienta de

planificación estratégica y de gestión municipal que tiene como objetivo ser una respuesta a

demandas sociales de una comunidad en materia social, cultural, económica y de toda área

relacionada con el interés de la comuna y su población.

Programa de Energización Contribuir al mejoramiento de las condiciones de vida principalmente de las comunidades

aisladas, rurales e insulares, reducir las migraciones y fomentar el desarrollo productivo a través

del financiamiento de proyectos de electrificación y eficiencia energética. Función: Coordinar y

gestionar la provisión de los recursos económicos necesarios para la ejecución de proyectos del

sector energía, electrificación, eficiencia energética y alumbrado público, en las distintas regiones

del país, principalmente en zonas aisladas, rurales e insulares, que contribuyan a aumentar la

cobertura en electrificación rural y mejorar la calidad de servicio de los beneficiarios.

Programa de Infraestructura Rural para el Desarrollo Territorial (PIRDT) Fomentar el desarrollo productivo de comunidades rurales, permitiendo su acceso a servicios de

infraestructura de agua, saneamiento, vialidad, obras portuarias, electrificación y

telecomunicaciones. Funciones: 1. A nivel central: 1.1. Facilitar los acuerdos entre las instituciones

relevantes del gobierno, acorde a las necesidades de implementación del programa; 1.2. Proveer


INFORME FINAL

48 UMAG

soporte institucional a los posibles requerimientos que puedan tener los Gobiernos Regionales;

1.3. Realizar la distribución de los recursos del presupuesto destinados a la implementación de

proyectos, y a actividades de pre inversión, y 1.4. Prestar soporte a las actividades de operación y

mantenimiento de las instituciones involucradas. 2. A nivel regional y territorial: 2.1. Gestionar la

ejecución global del Programa; 2.2. Gestionar internamente el Programa; 2.3. Administrar el

Programa y las relaciones con las entidades regionales y territoriales; 2.4. Actuar como secretaría

técnica de la SUBDERE para las actividades del Programa; 2.5. Proveer asistencia técnica a las

entidades regionales; 2.6. Monitorear y evaluar el logro de metas y resultados, análisis de las

experiencias, y 2.7. Formular propuestas de acciones correctivas para mejorar la ejecución del

Programa.

Proyecto RED - Conectando la Innovación en regiones

Este Programa, que cuenta con el apoyo de la Unión Europea, es conducido por la División de

Desarrollo Regional y busca profundizar la Descentralización del actual sistema de innovación,

optimizando las decisiones de inversión pública e incorporando a las Regiones chilenas a un

Desarrollo más equitativo y a redes europeas de innovación.

3.1.5 Otros Lineamientos Relacionados

Comisión Nacional de Energía

Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno

Explicación del marco regulatorio que se está configurando para el desarrollo de los proyectos de

energías renovables no convencionales en Chile y, con ello, entre otros objetivos, contribuya a

atenuar la barrera de conocimiento que pueden enfrentar los inversionistas no tradicionales,

nacionales e internacionales, que están interesados en emprender proyectos que aprovechen ese

tipo de energías en nuestro país.

Potencial de Generación de Energía por Residuos del Manejo Forestal en Chile

El estudio fue una primera aproximación a la determinación de la viabilidad de desarrollar en Chile

el potencial de generación de energía a partir de residuos del manejo de la biomasa forestal. Su

objetivo se centra en verificar si el manejo forestal y su corolario, los desechos de cosecha, raleos

y podas son una alternativa promisoria para tales fines.

Identificación y clasificación de los distintos tipos de Biomasa disponibles en Chile para la

generación de biogás

El estudio tuvo como objetivos la identificación de los distintos tipos de biomasa disponible en

Chile para la generación de biogás con fines energéticos y la estimación del potencial para su


INFORME FINAL

49 UMAG

aprovechamiento eléctrico y térmico (éste último a través de la cogeneración). De esta manera, se

espera aportar una herramienta para el análisis sobre cómo incrementar la participación de las

ERNC en la matriz energética de Chile.

Guía de mecanismo de desarrollo limpio para proyectos del sector energía

Entrega los antecedentes necesarios que permitan orientar, tanto los servicios públicos como a los

titulares en los proyectos, con respecto a requerimientos y procedimientos del proceso de

evaluación ambiental de una inversión en energía eólica, biomasa

Guía para la evaluación ambiental de energías renovables no convencionales: Proyectos Eólicos

La Comisión Nacional de Energía en colaboración de la GTZ y CONAMA, elaboraron esta Guía para

entregar los antecedentes necesarios que permitan orientar, tanto a los servicios públicos como a

los titulares de proyectos, con respecto a los requerimientos y procedimientos del proceso de

evaluación ambiental de una inversión en proyectos de energía eólica.

Residuos de la industria primaria de la madera disponibilidad para uso energético

Este estudio tuvo por finalidad recolectar datos del proceso productivo de la industria del aserrío,

cuantificar el consumo de trozas y la producción de madera aserrada, para finalmente determinar

la cantidad y disponibilidad de residuos aprovechables energéticamente (RAE) que se generan en

el proceso de transformación primaria de la madera. El área de estudio consideró los aserraderos

móviles y permanentes operativos actualmente, y que se ubican entre las Regiones de Coquimbo y

de Magallanes, incluida la Región Metropolitana.

La regulación del segmento de distribución en Chile

Documento elaborado por la Comisión Nacional de Energía, con el objetivo de poner a disposición

de los agentes del mercado eléctrico y del público en general las principales características de los

sistemas eléctricos de distribución, los principios y fundamentos de su marco regulatorio y los

principales procesos de determinación de precios que se aplican a esta industria en Chile.

La regulación del segmento transmisión en Chile

Documento elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) con el objeto de poner a

disposición de los agentes del mercado eléctrico y del público en general, los principales

elementos conceptuales sobre los cuales se basan las definiciones regulatorias que enmarcan el

funcionamiento del sector transmisión en Chile.

Servicios de Evaluación Ambiental

Guías de carácter indicativo y referencial para establecer el nivel de desagregación y detalle de la

información necesaria de presentar al SEIA:


INFORME FINAL

50 UMAG

• Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales de Generación de Energía

Eléctrica con Biomasa y Biogás

• Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales Geotérmicas de Generación de

Energía Eléctrica.

• Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales Eólicas de Generación de Energía

Eléctrica


Hidroeléctrica de Potencia Menor a 20 MW.


Hidroeléctrica de Potencia Menor a 20 MW.

• Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de la Fase de Construcción de Proyectos.

• Guía de aspectos ambientales relevantes para centrales termoeléctricas.

• Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos de transporte de sustancias

peligrosas.

3.2 Análisis de Percepción de los Actores

Para el análisis de la percepción de actores, se cuenta con información de primera fuente

provenida de los talleres, reuniones, entrevistas y otros sistemas de recolección de información,

que permiten dar cuenta de la diversidad que existe en la visión que tienen estos respecto del

problema de decisión. Por ello a continuación se presentará la información diferenciada

territorialmente, pues de acuerdo a los resultados se pudo obtener que el territorio, su geografía y

el recurso que es utilizado en la matriz de cada provincia o comuna, determine su forma de ver la

necesidad de diversificar la matriz.

3.2.1 Problema Energético Regional

De acuerdo a lo percibido por los actores relevantes en la provincia de Magallanes, el principal

problema de la Matriz Energética es su Falta de diversificación, pues actualmente está solamente

basada en el gas y dada la demanda de este recurso tal vez no se justificaría - hasta ahora- la

diversificación. Asociado a lo anterior se encuentra la falta de alternativas y el bajo o nulo

incentivo al desarrollo de Energías Renovables No Convencionales, lo que se dificulta por la

dispersión de los recursos debido a las características del territorio, de la provincia y de la región.

La cultura magallánica, asociada a la ineficiencia en términos energéticos es otro de los problemas

visualizados por los actores, así como el bajo costo de la energía en la provincia y principalmente

en la comuna de Punta Arenas, pues se paga un precio muy bajo de gas, convirtiéndose éste en un

recurso barato pero escaso. Se destaca también la inexistencia de un plan de desarrollo energético

a largo plazo, trayendo consigo la falta de ordenamiento territorial al momento de desarrollar


INFORME FINAL

51 UMAG

nuevas iniciativas energéticas. Finalmente se señala que la legislación existente no es aplicable a

las características de la Región, pues ésta se refiere a un sistema interconectado y éste no se da en

los territorios australes.

En la provincia de Tierra del Fuego se destaca de manera importante la falta de seguridad en el

suministro, por la infraestructura en mal estado dada su antigüedad, así como también la

dependencia de una empresa (ENAP) para la entrega de éste, lo que provoca un monopolio de

combustible. Se observa como problema también la falta de diversificación de la matriz, asociado

a la falta de desarrollo de nuevas tecnologías, a pesar que en la provincia existen algunas

desarrolladas con energía eólica. Se señala también como dificultad u obstaculizador, el tamaño

de la provincia y la cantidad de habitantes, puesto que indican que al ser un territorio demográfica

y territorialmente pequeño en relación al resto de la región y del país, podría existir menor interés

por invertir allí.

Los actores de la provincia Antártica, reconocen como principal problema de la matriz actual, la

falta de conectividad, traducida de manera concreta en aislamiento, factor que desencadena la

dependencia de otros territorios para la satisfacción de necesidades de todo ámbito. Indican en

segundo lugar la dependencia de combustibles fósiles y de la leña, puesto que no existe

diversificación, considerando que sus fuentes energéticas son: gas, leña y diésel; vinculando como

problema a lo anterior la falta de información de la disponibilidad de cada recurso, principalmente

con respecto a la leña; en este punto los actores mencionan que existe un problema de

abastecimiento, puesto que no existe un manejo sustentable del recurso así como tampoco un

plan de monitoreo. Mencionan en tercer lugar el elevado costo de la energía, reconociendo en

este punto que tienen total dependencia del mercado, en cuanto a suficiencia y calidad (gas caro y

poco eficiente y diésel más caro que otros recursos). Otro de los problemas identificados por los

actores, es la contaminación ambiental por el uso de la leña para la calefacción de los hogares.

Finalmente se destaca como último problema la falta de estudios sobre fuentes energéticas

locales que les permita desarrollar independencia energética del continente o de otro territorio.

El principal problema de la Matriz Energética de la provincia de Última Esperanza es la Reserva

del Gas, esto genera incertidumbre en la población dada la falta de diversificación de la matriz.

Por otra parte, otro de los problemas percibidos por los actores es el desconocimiento de nuevas

alternativas energéticas; se evidencia también un desconocimiento de la población relacionado

con el uso eficiente de las energías. De igual manera, se plantea como un problema, los costos de

los futuros energéticos que se pudieran incorporar a la matriz, percibiendo como un

obstaculizador las distancias geográficas y la falta de conectividad, lo que podría provocar un

aumento en el costo de la energía.

Es necesario describir de manera diferenciada, la percepción que también los actores políticos de

la Región (Parlamentarios, ex Intendentes, Consejeros Regionales, entre otros) por su mirada


INFORME FINAL

52 UMAG

estratégica, geopolítica y enfocada en el desarrollo integral del territorio; estos indican que el

tema energético debe ser una Política de Estado permanente en el tiempo, por lo tanto se

deberían considerar los mecanismos legales, sociales, ambientales y económicos de desarrollo y

elementos que mejoren la calidad de vida de los habitantes de la región. En cuanto a la matriz,

mencionan que no se puede continuar dependiendo de un solo recurso, pues se debe abrir el

campo hacia las energías renovables, sobre todo para la matriz eléctrica, y allí la mirada debiese

ser geopolítica, como elemento fundamental para visualizar los recursos que se van a invertir en

la Región.

Desde su perspectiva, existe incertidumbre sobre la real disponibilidad de recursos energéticos de

hidrocarburos, y la disponibilidad en tiempo de las reservas de gas natural. Se indica la necesidad

de tener certidumbre sobre las reservas de gas no convencional.

Se manifiesta que una de las mayores limitantes para la diversificación de la matriz, son los niveles

de consumo de energía que se tiene en la región, se cree que se debería seleccionar un energético

que permitiera tener líneas de desarrollo a largo plazo. Mencionan que el gas natural debería ser

aún el recurso central, pues estos actores le otorgan un valor agregado al patrimonio regional,

pero que la mirada de crecimiento debería ser diferente, con recursos como la biomasa, el carbón,

con éste último se podría dar un valor diferente con un desarrollo carboquímico transformándolo

a productos más nobles, y se piensa que este desarrollo debiese ir de la mano con el Ministerio de

Economía. Indican además, que los proyectos deben evaluarse con el valor real de la energía pues

se está subsidiando también al emprendimiento y se debiese hacer más eficiente el sistema, y esto

debe partir por el sector público; manifiestan también que sería importante aprovechar la

experiencia de ENAP como empresa de energía con vasta trayectoria en la Región.

Se observa como un obstaculizador para la entrada de las ERNC, la dificultad (legal, económica,

otras de acuerdo a los intereses de la empresa) que tiene la empresa eléctrica presente en la

región para invertir en nuevas tecnologías. Por otro lado, el precio del gas no hace posible la

entrada de otros energéticos. Ahora bien, para asegurar este recurso es necesario invertir en

forma importante en prospección.

Perciben que dado que las tecnologías cambian cada 3 años, se debe invertir más en investigación

y búsqueda de mejores alternativas para el desarrollo, entonces las empresas deberían ser más

eficientes y ponerse al desarrollo de otras alternativas. Debe existir transformación de los recursos

energéticos para darle un mayor valor agregado, de forma de no continuar siendo uni productor

como ocurre con el gas.

Se manifiesta que la energía es un tema geopolítico, esto no se puede olvidar cuando se piensa en

Magallanes; frente a ello se indica que el Ministerio de Hacienda debiese involucrarse y así existir


INFORME FINAL

53 UMAG

un compromiso político y económico permanente con la región, y modificar y mejorar las leyes

que se tienen. Finalmente perciben como parte del problema la falta de subsidios para los

sectores rurales alejados y que deben emplear GLP o diésel.

Otros actores, cuya percepción es necesaria de describir de manera específica, son los expertos en

recursos y tecnologías. Estos perciben como problema la existencia de una barrera económica,

siendo su principal figura el gas subsidiado respecto de la generación eléctrica. Perciben que para

efectos de diversificar la matriz, lo que se requiere es disponer de una demanda cierta para

sustentar el proyecto, así como también la necesidad de contar con un sistema (subsidio por

ejemplo) que viabilice el costo de los otros recursos y tecnologías respecto del valor domiciliario.

Visualizan además, como una barrera fundamentalmente los sistemas de trasmisión y distribución

de energía eléctrica. Estiman que otro problema es la relación entre el costo de producir gas

versus el precio de venta, tema importante para las empresas de CEOP. Los productores en

general no desean detallar costos de producción y actualmente existen criterios dispares para la

determinación de los precios de éste, lo que debiese ser revisado, buscando transparentar los

valores reales y así existiría cierto incentivo para explorar y explotar dicho recurso. Existe la

sensación en los expertos, que hay una baja disposición del consumidor residencial, comercial e

industrial a pagar por el uso del gas natural. Finalmente estos actores perciben una barrera legal

que incide en el interés de inversionistas extranjeros en invertir en los CEOPs, es la

incompatibilidad de las regulaciones chilenas con el desarrollo de la industria; La industria de Gas y

Petróleo se considera en aspectos regulatorios como industria minera, lo cual dista

considerablemente de la dinámica que ésta tiene, por lo tanto, muchas regulaciones impiden un

desarrollo óptimo y eficiente de la industria petrolera, lo cual la hace menos atractiva para los

inversionistas. La dispersión del recurso energético es una barrera en una región que no se

caracteriza por la Asociatividad de sus propietarios; la distancia que separa un recurso como la

biomasa, de las posibles plantas de calor genera un costo que encarece esta futura inversión.

3.2.2 Principales Preocupaciones

En cuanto a las preocupaciones los actores políticos la demuestran por el tema normativo, y los

plazos establecidos por el ejecutivo para desarrollar la matriz, la política y finalmente los cambios

legales; estos procesos deberían adelantarse dadas las necesidades inmediatas de la región, y

cualquier ingreso de fuentes alternativas de energía - para la matriz eléctrica - requiere tener una

ley de ERNC para sistemas medianos, analizar la intervención de terceros, u otros generadores

además de la empresa eléctrica EDELMAG. Indican que la empresa eléctrica debió haber visto la

incorporación de ciclos combinados u otras tecnologías que le permitan generar electricidad más

eficientemente. En cuanto al porcentaje de renovables a incorporar indican que dependerá de la

voluntad del ejecutivo y que el año 2016 es muy tarde para propuesta de Ley. Manifiestan

preocupación por otros cuerpos legales, por ejemplo, la Ley del NET METERING, pues se tiene


INFORME FINAL

54 UMAG

incertidumbre si se aplica a la región o llega solamente hasta Puerto Montt, así como también con

el reglamento de Ordenamiento Territorial, para no tener conflicto como ocurre en otras

regiones. Existe una especial preocupación respecto a la “oportunidad” política, económica y legal

que puede resultar de este proceso, a través del ingreso monopólico de otras empresas privadas

que quieran invertir en la exploración y explotación de recursos, lo que implique un aumento

excesivo de los precios a los consumidores. Señalan que antes de ver la incorporación de otros

recursos energéticos, es necesario plantear medidas en torno al uso eficiente del gas natural y de

la energía en general. De igual forma se piensa que se debe continuar trabajando con la

ciudadanía en temas energéticos, ya que existe un uso deficiente de ésta en general en la región.

Por otro lado los expertos tienen ciertas preocupaciones en lo referido a la dificultad que tienen

los otros recursos energéticos (no gas) de poder ingresar al sistema eléctrico regional. Además que

las principales fuentes de producción están lejos de los principales centros de consumo, lo que

generaría otro obstaculizador al momento de diversificar la matriz energética. Existe cierta

inquietud en lo relativo a la falta de información y conocimiento que tiene la población

magallánica de la explotación y uso de algunos recursos y tecnologías, desarrollándose así una

visión negativa o rechazo desinformado respecto de estos; por ello se tiene la impresión que en

este punto los medios de comunicación masiva tienen un rol fundamental al momento de

informar adecuada y efectivamente a la comunidad.

La falta de capacidades técnicas instaladas en la región, es otra de las preocupaciones, pues se

considera que dado que no ha existido un desarrollo de ERNC, no existiría la mano de obra

calificada para el funcionamiento y mantención de instalaciones que utilicen estos recursos.

Finalmente los actores expresan especial inquietud por las contingencias en el corto plazo que

deben solucionarse, un ejemplo claro de ello, es la incertidumbre del suministro de gas natural

durante la estación de invierno para el 2015, que pudiera vulnerar la seguridad en el suministro y

de ese modo ver afectadas a la población de tres capitales provinciales, por lo tanto queda expresa

la necesidad urgente de contar con planes de contingencia.

3.2.3 Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad

Los valores en juego desde el punto de vista ambiental y de sustentabilidad, que se debiesen

considerar en la matriz se refieren a cumplir con normativas internacionales, donde exista una

recuperación de las áreas a intervenir; en ese sentido se consideró conveniente hablar de

Asociatividad en lugar de acciones compensatorias. Debiese también existir una diversificación

regulada por esta normativa, centrándose en un aprovechamiento racional de los recursos y

donde exista eficiencia energética para la producción, apuntando a que ésta sea limpia. Se

consideró a la vez la elaboración constante de estudios ambientales para el monitoreo de los

efectos que pudiese provocar la explotación y/o producción de los recursos, también se debiese


INFORME FINAL

55 UMAG

contar con una proyección de abastecimiento de energía dependiendo de cada recurso. Se

destacó que el carbón no debiese explotarse a rajo abierto por los efectos contaminantes que éste

tiene.

Como aspecto importante se menciona la inclusión comunitaria para la validación de la matriz

energética y la política, considerando los factores ambientales y también para observar el

comportamiento del poblamiento y así fortalecer el ordenamiento territorial.

Para determinados territorios o provincias, se considera que el desarrollo de proyectos de ERNC

sean incorporados incluso en los Planes de Desarrollo Comunal para asegurar de alguna manera la

sustentabilidad económica y social. Se menciona además que la Educación es un aspecto

fundamental para una nueva matriz, ya que ésta en la actualidad se caracteriza por estar alejada

de la eficiencia energética y el cuidado del medio ambiente, por lo tanto sería conveniente

incorporar acciones que apunten al cambio en ese sentido. Se debiese considerar también al

sector público, especialmente se indica transformar los edificios públicos en sustentables, así

como también el sector turístico para no modificar el ambiente natural que se promueve como

característico de la Región.

Los actores proponen la elaboración y ejecución de un programa de educación ambiental,

implementada en la población joven con formación de líderes ambientales que generen

capacidades instaladas así como acciones concretas al respecto. Se menciona que debiese existir

monitoreo a largo plazo de otras variables ambientales como la calidad del aire, del agua y

manejo del bosque nativo.

Para el caso específico de la provincia Antártica, se destacó que se requiere impactar

mínimamente al medio ambiente y el patrimonio cultural local por las características especiales

(Reserva de la Biósfera y patrimonio material e inmaterial de pueblo originario Yámana) que este

territorio posee; al ser Puerto Williams una comuna declarada Reserva de la Biósfera, los actores

indican que su economía podría depender del crecimiento del turismo de intereses especiales, por

lo que debiese preservarse y tener especial cuidado el medio ambiente. Consideran que se

debiese elaborar matriz sustentada en recursos disponibles en Isla Navarino con dependencias

externas minimizadas, con una utilización de recursos renovables con responsabilidad y

planificación estratégica, además de la debida regulación y control, por la gran dificultad de

conectividad (aislamiento) que estos tienen.

Se denota una notable preocupación por el respeto al medio ambiente y por el entorno natural de

cada comuna , esto guarda relación con el hecho de que la región tiene una figura por excelencia

turística, dotada de grandes bellezas naturales que a la postre son consideradas uno de los

principales capitales; de ahí que el foco de discusión esté centrado en estrategias alternativas a la


INFORME FINAL

56 UMAG

hora de considerar una matriz energética para Magallanes, poniendo en valor los recursos

renovables, los de menor impacto ambiental, donde las empresas de la provincia trabajen

poniendo atención al ciclo de vida de sus elementos generadores de energía.

En este punto se hace necesario realizar una separación del análisis por recurso, dado que existen

ciertas especificidades en relación a los valores ambientales y de sustentabilidad que deben ser

reflejados en esta evaluación. Para el caso de los Hidrocarburos, se menciona que al desarrollarse

una intervención del campo, es posible entonces que se afecten las napas de aguas subterráneas,

así como otras actividades económicas que se den en los territorios ocupados en los proyectos,

como la ganadería y el turismo. Indican que los tiempos para las tramitaciones ambientales son

significativos, atrasando la explotación de los recursos de manera significativa y desincentivando

de esa forma, la inversión en esta área. A su vez, las especies protegidas limitan la posibilidad de

perforar pozos, y la existencia de bosques complica la exploración. Con respecto a los lugares de

disposición final de residuos sólidos y líquidos, se percibe escasez de vertederos autorizados y

plantas de tratamiento de aguas servidas, provocando que en ocasiones se deba recorrer grandes

extensiones de territorio para ello. Se manifiesta además que existe impacto por perforación o

transporte de productos (oil especialmente) en explotación costa afuera, así como también

cuando se abandonan las instalaciones (tierra y costa afuera). Visualizan oposición social frente a

procesos de Fractura, por la apreciación negativa que tienen los efectos de fracturación de pozos

basados en experiencias extranjeras; en este caso pudiese haber impacto acuífero por la

utilización de recursos hídricos, así como también por fallas o accidentes. Es necesario poner

atención en la instalación de gaseoductos y oleoductos, pues requieren cumplimiento de

normativas y considerar las necesidades de los beneficiarios.

Los actores perciben respecto al carbón que su explotación provoca contaminación por material

en suspensión si no se decantan las aguas que salen de la mina, por lo que habría que cuidar el

derrame del recurso; asimismo existe intervención de cauces (chorrillo y cauces efímeros),

impactando de manera negativa el medioambiente. Ante la intervención de praderas y

modificación morfológica para la explotación del recurso, se altera la flora y fauna, así como

también por ruido de tronadura y vibraciones, se afectaría a la población cercana por lo que habría

afectación directa.

Aquí es necesario destacar que las organizaciones ambientales – entre ellas Alerta Isla Riesco y

Frente Ecológico Austral – perciben a partir de información recogida del “Informe Geológico Isla

Riesco” (K. Pinto Loguercio – Msc. Ciencias del Tierra, Consultora en Hidrogeoquímica,

Geoquímica, Isotopía y Geología Ambiental, Patricio Montecinos, Geólogo de la FCFM, Doctor en

Geología Universidad de Chile), y del informe “Análisis Costo Beneficio del Proyecto Carbonífero

Minera Isla Riesco” (J. Vera Giusti, Economista Universidad de Chile), que existe contaminación del

Aire, específicamente a través de polvo de carboncillo dado el desagarro, extracción y traslado


INFORME FINAL

57 UMAG

hacia el puerto, acopio y chancado del mismo; por generación de CO2, SO2, NO2, por el uso de gran

cantidad de máquinas para el desgarro, la extracción y traslado del carbón funcionando las 24

horas; por generación de CO2, SO2, NO2, de grandes plantas diésel generadoras de electricidad

para las explotaciones mineras y por el funcionamiento de vehículos de transporte de personal y

abastecimiento vía camino de todo lo necesario para la explotación minera; existen también

polvos en suspensión, dado por la acumulación de material en botaderos, y el movimiento

constante vehicular de carga, a través de las rutas de ripio de acceso que conectan el lugar de

explotación, con los centros de transporte y embarque. Con respecto a la contaminación del agua,

esta organización ha observado que se impacta el medioambiente con el polvo de carboncillo que

se genera, dado el desgarro, extracción y chancado del carbón y su dispersión en ríos y lagunas

cercanas; dado la calidad del carbón, el poder de neutralización de rocas carbonatadas, el sistema

rajo abierto y existencia de botaderos y carbones rechazados, existe el gran potencial de

generación de ácidos dado el contacto carbón- aire y lluvia; existe también afectación y

contaminación del Seno Otway, dado que todos los afluentes de las dos minas a cielo abierto

existentes en la región, desembocan en él. Reconocen también contaminación del Suelo dada la

calidad del carbón; existe carboncillo en el suelo del lugar, dado el desagarro, extracción y traslado

hacia el puerto, acopio y chancado del mismo (alta presencia de metales pesados y acidificación

del suelo en donde se deposita) y, por el combustible, aceites, aguas ocupadas para el lavado etc.

de todas las máquinas que se utilizan para la extracción y transporte del carbón. Contaminación

Acústica, dado el funcionamiento de gran cantidad de máquinas para el desgarro y explotación del

carbón y motores diésel de generación de electricidad funcionando las 24 horas y por el

movimiento de vehículos de transporte y abastecimiento vía caminos de ripio, de todo lo

necesario para la explotación del carbón.

Estos actores perciben otros impactos, como el corte de grandes extensiones de bosques nativos

protegidos (Ñire, Lenga y Coihue) y alteraciones de humedales, turberas y pampa magallánica para

la instalación de rajos mineros, botaderos, instalaciones mineras y caminos para el transporte del

material a los centros de acopio y embarque del carbón; destrucción y/o modificación de hábitat

de fauna silvestre regional, con distintas categorías de conservación según normativa nacional;

alteración y rediseño de cuencas hídricas para la instalación de rajos mineros, instalaciones

mineras y caminos para el transporte del material; posible impacto en las actividades productivas

(ganadería y turismo) dado el uso de suelo por instalación de mega minería a cielo abierto.

Afectación de la marca de origen “Patagonia” tierra poco intervenida de singular atractivo

turístico, alteración del paisaje dado la construcción y operación de minas a cielo abierto y

elementos asociados a la misma, y afectación de los sellos de calidad de productos asociados a la

exportación como lanas y carne ovina magallánica; alteración en la calidad de vida de los

habitantes; riesgos asociados al transporte de carbón por buques de alto tonelaje.

Una mención especial, desde la visión de las organizaciones ambientales, merece la posibilidad del

uso de tronaduras-explosivos para el desgarro y trituración del carbón: uno de los impactos más


INFORME FINAL

58 UMAG

estudiados del uso de tronaduras, tiene relación con la generación de vibración y los polvos en

suspensión que estas producen; sin embargo, este tema no está normado en Chile, ya que este

sistema se usa en la minería del norte de nuestro país, normalmente alejada de comunidades

vecinas, por lo que los estándares usados quedan en absoluta determinación y responsabilidad de

las empresas que usan este método de explotación.

Para las Energías Renovables No Convencionales, se indica que es posible la afectación de flora y

fauna y recursos o bienes naturales (por ejemplo: reducción de caudales en tramos de río) por la

intervención ambiental necesaria al momento de instalar proyectos que utilicen estos recursos, se

indica allí que iniciativas de este tipo requieren de grandes extensiones de terreno; podría existir

contaminación por la construcción de infraestructura vial; es posible también afectar zonas de

preservación si se instalan proyectos en extensiones de terrenos que se encuentren en zonas

protegidas, frente a ello se cree que existe gran cantidad de áreas protegidas que condicionan las

actividades productivas asociadas a energías. Existirían aspectos de impacto visual con la

instalación de parque eólico, además de contaminación acústica (ruido) que afectaría el avifauna.

En la región faltan datos de potenciales que permitan evaluar las economías de las diversas

opciones tecnológicas, asimismo falta información técnica, para ello se requieren pruebas de

nuevas tecnologías en pequeña escala para validar datos (impacto). Se percibe que las condiciones

climáticas son adversas para la instalación y mantenimiento de las nuevas tecnologías. A pequeña

escala, se prevé la disminución de uso de combustibles fósiles. La incorporación de recursos

renovables, acarrea reforzamientos y valorización de los atractivos naturales de la región que es

considerada a nivel nacional e internacional como una de sus principales fortalezas y, mejoría en la

calidad de vida especialmente de sectores alejados de los centros de desarrollo que no tenían

oportunidades de equidad en materias energéticas. Se visualiza como ventaja la disminución de

combustibles fósiles y el uso de esta energía para la construcción y procesos tecnológicos.

En lo específico a la energía eólica, los lugares factibles de ser utilizados para el desarrollo de ésta

se encuentran acotados, lo que implica la necesidad de un adecuado manejo de las condiciones

territoriales para su aprovechamiento. Es cuestionada por ruido y muerte de aves y se desconoce

si existe un seguimiento al respecto en Cabo Negro. Se considera la necesidad de un respaldo por

ser una energía que es de carácter intermitente, donde lo más probable es que el respaldo a

utilizar sea recurso fósil. Este recurso ha sido bien recibido por la comunidad, lo que ayuda a su

implementación, pero es importante que su desarrollo cuide este aspecto de validación social para

mantener la viabilidad futura. Dentro de los impactos, se considera como significativo el visual y

acústico, por la instalación de aerogeneradores, además de la afectación del turismo y la

ganadería, además del posible efecto paisajístico negativo, sólo si no se logran un diseño

apropiado de los parques.

En el caso de la energía Mareomotriz, destacan que la geografía de la región favorece la

producción de esta energía, pero el potencial impacto en mamíferos marinos debe ser estudiada y


INFORME FINAL

59 UMAG

validada con equipos reales en el agua. Es posible la contaminación de aguas y se reconoce que es

un recurso muy alejado de centros de consumo, lo que podría afectar en el aumento del costo.

En cuanto a energía hidráulica, es posible que exista transformación de las cuencas,

contaminación visual y, utilización de los cursos de agua que tienen otros fines. Además impacta

no sólo por obras de la central, sino que también en el tendido eléctrico, tareas de alta tensión,

visualmente, en terrenos inundables y con el uso de las aguas; finalmente se destaca la incidencia

en fauna íctica.

Para la energía Fotovoltaica, los actores identifican que las características climáticas de la región

(Frío y viento) mejoran la producción; sin embargo, en invierno se tiene menos disponibilidad de

luz solar.

Finalmente frente al recurso Biomasa, se considera que se obtiene mayor eficiencia en la

utilización del recurso, lo que se traduce en mayor superficie para explotar; éste genera energía

que es neutra en carbono y reduce los gases de efecto invernadero por sustitución de

combustibles fósiles. Tiene como ventaja que sus desechos pueden ser utilizados para fines

agrícolas, además puede existir abastecimiento continuo. Se percibe como una tecnología

ambientalmente positiva para Magallanes, salvo el residuo de la combustión, pero se podría

utilizar en caminos de ripio. Los expertos consideran que si no se cuenta con planes de manejo

adecuado de los bosques, esta energía perdería el carácter de renovable; indican que se requiere

demanda técnica e industrial o una red apta para casas (residencial). Se debe poner especial

atención si la gasificación o pirolisis se realiza en bosques, ya que pudiese provocar incendios

forestales. Indican que la cogeneración es una alternativa viable siempre y cuando la fuente de

energía se ubique cercana a los centros de consumo. Finalmente dentro de la afectación

ambiental, se visualiza la contaminación de gases al no utilizar en forma correcta la biomasa, o no

tener los sistemas de abastecimiento correcto.

3.2.4 Visualización de Conflictos

Entre los posibles conflictos ambientales que se logran vislumbrar ante la modificación de la

Matriz Energética, aparecen como los más destacados los sociales, es decir, aquéllos que se

generan con las comunidades donde son instalados los proyectos energéticos, por la utilización del

territorio o por contaminación (visual, acústica, ambiental). En segundo lugar aparecen los

conflictos territoriales ya que al no existir un ordenamiento territorial al respecto, no se logra

resguardar determinadas áreas que son importantes de ser preservadas desde el punto

patrimonial y medio ambiental; en ese mismo sentido se considera a la vez que un sector

específico con el que probablemente se tendrían dificultades es con las empresas turísticas y con

otras actividades productivas, por ejemplo la acuicultura; frente a ello si visualiza un posible


INFORME FINAL

60 UMAG

“sacrificio” de los sectores rurales por sobre los urbanos impactando esto también a nivel

sociocultural del territorio antes mencionado.

Se destaca también la existencia de un choque cultural, por un posible rechazo de la ciudadanía a

las alternativas debido a la falta de información relativa a las ERNC y por falta de educación

ambiental.

En la provincia de Tierra del Fuego, existe especial inquietud por el conflicto que pudiese surgir

con el sector turístico y ganadero, por la instalación de aerogeneradores y/o por la intervención

del hábitat natural existente en la provincia. Además al integrarse nuevas tecnologías en el sector

residencial, podría existir un choque cultural, dado que eso implica modificar costumbres

profundamente arraigadas en la ciudadanía con respecto al uso y consumo de energía y a los

artefactos utilizados.

De acuerdo a las particularidades especiales del territorio y la cultura de la población, los actores

de la provincia Antártica reconocen la posibilidad de conflictos socioculturales si se elimina el uso

de la leña de manera abrupta y si no se realiza una inducción previa a ello; también por los costos

elevados que este cambio pudiese tener; también se percibe la existencia de dificultades por el

impacto en la naturaleza y el entorno, pues afectaría la visión de comuna considerada Reserva de

la Biósfera, al instalarse infraestructura para la producción de Energías Renovables en lugares de

alto valor turístico, científico y/o patrimonial. A su vez se podría generar conflicto con el mundo

científico en caso de intervención del entorno que afecte estudios desarrollados en Isla Navarino,

que es visto por la comunidad científica internacional y nacional como laboratorio natural.

De acuerdo a la opinión general de los actores, pudiese haber también un conflicto por la

planificación deficiente de los proyectos, la deforestación y erosión de los suelos, y también por la

contaminación por falta de tratamiento de aguas y falta de tratamiento de residuos sólidos. Se

plantea una preocupación sobre el ordenamiento territorial, para ello plantean que se prevea con

antelación las áreas territoriales de interés para uso energético, evitando con ello futuros

conflictos.

Se manifiesta que para algunos grupos puede aparecer como una amenaza el ingreso de una

nueva fuente energética; sin embargo, es posible compatibilizar las diversas fuentes potenciando

las actividades actuales y futuras. Se identifica como principal problema y cuestionamiento a las

ERNC, el almacenamiento de la energía para redes grandes, esto dificulta severamente su uso con

la tecnología actual ya que las limita a un rol complementario de otras tecnologías de generación.

(Hidráulicas/ térmica/ nuclear).

El manejo comunicacional, tanto para la entrega de información de las decisiones tomadas por las

autoridades competentes con respecto a la Matriz Energética como también para los futuros


INFORME FINAL

61 UMAG

proyectos o iniciativas que integren otros recursos, pudiera provocar dificultades, puesto que un

mal manejo comunicacional podría generar serios conflictos con la ciudadanía y con

organizaciones sociales y ambientales.

Se prevé conflicto social en diferentes aspectos, uno de ellos es por el cambio de sistemas

intradomiciliarios, puesto que los usuarios deberán invertir recursos significativos no considerados

hasta ahora, y también desde el ámbito cultural ya que se requeriría una modificación a ciertas

costumbres arraigadas en la región, así como también el uso de determinados artefactos. A su vez,

se menciona que pudiese surgir desconfianza social y ambiental con el sector privado por falta de

experiencias previas o malas prácticas desarrolladas previamente en la región, acarreando a su vez

conflictos e impactos ambientales. Finalmente se observa que existe una percepción negativa de la

ciudadanía respecto a algunos recursos (fósiles y también renovables), lo que generaría

dificultades al momento de incorporarlas a la matriz.

3.3 Análisis de Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad

La Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, se obtendrá de las alternativas de

energéticos que cumplan mejor con los 5 objetivos del desarrollo sustentable, considerando los

aspectos ambientales, los relacionados con las actividades económicas, los referentes al medio

social, los relacionadas al desarrollo tecnológico y por último los de disponibilidad de recursos, con

los siguientes objetivos:

1. Medio Ambiente : Minimizar los impactos ambientales negativos.

2. Social : Maximizar el bienestar social.

3. Economía : Maximizar el desarrollo económico.

4. Tecnologías : Maximizar la utilización de tecnologías disponibles.

5. Potencial : Maximizar el uso de recursos energéticos disponibles en la Región.

Para la identificación de los criterios de cada uno de los cinco objetivos, se seleccionaron los temas

comentados en los Talleres Provinciales, de Expertos, Entrevistas con Autoridades y exAutoridades

de la región. Además se consideraron otros estudios aplicados al desarrollo de matrices

energéticas, como la “Evaluación Ambiental Estratégica de la Matriz Eléctrica de Chile al 2030”

desarrollado por el Centro de Economía Sustentable y Cambio Climático de la Universidad de

Chile, también el caso de estudio denominado “Evaluación Ambiental Estratégica de la Política

Energética de Canadá” desarrollado como un ejercicio académico con el propósito de demostrar la

utilidad de un marco metodológicos estructurado de análisis multicriterio para la aplicación de la

EAE.


INFORME FINAL

62 UMAG

Los aspectos se agruparon en cinco clases: las que son de tipo ambiental, las relacionadas con las

actividades económicas, las referentes al medio social, las relacionadas al desarrollo tecnológico y

por último las de disponibilidad de recursos, como se detallan en las siguientes tablas.

Tabla 3.1 - Criterios de evaluación de aspecto ambientales.

Clase Objetivo Criterio de Evaluación/ Objetivo

Medio Ambiente

Minimizar los impactos

ambientales negativos

Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero.

Suelo: Minimizar el uso de suelo residencial, comercial, agrícola y ganadero.

Paisaje: Minimizar la intervención del paisaje.

Territorio: Minimizar los impactos espaciales definidos por el número de asentamientos atravesados por infraestructuras, según número de habitantes y tipo de infraestructura.

Patrimonio cultural: Minimizar la alteración de sitios de valor patrimonial, cultural y/o arqueológico.

Medio Acuático: Minimizar las descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas.

Medio biótico: Minimizar la destrucción de hábitat silvestre para la flora, la vegetación y la fauna.

Hidrología e hidrogeología: Minimizar la intervención de cauces superficiales, la extracción y calidad de aguas subterráneas.

Ruido: Minimizar la generación de ruidos molestos.

Recursos: Maximizar la utilización de recursos renovables dentro de sus capacidades de regeneración. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)

Tabla 3.2 - Criterios de evaluación referente al medio social.


Social

Maximizar el bienestar social

Empleo: Maximizar el número de empleos.

Seguridad: Minimizar el riesgos de accidentes en la población.

Salud: Minimizar los efectos negativos sobre la salud pública.

Comunidades: Minimizar la alteración de los sistemas de vida y costumbres de grupos humanos.

Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad de servicio.

Aceptabilidad: Minimizar los conflictos sociales derivados del uso de recursos como alternativas para la diversificación de la matriz energética regional. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)


INFORME FINAL

63 UMAG

Tabla 3.3 - Criterios de evaluación de actividades económicas.


Economía

Maximizar el desarrollo económico

Eficiencia Económica: Minimizar el costo de la energía al consumidor.

Competencia: Favorecer la competencia, diversificando la generación de energía y reduciendo la concentración en el mercado energético.

Eficiencia Dinámica: Favorecer la eficiencia dinámica (innovación, emprendimiento, cambio tecnológico).

Inversión: Favorecer la inversión.

Desarrollo regional: Favorece el desarrollo regional.

Independencia: Maximizar la generación de energía propia de la región.

Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico.

Eficiencia Energética: Maximizar los aportes a la eficiencia energética con el objetivo del ahorro de energía. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)

Tabla 3.4 - Criterios de evaluación relacionados al desarrollo tecnológico.


Tecnologías

Maximizar la utilización de tecnologías disponibles

Madurez tecnológica : Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía.

Desarrollo Nacional e Internacional : Favorecer la utilización de tecnologías probadas y con desarrollos exitosos a nivel nacional e internacional.

Competencias técnicas: Favorecer tecnologías con las cuales se tenga las competencias técnicas para asegurar su funcionamiento y mantención.

Mantención : Favorecer tecnologías que no requieran inversiones significativas para su mantenimiento, asegurando su utilización a largo plazo. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)


INFORME FINAL

64 UMAG

Tabla 3.5 - Criterios de evaluación de disponibilidad de recursos energéticos.


Potencial

Maximizar el uso de

recursos energéticos

disponibles en la región

Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región.

Transporte: Minimizar el transporte del recurso al centro de transformación.

Transferencia: Minimizar el transporte de energético al consumidor final. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)


INFORME FINAL

65 UMAG

4. ANÁLISIS ESTRATÉGICO

Esta etapa se inicia con la definición de los Factores Críticos de Decisión (FCD), seleccionando

idealmente tres (3) o máximo ocho (8) criterios relevantes para analizar el problema de decisión y

su contexto, definidos en la información provista en el informe de la etapa de Diagnóstico

estratégico, según lo indicado por el documento de referencia empleado en el desarrollo de

aplicación de criterios de la EAE, denominado “Análisis de la Experiencia Internacional de la

Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”. (CED, 2014)

Los aspectos se agruparon en cinco clases: las que son de tipo ambiental, las relacionadas con las

actividades económicas, las referentes al medio social, las relacionadas al desarrollo tecnológico y

por último las de disponibilidad de recursos.

De acuerdo a los Términos de Referencia de este Estudio, es de responsabilidad del Comité

Consultivo Regional, elaborar síntesis de observaciones de los informes, de los temas abordados y

de los acuerdos alcanzados; es por ello que se solicitó a este Comité seleccione los Factores

Críticos de Decisión en base a la representación que cada uno de los integrantes tiene en relación

a su organización, institución o ámbito de acción. El Equipo de trabajo de la Universidad de

Magallanes, según lo solicitado en la tercera reunión ha acotado los criterios de evaluación

presentados para facilitar la decisión del Comité.

Es importante recordar para la selección de estos criterios, que el problema de decisión que se

está abordando con esta Evaluación Ambiental Estratégica es: La “Propuesta de Elaboración de

Matriz Energética para Magallanes al 2050”, tiene como objetivo generar bases a través de un

documento que defina escenarios posibles de la Matriz Energética Regional, y que será insumo

para la discusión de la Política Energética Regional a desarrollar durante el año 2015, facilitando

dicho proceso, en base a todos los antecedentes disponibles que se propondrán, tales como: las

alternativas energéticas, las inversiones que ellas conllevan, los riesgos de suministro que pueden

enfrentar, los efectos sobre el medio ambiente y las implicancias económicas para los

consumidores, entre otros“, considerando además que de acuerdo a la evaluación técnica, los

recursos energéticos posibles de integrar a la matriz serían Fósiles: gas natural correspondiente a

la exploración y explotación de yacimientos No Convencionales, gas natural licuado (GNL),

Propano-Aire, propano (gas licuado de petróleo - GLP), gas natural de síntesis (GNS) obtenido de la

gasificación de carbón y, diésel. Energías Renovables: hídrica, eólica, biomasa, solar fotovoltaica y

solar térmica, geotermia, marina, residuos (obtención de energía, de los diversos residuos

presentes en la región, tanto como Biogás, Combustible u otros usos) e hidrógeno.


INFORME FINAL

66 UMAG

4.1 Factores Críticos de Decisión (FCD)

En reunión extraordinaria el día 4 de febrero, los integrantes del Comité Consultivo señores Mario

Mertens, Jorge Vera, Juan Barticevic, Mario Maturana y Ricardo Muza, junto con el aporte del

señor Alejandro Núñez, seleccionaron los factores críticos de decisión para la aplicación de los

criterios de Evaluación Ambiental Estratégica. Los FCD seleccionados, fueron validados en la

reunión de presentación del Informe Final Preliminar del día 02 de Marzo del 2015, en la cual se

expusieron a los integrantes del Comité que asistieron a la reunión, no presentando ninguna

objeción. Además el Equipo de Trabajo de este Estudio, solicitó que quedaran en Acta y se

enviaran a todos los integrantes del Comité.

A continuación se presentan los FCD y las algunas observaciones que presentó el Comité.

Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes

atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero.

(2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas.

Clase Social: (3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica)

de los distintos sectores con una buena calidad de servicio.

Clase Economía: (4) Desarrollo Regional: Favorecer el desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que

aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico.

Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas,

disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía.

Clase Potencial: (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos

presentes y disponibles en la región. Los FCD seleccionados por el Comité Consultivo, se analizarán en el siguiente subcapítulo, según

los criterios identificados para evaluar el impacto potencial y de esta manera, probar la

conveniencia de las distintas alternativas de recursos energéticos que podrían integrar la

propuesta de matriz energética para Magallanes al 2050.


INFORME FINAL

67 UMAG

4.2 Identificación de Recursos Energéticos Viables

La identificación de energéticos posibles de incorporar a la Matriz Energética Regional, resulta del

análisis desarrollado en el Informe Técnico de Avance N°2 y las respuestas a sus observaciones.

Tabla 4.1 Recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética Regional.

RECURSOS FÓSILES ENERGÍAS RENOVABLES

Gas

Nat

ura

l (*)

GN

L

Pro

pan

o/A

ire

GLP

Car

bó

n (

GN

S)

Dié

sel

Híd

rica

Eólic

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Foto

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Sola

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Térm

ica

(**)

Geo

term

ia

Mar

ina

Res

idu

os

(***

)


(*) Corresponde a la exploración y explotación de yacimientos No Convencionales.

(**) Se deja como opción en la aplicación de criterios de EAE, sin embargo, se debe a futuro considerar un estudio específico para analizar prefactibilidad, dadas las condiciones climáticas de la Región.

(***) El recurso Residuos se refiere a la posibilidad de obtención de energía, de los diversos residuos presentes en la región, tanto Biogás, Combustible u otros usos.

4.3 Análisis de Riesgos y Oportunidades

A continuación se presenta una matriz que permite identificar los riesgos y oportunidades de cada

opción, información que fue obtenida y validada en el taller de Factores Críticos de Decisión y en

los Talleres de Expertos, favoreciendo de esta forma la visibilización de los puntos críticos

(positivos y negativos) para la futura toma de decisiones.


INFORME FINAL

68 UMAG

Tabla 4.2 Matriz de riesgos y oportunidades de los energéticos disponibles.

ALTERNATIVA

IDENTIFICADA RIESGO OPORTUNIDAD

Hidrocarburos

Para que existan posibilidades de invertir en explotación de Gas Natural, será necesario generar las certificaciones que validen las reservas probadas de Gas Natural en la Región. En las condiciones actuales, la matriz energética no puede sustentarse de reservas que no sean probadas.

La información de los recursos de Gas Natural no es completamente pública, sólo se dispone de información de recursos de yacimientos convencionales.

Con respecto al gas no convencional, se debiese evaluar el tamaño del recurso no convencional, si bien hay estimaciones optimistas, aún no están confirmadas con descubrimientos reales, excepto en pequeña escala. Sumado a ello, las tecnologías para explotar Gas No Convencional están muy incipientes, por ese motivo es difícil asegurar que existirá la opción de incorporar ese recurso a la red de distribución de Gas Natural. Actualmente existe un plan de perforaciones de ENAP que considera un número de pozos que, en producción, cubran la demanda actual de la región.

Para llegar a manejar la tecnología de fracturamiento hidráulico de las rocas, en gran escala y con métodos de perforación direccional y horizontal, estamos aún a gran distancia temporal, posiblemente más de 10 años, además en Magallanes no contamos con equipos ni logística adecuada para esta exploración no convencional.

Existe escepticismo en las Empresas que poseen Contratos Especiales de Operación (CEOP), presentes en la región, sobre la aplicación de producción no convencional.

En cuanto al Propano Aire, se cree que tendría una tendencia a licuarse en las cañerías por las condiciones climáticas de la región, ya que a la presión que debe despacharse para llegar a consumidor, podría condensar, pero pasa por una solución técnica que se debe definir.

• Se debe contar a la brevedad con planes de

Se requiere a lo menos un año de exploración, o de investigación, para ver qué pasa con las reservas (de gas natural) posibles. Los recursos se transforman en reservas, cuando es factible su explotación técnica y económica.

Hay que partir el día de hoy con un proyecto que permita solucionar el problema de disponibilidad de gas natural.

El TIGHT Gas tiene una ventaja con respecto al resto de las tecnologías de explotación de reservas no convencionales, esta tecnología está siendo ampliamente explorada por ENAP, lo cual ha dado señales de optimismo al respecto.

• Estudiar la prefactibilidad técnica y

económica de instalar una planta de Propano Aire, complementaria al actual abastecimiento energético. Como una solución en una eventual crisis de abastecimiento de gas a la población.

El Propano Aire, se considera una


INFORME FINAL

69 UMAG

ALTERNATIVA


contingencia para prevenir cualquier carestía de gas en la población, por falta de éxito en las exploraciones de reservas no convencionales.

En general se plantea que la instalación de Gas Natural Licuado (GNL) sería de a lo menos para 5 años más, y que el principal problema podría ser la vulnerabilidad regional de dependencia, aunque es mucho más viable que el Propano Aire.

El alcance del transporte en camión para GNL es de 700 Km, y 2 días en tanques, ya que el sistema de refrigeración (a -160°C) permite autonomía de máximo 48 horas.

alternativa, pero se deben realizar los estudios técnicos correspondientes; el Propano regional representa un 2% del gas natural rico y podría abastecer un 15% de la población regional, el resto debe traerse de fuera de la región. Se tiene la infraestructura para implementar esta tecnología, tanto de almacenamiento como de transporte marítimo. El recurso es utilizable en la red de gas y se ve como una solución a la interface entre gas natural y otra fuente lograble a mediano plazo

Gasificación de Carbón

Disposición de residuos de gasificación que debiesen ser contenidos.

Emisiones de CO2.

Necesidad de acuerdos a largo plazo para fijar los precios del carbón.

Para algunos grupos económicos puede aparecer como una amenaza el ingreso de una nueva fuente energética.

Oposición de los grupos ambientalistas, generando interés mediático, presentándose información alarmista, provocando rechazo de la población. Además comparándolo con proyectos mal manejados, como lo ocurrido con Ventanas o Tocopilla, evidenciando las graves consecuencias ambientales.

Se observa como amenaza la falta de subsidios para el desarrollo de otros recursos energéticos. Continuando con una política enfocada en la exploración del gas natural, invirtiendo grandes sumas de dinero en un recurso cada vez más escaso, caro e incierto.

Generación de empleo de calidad con mano de obra local, mejorando la empleabilidad regional. Además, fortaleciendo a los trabajadores en sus Competencias Laborales, permitiéndoles especializarse en Minería.

Generación de capital de conocimiento avanzado a partir de experiencia acumulada en la región.

Oportunidades para el desarrollo de PYMES, en distintos ámbitos, como prestadores de servicios generales, como especializadas como por ejemplo en reforestación de bosque nativo.

Carbón presenta certeza de suministro y precios a futuro. Al no estar expuesto a las variabilidades de precios, se puede tener una matriz con costos estables (gas y/o electricidad), sin exponerse a variables externas como le sucede al GNL.

Independencia energética con uso de recurso local, con capacidad a largo plazo. Además existe disponibilidad del recurso a nivel nacional.

Aportar en la actividad de explotación de carbón, diversificando los productos en base al carbón.

Energía Eólica

Es cuestionada por ruido y muerte de aves. Se desconoce si existe un seguimiento al respecto en Cabo Negro.

Hasta ahora ha sido bien recibida por la comunidad, lo que ayudaría a su implementación, pero es importante que su desarrollo cuide este aspecto


INFORME FINAL

70 UMAG

ALTERNATIVA


Necesidad de un respaldo por ser una energía de carácter intermitente, con altas probabilidades de que el respaldo a utilizar, sea un recurso energético fósil.

Impacto visual negativo, lo que podría afectar las actividades de turismo y ganadería.

para mantener la viabilidad futura. (validación social).

Energía Renovable, sustitución de combustibles fósiles.

Biomasa

Si no se cuenta con planes de manejo adecuado de los bosques, esta energía perdería el carácter de renovable porque también es vulnerable.

Existe duda de lo que se utilizará como combustible.

Tecnología no conocida en la región.

En ausencia de una buena legislación (la actual no es percibida como buena por los expertos) y control, podría generar una presión mayor en los bosques cercanos a los centros poblados, produciéndose una sobre explotación.

Falta educar a la población en general sobre el uso que se le da al bosque y sus potencialidades.

Oposición de los grupos ambientalistas.

Cambio en paisaje, es antagónico al turismo.

Riesgo de incendios y/o plagas.

Mayor contaminación atmosférica al usar biomasa húmeda.

Se usaría un intensivo transporte de la biomasa e implementación de lugares de distribución.

Una inversión en economía local, potenciando a las forestales y transportistas. El propietario de bosque nativo, aumenta su rentabilidad como negocio forestal, ayuda la rentabilidad del negocio.

• Bajar el costo al largo plazo de energía eléctrica.

• Independencia energética. • Sólo involucra los costos de extracción,

pues el recurso está disponible. • La gran ventaja es que la energía en

base a biomasa es sostenible en el tiempo (recurso renovable).

• La explotación del recurso en forma

energética, utilizando los residuos forestales, puede ir de la mano con el aprovechamiento maderero, lo que generaría bosques bien manejados (maximiza el crecimiento y renovación del bosque), mejorando la producción maderera.

• Genera empleo local, demandaría mano

de obra, desde la formulación de un plan de manejo forestal hasta la producción de energía final.

• La legislación forestal no regula el

destino del volumen en un bosque manejado.

• Energía limpia, renovable, neutra en CO2

y que además en la región se regenera sólo en condiciones naturales. Compromiso a una matriz neutra de carbono en un lugar prístino.

La huella de carbono regional se


INFORME FINAL

71 UMAG

ALTERNATIVA


beneficia.

• Sustitución de combustibles fósiles. • Utilización de un residuo, que se

deteriora (el que está en el bosque botado).

Energía Solar

Alta variabilidad estacional.

Frío y viento mejoran la producción, sin embargo, en invierno los días son muy cortos.

Energía Renovable.

Energía Hidráulica

Impacta por obras de la central y tendido eléctrico (visualmente).

Posible inundación de terrenos y uso de las aguas.

Modificación de caudales en tramo de río.

Incidencia en fauna íctica.

Falta de estudios públicos de potencial en la región.

Energía Renovable.

Estudios técnicos del potencial de este recurso en la región, podría entregar datos para evaluar alternativas de electrificación de parte de la matriz térmica. Por lo menos en comunas o localidades específicas.

Energía Mareomotriz

Potencial impacto en mamíferos marinos debe ser estudiada y validada con equipos reales en el agua.

Contaminación de aguas.

Recurso muy alejado de centros de consumo.

Falta estudios de potencial en la región y desarrollo de tecnológico, técnicamente aún se encuentra en fase experimental.

Energía Renovable.

La geografía de la región favorece la producción de esta energía.

El desarrollo de esta tecnología a largo plazo (2050) en la región, nos permitirá electrificar en hasta un 100% la matriz energética regional, e incluso llegar a generar subproductos con la energía como el hidrogeno.

Geotermia

Altos costo, falta de estudios en áreas productivas, y la necesidad de alta tecnología.

Afectación a la naturaleza y fauna del lugar de instalación. Contaminación ambiental.

Cambios en las estaciones del año y el clima, debido a que posee un clima extremo.

• Energía Renovable.



INFORME FINAL

72 UMAG

4.4 Identificación de Alternativas de Energéticos Preferentes

La identificación consiste en determinar las alternativas de energéticos preferentes, en base al

conjunto de criterios definidos como factores críticos (FCD), las opciones viables de energéticos

con potencial de ingresar a la Matriz Energética Regional, sumado al análisis de Riesgos y

Oportunidades que presentan los recursos.

Esta identificación se realizó mediante un análisis de impactos, valorados a través de un análisis multicriterio. Utilizando la valoración que se detalla a continuación, la cual depende del logro del objetivo que se busca en los FCD definidos con respecto a las alternativas energéticas viables.

0: NO impacta al logro del objetivo.

1: BAJO impacto al logro del objetivo.

2: MEDIO impacto al logro del objetivo.

3: ALTO impacto al logro del objetivo.

Los Evacuadores fueron seis miembros del Equipo de Trabajado de este Estudio, quienes desarrollaron de acuerdo a su experiencia y criterio, la evaluación de los siete FCD elegidos por el Comité Consultivo. El perfil de los evaluadores se detalla a continuación: 1. Experto en evaluación de proyectos y recursos fósiles. 2. Experto en estudios ambientales y energéticos. 3. Ingeniero Civil relacionado a la eficiencia energética y a las energías renovables. 4. Experto en energías renovables. 5. Experto en exploración y explotación de hidrocarburos. 6. Experto en producción de hidrocarburos.

La Metodología de evaluación de los FCD, consistió en seleccionar y solicitar a los miembros del

Equipo de Trabajo que participen en la valoración de los FCD. La evaluación se realizó a través de

una planilla Excel diseñada para tales efectos, en donde se les presentó la Matriz de Impactos a

valorar, con la debida explicación de cómo llevar a cabo el proceso de valoración. En la siguiente

Tabla se presentan los resultados de las evaluaciones, presentando los promedios obtenidos en

cada uno de los casos, generando un ranking en base a las puntuaciones obtenidas para cada uno

de los energéticos. Es importante considerar que el rango final de puntaje está en un intervalo de

21 para el máximo cumplimento de los objetivos planteados en los FCD y 0 puntos para el caso

contrario, nulo cumplimento de los objetivos planteados en los FCD.


INFORME FINAL

73 UMAG

Tabla 4.3 Matriz de impactos para la identificación de alternativas de energéticos preferentes (análisis multicriterio).

Recursos Fósiles Energías Renovables

Gas

Nat

ura

l (*)

GN

L

Pro

pan

o/A

ire

GLP

Car

bó

n (

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S)

Dié

sel

Híd

rica

Eólic

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Foto

volt

aica

Sola

r –

Térm

ica

(**)

Geo

term

ia

Mar

ina

Res

idu

os

(***

)

Medio Ambiente 1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero.

1,7 1,8 1,8 1,8 1,0 0,6 3,0 3,0 1,7 3,0 2,8 2,3 3,0 1,5

2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas.

2,3 2,8 2,8 2,7 1,4 2,4 2,8 3,0 2,5 3,0 3,0 2,2 3,0 1,8

Social

3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad de servicio.

2,5 2,3 1,8 1,7 2,4 1,8 1,8 2,0 1,8 1,5 1,3 1,3 1,2 1,0

Economía

4) Desarrollo regional: Favorece el desarrollo regional. 2,3 1,8 1,3 1,5 2,7 1,2 1,5 2,0 2,0 1,8 1,8 1,5 1,8 1,8

5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico.

2,2 2,7 1,8 1,8 2,8 1,8 1,7 1,3 1,8 1,0 1,0 1,0 1,2 0,8

Tecnologías

6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía.

2,3 3,0 2,6 2,8 2,7 2,8 2,8 2,7 2,0 2,2 2,0 1,8 1,0 1,7

Potencial

7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región.

1,3 0,3 0,8 1,2 2,8 0,8 1,7 2,5 1,8 1,5 1,3 1,3 2,0 1,0

SUMA1 14,7 14,8 13,0 13,5 15,8 11,4 15,3 16,5 13,7 14,0 13,3 11,5 13,2 9,7


1 Es posible que se presenten variaciones en el valor decimal por la aproximación, en base a la segunda cifra significativa, del cálculo de los promedios.

Recursos

de Evaluación : Objetivo

Criterios

Clase /

74 UMAG

De este análisis se puede ver que las alternativas de energéticos preferentes, en orden de

priorización, son:

Tabla 4.4 Priorización de recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética

Regional.

Eólic

a

Car

bó

n (

GN

S)

Híd

rica

GN

L

Gas

Nat

ura

l (*)

Sola

r –

Foto

volt

aica

Bio

mas

a

GLP

Sola

r –

Térm

ica

(**)

Mar

ina

Pro

pan

o/A

ire

Geo

term

ia

Dié

sel

Res

idu

os

(***

)

16,5 15,8 15,3 14,8 14,7 14,0 13,7 13,5 13,3 13,2 13,0 11,5 11,4 9,7

Fuete: Elaboración Propia (CERE, 2014)

Para la identificación una Matriz Energética, en base a la priorización de los energéticos

disponibles, es necesario considerar la información técnica que se posee en cuanto al nivel de

penetración del energético a la matriz, el cual depende tanto de la componente técnica, como del

consumo energético de la matriz. Con el objetivo de facilitar el entendimiento del tema, se

definirán las Matrices Térmica y Eléctrica de manera separada porque poseen diferencias en los

posibles energéticos con potencial para ingresar a cada una de ellas.

Como resumen del informe técnico, se puede comentar que históricamente la matriz energética

de la Región de Magallanes ha dependido de los hidrocarburos, en particular del gas natural. Del

Balance Energético 2013 desarrollado por el CERE para este Estudio, se puede afirmar que un 70%

del consumo de gas natural es para uso térmico, un 26% para uso eléctrico y un 4% para el uso del

sector transporte.

En el siguiente Gráfico se muestra el desglose por sector del uso de gas natural en la región, el cual

es del orden de los 364.487 Mm3. Cifra que se dobla en volumen, considerando los consumos de

ENAP para el proceso de explotación del gas natural y el uso industrial del gas para la generación

de metanol, valores que no están representados en este gráfico.

Otro aspecto importante de considerar es la participación del sector residencial, el cual representa

el 54%del consumo del gas natural para uso térmico.


INFORME FINAL

75 UMAG

Figura 4.1 - Consumo Sectorial de Gas natural en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013


Para la Matriz Eléctrica Regional, podemos observar en la siguiente imagen que presenta un

consumo de 266.426 MWh. Sigue liderando los consumos el sector residencial con un 46%, al igual

que en la Matriz Térmica. El sector comercial aumenta su consumo con respecto a lo térmico y el

sector público se mantiene. En este caso se incluyó en la gráfica el sector industrial, el cual

considera el consumo de “industrias varias”.

26%

11%

5%

54%

4%

Consumo Sectorial de Gas natural en la Región de Magallanes y Antartica Chilena año 2013

Generación Eléctrica (26%)

Comercial (11%)

Público (5%)

Residencial (54%)

Transporte (GNC) (4%)

364.487 Mm3


INFORME FINAL

76 UMAG

Figura 4.2 - Consumo Sectorial de Electricidad en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014)

4.4.1 Matriz Térmica

Si se evalúan los Energéticos disponibles de manera priorizada a través de los FCD, se puede ver

que para el caso de la Matriz Térmica, técnicamente al corto plazo (próximos 10 años) el GNL,

Carbón (GNS) y Gas Natural No Convencional, podrían tener la capacidad de sustentar la Matriz

Térmica, ya sea en un 100% o en el porcentaje que se deseen incorporar, debido a que en la

cuenca de Magallanes, el Gas Natural se sigue explorando y explotando.

Según la evaluación de los FCD, la gasificación de carbón a través del GNS, contribuiría de mejor

forma al logro de los objetivos evaluados con los FCD, dejando en un segundo lugar al GNL y en

tercer lugar al Gas Natural No Convencional. Todos los demás recursos: Biomasa, Propano GLP,

Solar – Térmica, Propano/Aire, Geotermia y Residuos, podría ser una solución a la diversificación

de la matriz térmica, pero no tendrían la capacidad de sustentarla ni en un corto ni mediano largo

plazo.

30%

4%

46%

20%

Consumo Sectorial de Electricidad en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013

Comercial (30%)

Público (4%)

Residencial (46%)

Industrial (20%)

266.426 MWh


INFORME FINAL

77 UMAG

A continuación, en la siguiente tabla se presenta el listado priorizado de energéticos que podrían

ingresar a la Matriz Térmica, identificando si su potencial podría ser utilizado al corto, mediano o

largo plazo.

Tabla 4.5 - Propuesta de Diversificación de la Matriz Térmica Regional al Corto, Mediano y Largo

Plazo.

Orden de Prioridad Matriz Térmica

Plazos

Corto 2025 Mediano 2035 Largo 2050

1° Carbón (GNS) x

2° GNL x

3° Gas Natural No Convencional x

4° Biomasa x

5° Propano GLP x

6° Solar – Térmica

x

7° Propano/Aire x

8° Geotermia x

9° Residuos x



INFORME FINAL

78 UMAG

4.4.2 Matriz Eléctrica

De la misma manera que se hizo con la Matriz Térmica, al evaluar los Energéticos disponibles de

manera Priorizada a través de los FCD, se puede ver que existen otras opciones al GNS, GNL y Gas

Natural No convencional, energéticos que también podrían sustentar esta Matriz Eléctrica.

Es importante destacar que las Energías Renovables tienen potencial para ingresar a la Matriz

Eléctrica; en primer lugar se destaca el potencial técnico de la Energía Eólica, la cual podría

penetrar hasta en un 50% en esta matriz, siendo también coherente con la evaluación de los FCD

que la sitúan en el primer lugar de la priorización de energéticos.

Los otros energéticos como el Hídrico y Marino, al largo plazo (2050) podrían llegar a sustentar en

un 100% la Matriz Eléctrica e incluso llegar a Electrificar la Matriz Térmica, pero para que estos

sean explotados es necesario que se desarrollen estudios técnicos a nivel de evaluación de

potencial en el caso de la Hídrica y para el caso de la Marina aparte del desarrollo de estudios de

Potencial, también es necesario que la tecnología se desarrolle porque aún está en una etapa

experimental.

Para el caso de la Solar – Fotovoltaica se plantea con un posible ingreso al mediano plazo porque

los costos actualmente de los componentes se encuentran muy elevados. La Biomasa se propone

desde el punto de vista de hacer uso de los residuos de las forestales, valorándolo

energéticamente a niveles pequeños e incluso usándolos como respaldo por ejemplo en Híbridos

con Eólica. El Diésel se ubica en el último lugar de la priorización de los energéticos.

En la siguiente Tabla se presenta el listado priorizado de energéticos que podría ingresar a la

Matriz Eléctrica, identificando si su potencial podría ser utilizado al corto, mediano o largo plazo.


INFORME FINAL

79 UMAG

Tabla 4.6 Propuesta de Diversificación de la Matriz Eléctrica Regional al Corto, Mediano y Largo

Plazo.

Orden de Prioridad

Matriz Eléctrica

Plazos

Corto 2025

Mediano 2035

Largo 2050

1° Eólica x

2° Carbón (GNS) x

3° Hídrica x

4° GNL x

5° Gas Natural No convencional x

6° Solar – Fotovoltaica

x

7° Biomasa x

8° Marina

x

9° Diésel x


4.4.3 Barreras para la Diversificación de la Matriz Energética Regional

Frente a las opciones presentadas con anterioridad, se debe recordar que los expertos en recursos

y tecnologías que han participado como informantes en esta evaluación, perciben ciertas barreras

para el ingreso de nuevos recursos a la matriz regional.

Una barrera sociocultural para un posible recambio tecnológico, son las costumbres arraigadas

en el territorio regional, expresadas en las prácticas de uso de energía que se caracterizan por la

ineficiencia y el acostumbramiento al uso de ciertos artefactos que han pasado a ser un rasgo

característico y patrimonial de los habitantes de la región, un ejemplo de ello es “la estufa

magallánica”, aún utilizada y altamente valorada.

Se percibe una barrera económica, siendo su principal figura el gas subsidiado respecto de la

generación eléctrica. Se percibe como necesidad al momento de pensar en diversificación de la

matriz, disponer de una demanda cierta para sustentar el proyecto, así como también de contar

con un sistema (subsidio por ejemplo) que viabilice el costo de los otros recursos y tecnologías

respecto del valor domiciliario.

Visualizan como una barrera fundamentalmente los sistemas de trasmisión y distribución de

energía eléctrica.


INFORME FINAL

80 UMAG

Como otra dificultad económica, se ve que los productores en general no desean detallar costos

de producción y actualmente existen criterios dispares para la determinación de los precios de

éste, lo que debiese ser revisado, buscando transparentar los valores reales y así existiría cierto

incentivo para explorar y explotar dicho recurso.

Existe la sensación que hay una baja disposición del consumidor residencial, comercial e

industrial a pagar por el uso del gas natural.

Finalmente se percibe que la dispersión de los recursos energéticos es una barrera en una región

que no se caracteriza por la Asociatividad de sus propietarios; la distancia que separa un recurso

como la biomasa por ejemplo, de las posibles plantas de calor genera un costo que encarece esta

futura inversión.


INFORME FINAL

81 UMAG

5. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS

Este momento representa la cuarta etapa de la Metodología de EAE donde se presentan

sugerencias de Lineamientos Estratégicos para el estudio “Propuesta de Matriz Energética para

Magallanes al 2050”, cuyo objetivo es plantear una estrategia que permita apoyar el desarrollo de

la Política Energética para Magallanes.

Se desprende de esta cuarta etapa que el producto debería estar orientado a una estrategia de

implementación de la opción o alternativas preferentes, con especial énfasis en el cumplimiento

de los objetivos ambientales, habida consideración que lo expuesto representa sólo un insumo

para el desarrollo de la Política Energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena en el

presente año.

5.1 Directrices de los Procesos de Planificación

Para llevar a efecto esta etapa y siguiendo con la Metodología de EAE empleada en el estudio, se

han considerado tres pasos que nos permiten orientar la búsqueda de la estrategia o directrices

más adecuadas, y para el logro de ello se direcciona con preguntas claves previamente definidas

en el presente estudio.

Así al plantearse sobre qué acciones de planificación y gestión de la opción o alternativa

estratégica preferente debieran darse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la

EAE, es necesario tener en cuenta los desafíos que se plantean en la Agenda de Energía (2014)

del Ministerio de Energía de nuestro país, a saber: “Alcanzar una matriz energética que cumpla

adecuadamente con las siguientes características: Confiable, sustentable, inclusiva y de precios

razonables”

En este contexto se remite entonces al problema original que presenta la región de Magallanes al

contar “con una matriz energética poco diversificada y que ha dependido históricamente de los

hidrocarburos específicamente del gas natural.”

Para dar sentido y dirección a esta etapa del estudio se han tomado en cuenta todos los

antecedentes resultantes del presente trabajo evaluativo, a saber : las alternativas energéticas

posibles, las inversiones que ellas requieren, los riesgos de suministros que se pueden presentar ,

los efectos sobre el medio ambiente y las implicancias económicas para los consumidores.

Si bien el proceso de búsqueda de una Matriz Energética para la región de Magallanes y Antártica

Chilena con las características antes mencionadas establece criterios metodológicos necesarios,


INFORME FINAL

82 UMAG

plantea además un sentido de urgencia, pero un sentido de urgencia que da cuenta también de

“la necesaria participación comunitaria de todos los estamentos que vehiculizan opinión”, por

tanto la propuesta a sugerir en el presente estudio, debiese contener en sí una Amplia

Legitimación Social, y como tal debiera resguardarse este criterio como elemento sustantivo en la

definición del escenario para la puesta en marcha de la nueva Matriz Energética Regional.

De igual manera hay que tener presente que el proceso natural de crecimiento urbano, si bien en

las últimas décadas no ha sido tan significativo es necesario considerar el propio desarrollo

económico que trae aparejado, y por cierto los impactos medio ambientales que significa no sólo

la mayor utilización de territorio para la instalación de los nuevos asentamientos humanos, sino

también la instalación de nuevos focos productivos como es el caso por ejemplo de Mina Invierno

en Isla Riesco, (Territorio ocupado, además de la instalación de diversos tipos de maquinaria de

alta generación para la producción y distribución a los centros de acopio para su exportación, la

necesaria conectividad, caminos de trasmisión etc.), el aumento progresivo del parque

automotriz, y por consiguiente el aumento en la demanda de energía en la región.

Y si a lo anterior le sumamos que la Región de Magallanes y Antártica Chilena además de ser uno

de los lugares más prístinos de Chile con características arqueológicas y paleontologías únicas, con

vastos territorios declarados patrimonios de la humanidad, así como parques nacionales de gran

interés turístico, que dan cuenta de un capital económico y social considerable para el desarrollo

de la región, es que se observa la necesidad de preservar equilibrios medioambientales,

proponiendo que se consideren políticas territoriales que regulen los usos del suelo buscando

finalmente un desarrollo armonioso y sustentable del territorio, allí el Estado debiese ejercer un

rol protagónico desde su institucionalidad competente.

En este contexto además se sugiere considerar en la toma de decisiones de la futura Matriz

Energética para Magallanes, las dimensiones medioambientales y socioculturales que preserven

la línea histórica, paleontológica y antropológica de la región de manera de poner en valor la

identidad territorial, cultural y por cierto el sentido de pertenencia. Logrando con ello el

equilibrio, la inclusión, la integración y la sustentabilidad de un territorio amigable culturalmente y

con perspectiva de futuro. Lo que por cierto viene a resguardar la decisión que se adopte de

posibles conflictos futuros de los estamentos sociales que contraponen su opinión como las ONG

(Principalmente aquellas dedicadas a temas ambientales), organizaciones y agrupaciones

indígenas (Principalmente aquellas dedicadas a la preservación del patrimonio material/e

inmaterial de sus ancestros).

Es pertinente mencionar que para “Alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente

con las características anteriormente mencionadas y que supere su dependencia histórica de los

hidrocarburos, específicamente del gas natural en la región” se hace necesaria la inclusión social,

pero con una mirada de territorio considerando las particularidades y diversidad de cada comuna.


INFORME FINAL

83 UMAG

Lo que de acuerdo a los resultados del presente estudio, donde la activa participación social y el

interés despertado por el tema, sumado a la percepción de los actores claves en los talleres

provinciales (en los de expertos , los comités técnicos de evaluación, el comité consultivo, entre

otros), se percibe un preocupante desconocimiento sobre el tema energético en la población ,

situación que se ve obstaculizado aún más por la falta o nula información oficial al respecto, y por

tanto se observa la necesidad de generar políticas comunicacionales efectivas, informando, y

educando a la comunidad , con el objetivo de dar claridad respecto al tema energético en su

conjunto, no sólo en el plano de la sostenibilidad o seguridad del recurso energético, que si bien

es el elemento que mantiene altos niveles de incertidumbre en la población (visión entregada en

los talleres), dada las características climáticas y fundamentalmente por la necesidad térmica de la

población. Como también respecto a las diferentes alternativas de ERNC que se presentan en la

región y que pueden aportar a la diversificación de la matriz energética.

En rigor, no sólo informar y educar en el tema a la población sino que también transparentar la

situación real que se vive al respecto, lo que de alguna manera aportaría, en bajar los niveles de

ansiedad en la población, en disminuir los posibles conflictos que se puedan presentar y por

cierto, en aumentar la aceptación social a la decisión final que se adopte.

Finalmente se hace mención al tema sociocultural que deviene del comportamiento del “ser

magallánico”, y que guarda relación no sólo con cuestiones históricas y de tradiciones, sino

también de oportunidades reales de existencia en zonas con climas hostiles, con problemas de

conectividad, alejados de los centros de poder y toma de decisiones, en definitiva vivir con

sensación de isla. Dado este escenario, se generó la dependencia del estado a través del subsidio

al gas natural para poder generar las condiciones de habitabilidad necesaria, producto del frío

clima de la zona; es por esta esta condición geopolítica de la región que se hace fundamental que

el estado asegure el abastecimiento energético a los precios que la población reconoce

aceptables, debido a que esta es una razón significativa por la cual la población se mantiene en el

territorio y no migra a otras regiones.

Frente a la posibilidad de diversificar la matriz energética, considerando eficiencia energética, es

que se hace necesario sugerir, que el estado mediante sus órganos pertinentes instale una

estrategia comunicacional respecto al buen uso de la energía, mediante medidas de eficiencia

energética, tanto a nivel comercial, del sistema público (colegios, universidades, municipalidades,

alumbrado público, hospitales, empresas públicas y dependencias del estado), residencial

(consumo domiciliario) así como también asegurar el complimiento de las normativas en cuanto a

la materialidad y construcción de las nuevas obras; además de normar o mejorar normativas que

regulan al sector privado, incentivando la generación de alternativas energéticas limpias y

propiciando la búsqueda de soluciones de apoyo a la diversificación de la matriz energética

mediante la instalación de ERNC.


INFORME FINAL

84 UMAG

En síntesis, en esta fase de los lineamientos estratégicos, se ha tratado con especial atención la

importancia del sentido de urgencia de una Nueva Matriz Energética para Magallanes al 2050,

pero poniendo en valor la participación ciudadana, la inclusión social, la legitimación social, las

características geográficas del territorio, las condicionantes sociodemográficas y socioculturales,

el tema económico al observar las oportunidades de producir diferentes tipos de energía por

características territoriales (comunal, provincial, regional), y fuertemente las dimensiones

ambientales (erosión de suelos, predios, contaminación visual, acústica, atmosférica), como

también el problema de la desinformación de la población sobre el tema, y finalmente el tema de

la eficiencia energética como una cuestión sociocultural no menor a la hora de definir la nueva

matriz energética para Magallanes al 2050.

Otro aspecto fundamental es el relacionado con la normativa actual, la cual sólo regula el sistema

eléctrico, por lo que se hace necesario la regulación del sistema térmico, haciéndose cargo de las

necesidades y particularidades de la región; asimismo se ve la necesidad de estudiar una

modificación de la ley 20.698, para que exista claridad en la incorporación de ERNC a los sistemas

medianos.

5.2 Directrices de las Capacidades Institucionales

Para el desarrollo de la Política Energética Regional se tendría que contar, no sólo con las

instituciones adecuadas, sino también con las competencias profesionales necesarias para

abordar los riesgos y oportunidades identificados para la integración de nuevos energéticos a una

nueva Matriz Energética para Magallanes Diversificada. Para tal efecto tendrá que considerarse,

como algo sustantivo el recurso humano, y tecnológico adecuado, para ello se sugiere considerar

metodologías modernas en la pesquisa de perfiles profesionales pertinentes a los desafíos que

deberán enfrentar las instituciones, departamentos y grupos humanos en las tareas

encomendadas, de igual manera el fortalecimiento de las competencias deberá vincularse con

nuevos procesos de aprendizaje, la capacitación y el trabajo en equipo cobran vital importancia a

la hora de considerar la puesta en marcha del nuevo modelo.

Así mismo las capacidades institucionales deberán estar en condiciones de trabajar en un

escenario de retroalimentación basados en el diálogo y por cierto en procesos comunicativos

fiables y sinérgicos para dar luz verde al momento a definir, según la toma de conocimiento, la

decisión final adoptada por los organismos competentes. Esto configura un elemento de prioridad

para sacar adelante la nueva propuesta.


INFORME FINAL

85 UMAG

Siendo responsable inmediato el gobierno regional, el encargado de que se implementen las

políticas adoptadas por el estado, según los requerimientos del gobierno. Sin embargo, las

decisiones y directrices finales para la aplicación de dicha política son prerrogativas del Ministerio

competente en este caso del Ministerio de Energía, apoyado por sus diferentes divisiones y

departamentos de estudio, según sea el caso.

De igual manera el Gobierno Regional deberá considerar políticas sectoriales, definiendo que

Secretarias Regionales Ministeriales les corresponderá asumir responsabilidades en la aplicación

de la nueva propuesta energética para Magallanes.

Si tuviéramos que definir responsabilidades sectoriales, se deberá encomendar la Dimensión

Ambiental referida en la EAE del presente estudio al Ministerio de Medio Ambiente y en su

representación la “Secretaria Regional Respectiva”. Respecto la Dimensión Económica al

Ministerio de Economía y en su representación la “Secretaria Regional Respectiva”. Respecto a

la Dimensión Social, al Ministerio de Desarrollo Social y en su representación la “Secretaria

Regional Respectiva” (Esta responsabilidad incluye la dimensión socio cultural).

Finalmente corresponderá al Ministerio de Energía como actual contraparte técnica del presente

estudio, oficiar a su representación regional la Secretaría Regional de Energía, el rol que le

compete en la gestión, control y supervisión de la aplicación efectiva de la nueva matriz Energética

para Magallanes al 2050.

Por otra parte la Universidad de Magallanes deberá en su condición de ser parte interesada como

autora del presente estudio “Elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes

al 2050”, apoyar y acompañar el proceso de discusión técnica de la definición de una Política

Energética de corto y largo plazo para Magallanes, así mismo, continuará trabajando en las

diferentes opciones energéticas y estudios, esto según la Agenda de Energía del propio Ministerio

de Energía.

Una vez tomada la decisión final de la Política Energética, el Gobierno Regional tendrá la

responsabilidad política en la implementación. Se rescata la importancia que tiene la temática

para el gobierno regional, la que está demostrada en el apoyo al Desarrollo de la Agenda

Energética Nacional, como también en la propia Estrategia Regional.

Finalmente a la Comunidad Organizada, mediante las organizaciones funcionales y territoriales, le

corresponderá, sin mediar responsabilidad administrativa y ley alguna, sólo mediante la convicción

y la participación social, seria y responsable, velar por la estricta aplicación de lo definido en los

procesos de validación de la Política Energética Regional, a través de la supervisión comunitaria o

el control social. Siendo los miembros del Comité Consultivo del estudio “Elaboración de una

Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, quienes tendrán un rol importante

dado el nivel de información y conocimientos que ha desarrollados a lo largo de este Estudio.


INFORME FINAL

86 UMAG

5.3 Directrices sobre el Seguimiento

El seguimiento de la diversificación de la propuesta de Matriz Energética, es prioritario en cuanto a tomar las providencias para la incorporación de otros energéticos, cumpliendo con los estándares regulados, las normativas legales y ambientales. Para este análisis nos hemos centrado específicamente en los FCD seleccionados en este Estudio, definiendo un listado de acciones y medidas que permitirán dar seguimiento a la incorporación de alternativas tecnológicas y energéticas a la Matriz Energética, con el siguiente enfoque.

5.3.1 Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático y (2)

Medio Acuático.

La evaluación de los proyectos, a través del Servicio de Evaluación Ambiental, será la instancia para solicitar la minimización de los impactos en el medio ambiente, solicitando por ejemplo la implementación de sistemas de tratamientos, para las diferentes matrices ambientales (aire, agua y suelo) que podrían verse amenazadas.

En este punto el Comité Consultivo manifestó la necesidad de hacer una revisión a la normativa

medio ambiental vigente para saber si se cumple con los estándares a nivel mundial, actividad que

deberá será prioritaria, por ejemplo, la actual normativa no regula los aspectos relacionados al

Cambio Climático.

Una vez que los proyectos sean aprobados, será la fiscalización de los cumplimientos de las

normativas, lo que asegurará la protección del medio ambiente. Transparentando a la opinión

pública, el cumplimiento de los compromisos ambientales en cada caso.

5.3.2 Clase Social: (3) Equidad.

El estado deberá asegurar que todos los habitantes de la región tengan acceso a la energía en la

modalidad 24/7 (24 horas los 7 días de la semana) a precios accesibles. Lo cual mandatará la

decisión de los energéticos a incorporar a la Matriz.

El Comité Consultivo, manifestó con respecto a este tema que en la actualidad se entrega un

subsidio mayor a quienes tienen más gasto energético (gas), lo que no debiera ser, debido a que lo

lógico sería un subsidio a quienes tienen menor ingreso.

Por lo tanto, será necesario estudiar una nueva fórmula de asignación del subsidio, el cual por

ejemplo deberá ser diferenciado por sector de consumo entre residencial, comercial, publico,

industrial y transporte. Procurando estudiar y definir alternativas para que a largo plazo no se

traspasen, las eventuales alzas en el costo de la energía, a los consumidores finales.


INFORME FINAL

87 UMAG

5.3.3 Clase Economía: (4) Desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del

suministro.

El consumo de energía en los países subdesarrollados va de la mano con el desarrollo económico,

no obstante, la región está frente a la oportunidad de generar el dialogo que permita proyectar el

desarrollo regional en desacople con esta tendencia, es decir procurar usar de mejor forma la

energía y a la vez disponer del recurso energético que entregue respaldo al desarrollo de nuevas

empresas o el crecimiento de las existentes.

Un punto crítico en este aspecto, es el interés mediático por las energías renovables,

presentándolas a la opinión pública como grandes soluciones de abastecimiento energético. Lo

que sin lugar a dudas es una aspiración que debe tener la región, sin perder de vista que el

problema energético actual de la Matriz es que se sustenta en sólo un energético y que su

consumo es de un 70% para fines térmicos. Lo que bajo el escenario de desarrollo tecnológico

actual, sumado al conocimiento del potencial energético de los recursos, solamente los recursos

fósiles podrían dar sustento al desarrollo regional mediante la utilización de GNS, GNL o Gas

Natural. Lo que no excluye que se haga un esfuerzo para que puedan ingresar las ERNC a la Matriz

Eléctrica con el objetivo de diversificarla y generar conocimiento para ir avanzando en estos

temas.

Para llevar a cabo estos temas, será necesario además definir un marco regulatorio de la matriz

térmica regional y además adecuar al actual normativa eléctrica a las particularidades regionales.

5.3.4 Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica.

En este punto es fundamental generar la instancia para que los entes con competencias en

temáticas energéticas, por ejemplo, la Universidad de Magallanes, el Gobierno Regional, la

Secretaría Regional Ministerial de Energía, entre otros, definan una estrategia para establecer

líneas de trabajo y financiamiento que permita ir desarrollando los conocimientos necesarios para

el desarrollo de las tecnologías con alto potencial regional, por ejemplo, energía Marina.

5.3.5 Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región.

Debido a la falta de conectividad regional, es fundamental asegurar la autonomía energética en la

correcta selección de los recursos para diversificar la matriz energética regional.

Es por ello que se espera que exista una amplia discusión entre el potencial de ingreso a la matriz

del GNL vs GNS, producto que el primero es un recurso que provendría del extranjero, mientras

que el segundo es un recurso local, con una fuerte estigmatización ambientalista.


INFORME FINAL

88 UMAG

Además en este punto es fundamental hacerle seguimiento a los ERNC con potencialidades de

ingresar a la matriz, con el objetivo de generar las instancias de medir su potencial y generar

información de línea base.

5.3.6 Seguimiento en la Política Energética de Magallanes

Para concluir los Lineamientos Estratégicos, es necesario mencionar que en toda elaboración de

políticas, proyectos y programas, es deseable consignar elementos metodológicos que permitan

orientar un seguimiento, que en este caso en particular se refiere a los riesgos y oportunidades

para el correcto desarrollo de la política a seguir.

Para graficar un posible seguimiento en la aplicación de la correcta implementación de la Política

Energética Regional, de parte de los funcionarios públicos puede ser la incorporación a las políticas

de incentivo al buen despeño laboral mediante indicadores de gestión (metas), para lo cual será

indispensable que los profesionales posean un buen manejo de los temas, para lograr ese objetivo

se podría implementar un seguimiento a la gestión, utilizando una batería de capacitaciones,

facilitando el entendimiento, el aprendizaje, la comunicación al interior del o los equipos de

trabajo, esto cobra sentido bajo una matriz de logros esperados, consignando compromisos y

responsabilidades tanto personales como institucionales.


INFORME FINAL

89 UMAG

6. CONCLUSIONES

De acuerdo a la experiencia del equipo de profesionales de la Universidad de Magallanes, que

aplicó los criterios de EAE para la matriz Energética para Magallanes para el 2050, se hace difícil

conseguir la sinergia efectiva entre lo solicitado en los términos de referencia y la ejecución final

de la EAE, dado que los avances que se van desarrollando con respecto a los temas técnicos

referidos a la matriz, se adelantan a los procesos de evaluación participativa de aspectos

ambientales. Un aspecto clave a considerar es que en la etapa de alcance se debiesen definir

claramente los roles y funciones que deben cumplir los diversos actores en cada etapa de la EAE,

de manera de no duplicar información y no sobre representar a determinados sectores.

Con respecto al Problema de decisión es posible concluir que se coincide con la percepción de

actores en cuanto a la notable falta de diversificación de la matriz, pues en la actualidad –y en la

mayoría de las comunas- se depende exclusivamente del gas natural, a excepción de algunas

comunas más alejadas y que utilizan leña y diésel; sin embargo, se visualiza allí una oportunidad

para incorporar otros recursos energéticos presentes en la región. Un aspecto importante a

mencionar es que se aprecia un consenso en la necesidad de incorporar ERNC, pero no existe

claridad si ésas debiesen integrarse a la matriz térmica o eléctrica; considerando que para su

incorporación debiese crearse una regulación legal adecuada a los sistemas medianos.

Se reafirman las barreras económicas (figura actual del subsidio al gas), legales (falta de

regulaciones adecuadas a las características de los sistemas medianos, entre otras) y políticas

(inexistencia de política energética nacional y regional) para la entrada de otros recursos y

tecnologías a la matriz; por lo que para el desarrollo de futuras propuestas que apunten a su

diversificación el Estado debiese ser el responsable de resguardar y promover el acceso equitativo

a energía de calidad y segura en todo el territorio de la región.

Se observan expectativas elevadas con respecto a la Eficiencia Energética, que no necesariamente

se traducen de manera óptima y efectiva en la realidad; por lo que se prevé que las medidas que

se desarrollen vayan de manera paralela con la promoción de cambios culturales con respecto al

consumo de energía, a través de la Educación de los distintos segmentos etáreos y sectores de

consumo (residencial, comercial, industrial, etc.)

Existen ciertos recursos que producen inquietud en algunos sectores de la población, un ejemplo

claro de ello son las aprensiones que existen con respecto a la explotación del carbón así como

también con la explotación no convencional de hidrocarburos, por la presencia de tareas

productivas del área ganadera y por la mayor intervención de superficie que dicha explotación


INFORME FINAL

90 UMAG

implica. En ese sentido se requiere que el estado asuma un rol regulador activo y eficiente, si se

explotaran los recursos antes mencionados.

Un aspecto que podría afectar la factibilidad de diversificar la matriz energética para la región, es

la existencia de marcos regulatorios ambientales sectoriales que pudieran afectar la toma de

decisión, por ejemplo: en la Ley N° 20.698 no se especifica la meta de incorporación de ERNC para

los sistemas medianos, sino que solamente se indica allí la meta del 20% al año 2025 para sistemas

interconectados; por lo que se cree fundamental legislar para los sistemas medianos y/o

profundizar y modificar los marcos regulatorios atendiendo a las características de estos sistemas,

para incentivar la incorporación de ERNC.

Para la implementación de una nueva matriz energética – diversificada, se hace necesario poner

énfasis en que las nuevas tecnologías instaladas y por lo tanto los equipos, minimicen los impactos

ambientales, es decir, se debería optar por tecnologías que consideren sistemas de tratamiento

que minimicen el impacto ambiental. En virtud del exponente cambio climático, la región podría

realizar una apuesta para que las tecnologías existentes y también las nuevas incorporen acciones

y medidas que consideren estas características. En cuanto al medio acuático, existe regulación

legal al respecto, pero la información disponible es insuficiente en lo relativo a los efectos que

produce la fracturación, por lo tanto se recomienda realizar estudios de los reales efectos del

Fracking en los suelos magallánicos.

Para la efectiva evaluación de las iniciativas y proyectos que desarrollen los distintos recursos

energéticos, se requiere mayor fiscalización, es decir, se debiese contar con una verificación

pública del cumplimiento de la regulación ambiental, debiendo la institucionalidad competente

contar con personal suficiente y calificado para aquellas tareas.

Para disminuir la desigualdad en el acceso a energía y con calidad de servicio, se requiere dotar de

sistemas eléctricos a todos los sistemas apartados con diversas tecnologías, de modo de asegurar

el suministro de energía. Considerando las características socioeconómicas de la población de la

región, se debiese crear un mecanismo de tarificación que permita el acceso equitativo a todos los

consumidores, para ello se piensa en el otorgamiento de subsidios diferenciados por sector

(residencial, comercial, industrial, transporte, etc.) y de esta forma fomentar y resguardar la

equidad para el acceso tanto al gas natural como a los diferentes energéticos presentes en la

matriz.

La nueva matriz energética debiese favorecer aquellos energéticos que por un lado impacten en

menos medida el medio ambiente, pero que impulsen el desarrollo equitativo de todos los

integrantes del territorio regional, así como también aquellos recursos que tengan un potencial

que permita tener autonomía energética. Integración que se logró a través del análisis, tanto de

los aspectos ambientales como de sustentabilidad, definido en los aspectos Sociales, Económicos,


INFORME FINAL

91 UMAG

Tecnológicos y de Potencial. Para todos ellos se propusieron criterios con objetivos específicos a

los cuales apuntar en la priorización de los energéticos que podrían integrar tanto la matriz

Térmica como Eléctrica.

La selección de los Factores Críticos de decisión estuvo a cargo del Comité Consultivo de este

Estudio, seleccionando los siguientes siete criterios. Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones

Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de

alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto

invernadero. (2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas

marinas, superficiales y subterráneas. Clase Social: (3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a

través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad

de servicio. Clase Economía: (4) Desarrollo Regional: Favorecer el desarrollo Regional. (5)

Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un

suministro estable y de calidad para el desarrollo económico. Clase Tecnologías: (6) Madurez

tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la

incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía. Clase Potencial (7)

Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes

y disponibles en la región.

La Evaluación multicriterio de los FDC estuvo a cargo del Equipo de Trabajo, especialista en temas

de energía, ambientales, eficiencia energética, energías renovables, fósiles e hidrocarburos.

De la valoración de los FCD fue posible definir una propuesta de Matriz Térmica y otra de Matriz

Eléctrica, ambas compartiendo las opciones de GNS, GNL y Gas Natural No convencional,

energéticos con capacidades de abastecer ambas matrices. Cabe destacar que sólo para el GNS y

GNL se tendría certeza del éxito en la obtención del recurso, debido a que la explotación de gas

natural no convencional aún no ha certificado sus reservas.

La Matriz Eléctrica sería la receptora de los energéticos renovables. Observándose como la gran

promesa a la Eólica, la cual podría tener una fuerte penetración en la Matriz Eléctrica Regional,

situación que requiere un análisis de los aspectos técnicos y económicos que se presentan en el

informe que complementa este estudio de EAE.

En esta evaluación no se ha detallado el nivel de penetrabilidad de los recursos energéticos en

cada una de la Matrices, sólo comentando algunos específicos, ni tampoco hemos definido los

precios, debido a que la información se presenta en el estudio técnico, informe que acompaña

este Estudio.

Los Lineamientos estratégicos se han planteado pensando tanto en la propuesta de la Matriz

Energética como el proceso que se iniciará con la elaboración de política, donde se observa que

este Estudio podrá ser un apoyo desde el punto de vista estratégico.


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92 UMAG

7. BIBLIOGRAFÍA

Centro de Economía Sustentable y Cambio Climático (CESUCC) de la Universidad de Chile, 2011.

Evaluación ambiental estratégica matriz eléctrica óptima de Chile al 2030. Santiago de Chile.

Ministerio de Energía del Gobierno de Chile, 2014. Análisis de la experiencia internacional de la

evaluación ambiental estratégica de políticas públicas del sector energía. Centro de estudios del

Desarrollo (CED). Santiago de Chile.

Ministerio de Energía del Gobierno de Chile, 2014. Agenda de Energía: Un desafío país, progreso

para todos. Santiago de Chile.

Oñate, J.J., Pereira, D., Suárez, F., Rodríguez, J.J. y Cachón, J. 2002. Evaluación Ambiental

Estratégica: la evaluación ambiental de Políticas, Planes y Programas. Ed. Mundi-Prensa, Madrid,

España.


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93 UMAG

8. ANEXO 1: Metodología de Evaluación Ambiental Estratégica

La metodología fue desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED) para el Ministerio

de Energía, la que se presentó en el documento denominado “Análisis de la Experiencia

Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”

(Licitación ID 584105‐18‐LE13) con fecha 20 de febrero del 2014.

A continuación se presenta la Metodología, detallando su Enfoque, Etapas y Actividades.

8.1 Enfoque de la EAE

8.1.1 Conceptualización de la EAE

La Evaluación Ambiental Estratégica es hoy parte activa de los instrumentos de gestión y

planificación en el mundo. Su objetivo básico es mejorar la integración de la dimensión ambiental

en los procesos de toma de decisiones estratégicas con miras a impulsar opciones de desarrollo

sustentable. Para la Asociación Internacional para la Evaluación de Impacto (IAIA en su sigla en

inglés), la EAE es un proceso que informa a los planeadores, decisores y público acerca de la

sustentabilidad de las decisiones estratégicas, y que facilita la búsqueda de mejores alternativas

asegurando un proceso de decisión democrático. Para la OCDE (2007) son enfoques analíticos y

participativos que integran las consideraciones ambientales en políticas, planes y programas, y

evalúan sus nexos con las consideraciones económicas y sociales.

En síntesis, para que la EAE se convierta en una herramienta útil a la sustentabilidad del proceso

de desarrollo debe poner énfasis en ser un instrumento de apoyo a la decisión, que se desarrolla

en forma de proceso y que se aplica a problemas de naturaleza estratégica, normalmente

asociadas a la formulación de políticas, planes y programas. En este contexto, su uso en el marco

del desarrollo sustentable integra lo ambiental con los aspectos sociales, económicos e

institucionales. La EAE se caracteriza por:

Incidir en los niveles más altos de decisión política-estratégica institucional.

Aplicarse en la etapa temprana de la toma de decisiones institucionales.

Ser un instrumento preventivo.

Implicar una mejora sustantiva en la calidad de los planes y políticas públicas.

Permitir el diálogo entre los diversos actores públicos y privados.

Contribuir a un proceso de decisión en el marco de la sustentabilidad.

Fortalecer y facilitar la EIA de proyectos.


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94 UMAG

Las tendencias clave en el abordaje actual de la EAE son: a) los impactos ambientales de una

decisión dejan de ser el “objeto” de evaluación; b) el proceso de decisión es el “objeto” de análisis

y reflexión; c) el acompañamiento del proceso de decisión se hace desde sus etapas más

tempranas; d) la orientación hacia la sustentabilidad con la identificación de opciones de

desarrollo; e) la flexibilidad y adaptación al contexto político e institucional donde se desarrolla el

proceso de decisión; y f) la preocupación por el uso criterios de desempeño en lugar del

cumplimiento de requisitos legales.

La experiencia acumulada en el uso de la EAE en el mundo da cuenta de una alta diversidad de

enfoques y procedimientos, cuestión que se traduce en una amplia gama de metodologías y

técnicas, las que están disponibles en diversas guías a nivel internacional. Es importante recalcar

que en ellas la EAE es: i) un proceso que se aplica a decisiones de carácter estratégico, tomadas en

el ámbito privado y público; ii) de uso formal o voluntario; iii) caracterizado por una serie de pasos

que desarrollan un trabajo enfocado en los temas estratégicos; y iv) un apoyo efectivo a procesos

de decisiones sustentables.

8.1.2 Alcances de la EAE en Chile

Chile introdujo la EAE como instrumento obligatorio de gestión ambiental, a través de la reforma a

la legislación ambiental del año 2010 establecida en la Ley 19.300 sobre Bases Generales del

Medio Ambiente. La Ley 20.417 establece que la Evaluación Ambiental Estratégica “es el

procedimiento realizado por el Ministerio sectorial respectivo, para que se incorporen las

consideraciones ambientales del desarrollo sustentable, al proceso de formulación de las políticas

y planes de carácter normativo general, que tengan impacto sobre el medio ambiente o la

sustentabilidad, de manera que ellas sean integradas en la dictación de la respectiva política y

plan, y sus modificaciones sustanciales”. Se plantea como clave la definición de lo que se considera

una modificación sustancial de una decisión sometida a EAE.

La Ley también indica los aspectos que deberán ser analizados en la elaboración de las políticas y

planes durante sus etapas de diseño y aprobación. “En la etapa de diseño, el organismo que

dictará la política o plan, deberá considerar los objetivos y efectos ambientales del instrumento,

así como los criterios de desarrollo sustentable de los mismos. Durante esta etapa se deberá

integrar a otros órganos de la administración del Estado vinculados a las materias objeto de la

política o plan, así como otros instrumentos relacionados con ellos a fin de garantizar la actuación

coordinada de las entidades públicas involucradas en los proyectos afectados por la política o plan.

En el caso señalado en el inciso segundo, se deberán siempre considerar los instrumentos

relacionados con capacidad vial elaborados por la autoridad competente. En la etapa de

aprobación, se deberá elaborar un anteproyecto de política o plan que contendrá un informe


INFORME FINAL

95 UMAG

ambiental, que será remitido al Ministerio del Medio Ambiente para sus observaciones, para luego

ser sometido a consulta pública por parte del organismo responsable”.

En cuanto a la vinculación con los proyectos y el sistema de evaluación de impacto ambiental se

establece que “los proyectos o actividades sometidos al sistema de evaluación de impacto

ambiental deberán considerar siempre las políticas y planes evaluados estratégicamente”.

En síntesis, cabe destacar que la ley establece que deberán: i) considerarse los objetivos

ambientales del instrumento respectivo y los criterios de desarrollo sustentable; ii) incorporar a

otros órganos de la Administración del Estado e instrumentos relacionados para garantizar la

actuación coordinada; iii) elaborar un anteproyecto de política o plan con un informe ambiental

que será remitido al Ministerio de Medio Ambiente para sus observaciones y consulta pública; y iv)

dictar una resolución donde se señale el proceso de elaboración de la política o plan desde su

diseño, incorporando la participación de los organismos, la consulta pública, el contenido del

informe ambiental, las consideraciones ambientales y de desarrollo sustentable, y los criterios e

indicadores de seguimiento. En el marco anterior la EAE se aplica a:

Políticas y Planes y sus modificaciones sustanciales, sean de carácter normativo general,

que decida el Presidente de la República a proposición del Consejo de Ministros para la

Sustentabilidad

Planes regionales de ordenamiento territorial, planes reguladores intercomunales, planes

reguladores comunales y planes seccionales, planes regionales de desarrollo urbano y

zonificaciones del borde costero, del territorio marítimo y el manejo integrado de cuencas

o los instrumentos de ordenamiento territorial que los reemplacen o sistematicen

8.2 Aplicación de la EAE

En el desarrollo del trabajo se usará una metodología con base en el pensamiento estratégico

enfatizando la integración de criterios y objetivos de sustentabilidad en el proceso de decisión. La

idea es facilitar la creación de mejores estrategias y objetivos de desarrollo durante la elaboración

de la política. Se actuará sobre la concepción y elaboración de la política buscando apoyar el modo

y las prioridades de decisión en un contexto de sustentabilidad del desarrollo.

Se desarrollará un procedimiento flexible, enfocado en los siguientes pasos relevantes: la

definición de alcance de la EAE, el diagnóstico estratégico con base en cuestiones críticas, la

evaluación de los riesgos y oportunidades de las opciones de desarrollo identificadas como viables,

y los lineamientos y recomendaciones estratégicas importantes para la implementación,

incluyendo las capacidades institucionales.


INFORME FINAL

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Para ello se favorecerán los siguientes aspectos:

a. Fomento de la integración ambiental y de sustentabilidad (incluyendo los aspectos

biofísicos, sociales, institucionales y económicos) para establecer las condiciones que dan

cabida a futuras propuestas de desarrollo.

b. Valoración amplia del proceso de decisión, discutiendo las oportunidades y los riesgos de

distintas opciones de desarrollo y transformando los problemas en oportunidades.

c. Creación de una cultura estratégica en el proceso de decisión, promoviendo la

cooperación y el diálogo inter-institucional, y evitando conflictos.

d. Foco en el proceso de decisión, asegurando la incidencia de la EAE en la Elaboración de la

Propuesta de Matriz Energética, elaborando informes parciales para lograr una influencia

desde el inicio de su formulación.

e. Énfasis en factores críticos y ventanas de decisión, focalizando la evaluación en pocas

cuestiones estratégicas pero que son realmente clave e importantes para la

sustentabilidad y el ambiente para lograr una incidencia en los momentos críticos del

proceso de decisión.

f. Contenidos del Informe Ambiental orientando el procedimiento de EAE, enfocado en

aspectos críticos, en tendencias y no líneas de base, en capacidades institucionales, en el

seguimiento, etc.

g. Participación enfocada en actores clave y alineados con los procesos participativos del

instrumento, asegurando un proceso integrado e inclusivo con actores críticos para la

decisión por su relevancia en temas como: incidencia, liderazgo, disponibilidad de

información, interés, etc.

h. Informes acumulativos que dan origen al Informe final, considerando informes parciales

para cada etapa de la aplicación de manera de tener incidencia a lo largo de todo el

proceso de decisión y desde el inicio. El Informe Final será la culminación de un proceso

incremental e iterativo desarrollado durante las diferentes fases de la aplicación.

8.2.2 Aspectos Metodológicos Generales

Percepción de actores clave

La inclusión de actores estará contenida en un plan genérico de participación ciudadana que

será parte de las actividades que se desarrollan en el proceso de formulación de la política. El

plan será elaborado sobre la base de los siguientes aspectos:


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Lineamientos y alcances de la participación.

Actores principales y sus agendas.

Objetivos, resultados, actividades previstas.

Estrategias y técnicas participativas y de comunicación.

Instancias críticas de comunicación.

Instrumentos y cronograma de trabajo.

Mecanismos de coordinación y responsables.

Mecanismos de evaluación y seguimiento.

Se identificará un listado de actores clave, los que serán incluidos en el diseño de la política de

acuerdo con las siguientes actividades:

Entrevistas a actores clave del sector público y privado

Resultados de talleres participativos

Resultados Grupos de Trabajo Técnico

Plataforma ciudadana virtual de información

Instancias regionales de consulta

La participación en este proceso de generación de propuesta de matriz o escenarios energéticos

posibles para la Región de Magallanes, dadas las características técnicas de la información que se

solicita, será segmentada en los grupos o sectores de la comunidad que se encuentren

involucrados en los diferente etapas o informes, asociadas a cada objetivo. Esto es por ejemplo:

Informe N°1: Objetivos 1 y 2 de los TdR. Actividades 1 a 8. Participación enfocada a información

de la demanda:

- Reuniones con empresas de generación de energía.

- Proyecciones de la demanda en los diferentes sectores que aportan al PIB Regional.

Considerando sector Industrial (plantas procesadoras de recursos hidrobiológicos,

faenadoras de carne), sector turismo (grandes hoteles y zonas aisladas), sector

Acuicultura, y empresas de energía propiamente tal. Reuniones con empresas relevantes.

- Proyecciones de la demanda por comunas. En comunas rurales importante opinión de

municipios.

- Talleres Provinciales con municipio y representantes de sectores productivos.

- Validación Comité Consultivo


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Informe N°2: Objetivos 3 y 4 de los TdR. Actividades 9 a 23. Participación enfocada a

disponibilidad de energéticos y procesos involucrados en exploración, prospección, explotación

y producción de los mismos.

- Reuniones con ENAP y CEOPs

- Reuniones con empresas de explotación de carbón

- Panel de Expertos Recursos Fósiles

- Panel de Expertos Recursos Renovables

- Validación Comité Consultivo


INFORME FINAL

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Informe Final: Complementación Objetivos 3 y 4 y desarrollo Objetivo 5 y 6. Actividades 24 a

35.Participación enfocada a disponibilidad de energéticos y procesos involucrados en

exploración, prospección, explotación y producción de los mismos.

- Reuniones con ENAP y CEOPs

- Reuniones con empresas de carbón

- Reuniones con Pecket Energy y Antogasta Minerals (empresas de Gasificación de carbón

ex situ e in situ, respectivamente)

- Panel de Expertos Recursos Fósiles

- Panel de Expertos Recursos Renovables

- Validación con Comité Consultivo

b. Información secundaria. El desarrollo del trabajo se basará en la información secundaria

disponible, publicada o aportada por instituciones públicas y privadas. No se levantará información

primaria más allá de la producida por el trabajo de elaboración de la política. Al inicio del trabajo

se hará una identificación de la información necesaria ser incorporada en la aplicación de la EAE.

c. Criterios Ambientales y de Sustentabilidad. Se usará como marco de evaluación criterios

ambientales y de sustentabilidad, que serán definidos sobre la base de un análisis en el equipo de

trabajo y una validación con actores clave. Con esta finalidad se realizará como punto de partida

de la selección los criterios indicados en el documento “Análisis de la Experiencia Internacional de

la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía (2014)”. En ellos se

encuentran, por ejemplo:

Criterios Ambientales

Aportes para que la energía sea ambientalmente limpia que resguarda la salud y el

ambiente

Uso de energías limpias y renovables

Cumplimiento de regulaciones y estándares de alto nivel

Consecuencias sobre elementos del patrimonio natural y cultural

Resguardo de valores ambientales en el territorio

Aportes a la disminución de la emisión de gases efecto invernadero

Consumos de recursos naturales

Superación de riesgos derivados de factores naturales y humanos

Generación y manejo de desechos

Aportes a la eficiencia energética


INFORME FINAL

100 UMAG

Criterios Sociales

Superación de conflictos y disminución de la incertidumbre identificadas en el diálogo

social por medio del plan de participación

Comportamiento de los patrones del bienestar humano

Aportes al desarrollo de la dimensión social (desarrollo humano, consumo de energía,

vulnerabilidad del sistema)

Criterios Económicos

Aportes a la dimensión económica (precios, dependencia, diversificación,

desconcentración)

Aporte de energía segura y disponible en el tiempo

Aportes con ventajas económicas por sus menores costos

Aportes a la diversificación de la matriz energética

Incorporación de energías renovables no convencionales

Nota: Parte de los criterios económicos son transversales ya que se debe hacer análisis de precios

para cada escenario, pensando en el valor real al centro de consumo; es decir, sin los subsidios

que cuenta hoy la Región. Los escenarios saldrán del análisis global de las tecnologías disponibles y

sus costos, y se verán varias alternativas o por lo menos 2 metas (al 2035 y al 2050) de

incorporación de energías renovables.

8.2.3 Detalle de las etapas de trabajo

A continuación se presentan las Etapas y pasos de cada una de ellas.

¿En qué consiste la etapa de definición del alcance?

Objetivos Focalizar y establecer los requerimientos para implementar la evaluación en función de las características y situación en que se encuentra el problema de decisión que es objeto de análisis

Producto Un informe de alcance con una síntesis que permita poner en marcha la evaluación, de forma tal de asegurar la incidencia de la EAE en el proceso de decisión

Pasos

A. Definición del problema de decisión B. Definición del objeto de evaluación C. Definición del objetivo de la EAE D. Identificación de características del proceso de decisión e integración con la EAE E. Definición de necesidades de participación F. Definición de necesidades de información G. Identificación de otras iniciativas relacionadas



INFORME FINAL

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¿Cuáles son las preguntas clave en la DEFINICION DEL PROBLEMA DE DECISION?

₋ ¿Qué se busca solucionar con la decisión?

₋ ¿Qué necesidades, elementos o temas motivan la decisión?

₋ ¿Cuáles son los aspectos que describen la naturaleza central del problema?

₋ ¿Qué se busca lograr con la solución del problema?

₋ ¿Qué aspectos ambientales y de sustentabilidad están en juego en este problema de

decisión?

¿Cuáles son las preguntas clave en el OBJETO DE EVALUACION?

₋ ¿En qué consiste el objeto de evaluación?

₋ ¿En qué situación se encuentra el objeto de evaluación? (ejemplos: una decisión nueva, un

ajuste a una decisión existente, la ampliación de una decisión, etc.)

₋ ¿Cuál es el grado de formalidad que tiene el objeto de evaluación? (ejemplos: ley,

reglamento, resolución, etc.)

¿Cuáles son las preguntas clave en el OBJETIVO DE LA EAE?

₋ ¿Qué se quiere lograr o que se busca con la EAE?

₋ ¿Cuáles serán los elementos centrales que serán abordados por la EAE?

₋ ¿Cuál será el “valor agregado” que aportará la EAE al proceso de selección de alternativas y

de planificación del problema de decisión?

₋ ¿Cuáles son los objetivos ambientales que están en juego?

¿Cuáles son las preguntas clave en el PROCESO DE DECISION E INTEGRACION DE EAE?

₋ ¿Qué características particulares tiene el proceso de decisión?

₋ ¿Quiénes ocupan roles importantes en la decisión?

₋ ¿Cuáles serían los mecanismos de integración más adecuados entre el proceso de decisión y

la EAE?

₋ ¿Cuáles son los momentos críticos en que la EAE puede incidir de mejor forma en la

decisión?

¿Cuáles son las preguntas clave en NECESIDADES DE PARTICIPACION?

₋ ¿Quiénes son actores clave que necesitan ser incluidos en el proceso?

₋ ¿Cuáles son las razones que justifican la inclusión de los actores?


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₋ ¿Cuáles son los intereses de los diferentes actores con respecto al plan o política?

₋ ¿Cuáles son los mecanismos participativos más eficientes para lograr la inclusión de los

actores identificados como clave?

₋ ¿Quiénes pueden ser parte de posibles conflictos en relación a la decisión?

₋ ¿Cuáles son los elementos centrales que deben abordarse en el plan de participación para

actores clave, considerando los distintos pasos de la EAE y en especial los mecanismos de

consulta indicados por Ministerio de Medio Ambiente?

₋ ¿Cuáles son los hitos, actividades y resultados del proceso que será necesario incluir en una

estrategia de comunicación más amplia?

¿Cuáles son las preguntas clave en NECESIDADES DE INFORMACIÓN?:

₋ ¿Qué información ambiental, social, económica, legal y política es necesaria?

₋ ¿En qué formato físico y/o virtual se necesita la información para cumplir con los propósitos

de la EAE? (temporalidad, especialización, bases de datos, imágenes, cartografías, gráficos,

etc.)

₋ ¿En qué condición se encuentra la información identificada y quiénes son los responsables?

₋ ¿La información existente está disponible o es necesario asegurar su acceso por distintas

vías?

₋ ¿La información disponible es suficiente o necesita ser complementada?

¿Cuáles son las preguntas clave de OTRAS INICIATIVAS RELACIONADAS?

₋ ¿Qué otras políticas, planes y/o programas vigentes se relacionan en forma directa con el

problema de decisión?

₋ ¿Qué otras decisiones estratégicas a nivel sectorial pueden ser relevantes para la

implementación de la opción preferente?

₋ ¿Cuáles son los principales compromisos políticos internacionales, nacionales o regionales

que afectan al plan?

₋ ¿Cuál es el marco normativo relacionado con el problema de decisión?

¿Cuáles son las preguntas clave en la PROGRAMACION DE LA EAE?:

₋ ¿Cuál es la conformación del equipo técnico y profesional y los asesores externos necesarios

para desarrollar la EAE?

₋ ¿Cuánto tiempo será invertido en el proceso de EAE?

₋ ¿Cuáles son los plazos para obtener la información necesaria?

₋ ¿En qué plazos serán logrados los hitos (informes de etapa)?


INFORME FINAL

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₋ ¿Cómo el plan de participación se ajusta a la agenda de los actores clave?

₋ ¿Cuáles son los espacios físicos en los que se realizarán las actividades?

₋ ¿Cuáles son las gestiones administrativas y operativas necesarias para el desarrollo de las

actividades?

¿En qué consiste la etapa de diagnóstico estratégico?

Objetivos

Esta etapa busca analizar el contexto bajo el cual se llevará adelante la evaluación por

medio de la identificación y caracterización de la información secundaria y la

percepción de los actores clave

Producto Elaboración del diagnóstico estratégico

Pasos A. Análisis del marco de referencia estratégico

B. Análisis de la percepción de actores

C. Análisis de aspectos ambientales y de sustentabilidad


¿Cuáles son las preguntas clave del MARCO DE REFERENCIA ESTRATEGICO?:

₋ ¿Cuáles son los lineamientos y orientaciones generales surgidas del marco de referencia

estratégico que dan un marco a la evaluación a nivel de instrumentos de política y de

aspectos de gestión y planificación?

₋ ¿Cuáles son específicamente los lineamientos y orientaciones ambientales y de

sustentabilidad que deben guiar la evaluación?

₋ ¿Qué otras políticas, planes y programas tienen sinergia ambiental con el problema de

decisión?

¿Cuáles son las preguntas clave en la PERCEPCION DE ACTORES?

₋ ¿Qué interpretación tienen los actores en relación al problema de decisión?

₋ ¿Cuáles son las grandes preocupaciones que perciben los actores en relación al problema de

decisión?

₋ ¿Cuáles son los valores en juego desde el punto de vista ambiental y de sustentabilidad por

parte de los actores?

₋ ¿Cuáles son los principales conflictos evidentes y potenciales?


INFORME FINAL

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¿Cuáles son las preguntas clave en ASPECTOS AMBIENTALES Y DE SUSTENTABILIDAD?

₋ ¿Cuáles y porqué son valores ambientales y de sustentabilidad en juego?

₋ ¿Cuáles son las ventajas existentes para ellos?

₋ ¿Cuáles son las amenazas posibles para ellos?

¿En qué consiste la etapa de análisis estratégico?

Objetivos Analizar los riesgos y oportunidades de distintas opciones estratégicas a partir de

factores críticos de decisión

Producto Selección de opción estratégica preferente

Pasos

A. Definición y caracterización de factores críticos de decisión

B. Definición de opciones o alternativas estratégicas viables para llevar adelante la

decisión

C. Análisis de riesgos y oportunidades

D. Selección de opción preferente


¿Cuáles son las preguntas clave de los FACTORES CRITICOS DE DECISION?:

₋ ¿Qué es lo central que debe profundizarse en la evaluación?

₋ ¿Qué aspectos son identificados como factores críticos de decisión?

₋ ¿Cuál es la descripción de los factores críticos?

₋ ¿Cuáles son los criterios de evaluación de los factores críticos?

₋ ¿Cuáles son los indicadores más efectivos para analizar el estado y las tendencias de cada

factor crítico de decisión?

¿Cuáles son las preguntas clave de las OPCIONES ESTRATEGICAS?:

₋ ¿Cuáles son las opciones o alternativas de desarrollo que resultan posibles para

implementar los objetivos de la decisión?

₋ ¿Cuáles son los elementos que hacen viables cada opción identificada?


INFORME FINAL

105 UMAG

¿Cuáles son las preguntas clave de RIESGOS Y OPORTUNIDADES?

₋ ¿Cuáles son los riesgos que resultan de cada opción o alternativa estratégica identificada?

₋ ¿Cuáles son las oportunidades que resultan de cada opción o alternativa estratégica

identificada?

¿Cuáles son las preguntas clave en la OPCION PREFERENTE?

₋ ¿Cuáles son las opciones de desarrollo viables para adelantar la decisión?

₋ ¿Cuáles son las ventajas ofrecidas por las distintas opciones para abordar los riesgos y

oportunidades?

₋ ¿Cuáles son las barreras existentes ante las diversas oportunidades y riesgos detectados?

₋ ¿Cuáles es la opción estratégica donde se puede actuar con mayor facilidad ante los riesgos

y oportunidades?

¿En qué consiste la etapa de lineamientos estratégicos?

Objetivos Identificar la estrategia y directrices que permitan la implementación de la

opción o alternativa preferente

Producto Estrategia de implementación de opción o alternativa preferente, con especial

énfasis en el cumplimiento de los objetivos ambientales

Pasos A. Definición de directrices sobre los procesos de planificación y gestión

B. Definición de directrices sobre las capacidades institucionales

C. Definición de directrices sobre el seguimiento


¿Cuáles son las preguntas clave de PLANIFICACION Y GESTION?:

₋ ¿Qué acciones de planificación y gestión de la opción o alternativa estratégica preferente

deben emprenderse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE?

₋ ¿Quiénes son los responsables de llevar adelante las tareas?

₋ ¿Cuál es el grado de prioridad para llevar adelante la acción propuesta?

₋ ¿Cuáles son los objetivos y acciones ambientales propuestas?


INFORME FINAL

106 UMAG

¿Cuáles son las preguntas clave en CAPACIDADES INSTITUCIONALES?

₋ ¿Qué acciones en recursos humanos, recursos operativos, capacitación, educación, entre

otros, deben emprenderse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE?



¿Cuáles son las preguntas clave en el SEGUIMIENTO?

₋ ¿Qué acciones deben emprenderse para acompañar el desarrollo y evolución de los riesgos

y oportunidades detectadas en la EAE para la opción preferente?




INFORME FINAL

107 UMAG

Figura 8.1 Etapas de la aplicación de la EAE


INFORME FINAL

108 UMAG

8.2.4 Informes del proceso de EAE

¿Qué contenidos incluye el Informe de Alcance?

Este informe es el primero de los cuatro documentos del proceso que contempla la metodología

de EAE. En este informe se incluye una síntesis de las respuestas obtenidas a cada una de las

preguntas planteadas; la información sirve de base para el desarrollo de las etapas posteriores de

la EAE. Es relevante que este informe sea debidamente socializado con los profesionales y técnicos

que participarán en forma directa del proceso de EAE, incluyendo al equipo de planificación y al

personal administrativo de apoyo. El informe debe incluir al menos los siguientes elementos:

₋ El problema de decisión caracterizado

₋ El objeto de evaluación definido

₋ El objetivo de la EAE, incluyendo los aspectos ambientales

₋ Los puntos de encuentro entre el proceso de planificación y el de EAE

₋ Un listado de actores y el plan de participación

₋ Una matriz que presente la información necesaria para desarrollar la EAE y las formas de

obtenerla

₋ Una matriz que detalle la programación del proceso de EAE, incluyendo plazos, hitos,

encargados, recursos materiales y logísticos necesarios y procedimientos administrativos

para cumplir

¿Qué contenidos debe incluir el Informe de Diagnóstico Estratégico?

Este informe incluye una síntesis del proceso de diagnóstico estratégico, que se apoya en la

información obtenida en la primera etapa, la integra y la lleva a consulta de actores para

identificar las principales preocupaciones, ventajas y desventajas que se originan en el problema

de decisión, según el contexto estratégico y la percepción de actores. El informe debe incluir al

menos una síntesis de los siguientes elementos:

₋ Una síntesis del marco de referencia estratégico

₋ Una síntesis de la percepción de actores consultados

₋ Una síntesis de los principales aspectos de sustentabilidad y de ambiente relacionados

con la decisión

₋ Una identificación y análisis de las principales preocupaciones, valores ambientales y

conflictos involucrados en la decisión

₋ Una identificación y análisis de las ventajas y desventajas que presenta el problema de

decisión


INFORME FINAL

109 UMAG

¿Qué contenidos debe incluir el Informe de Opción Estratégica o Alternativa Preferente?

Este informe representa un hito en el desarrollo de la EAE pues ayuda a socializar el proceso de

análisis estratégico que permite la selección de una opción preferente entre todas las alternativas

evaluadas durante el proceso. Este informe incluye una síntesis de los siguientes elementos:

₋ La identificación y descripción del estado y tendencias de los factores críticos

seleccionados para realizar el proceso de evaluación

₋ Una descripción general de las diferentes opciones o alternativas estratégicas evaluadas

₋ Una síntesis de los riesgos y las oportunidades que se presentan en el cruce de los

factores críticos y las diferentes opciones o alternativas evaluadas

₋ Una descripción en detalle de la opción o alternativa estratégica seleccionada

(preferente) junto con los riesgos y oportunidades que fueron caracterizados

¿Qué contenidos debe incluir el Informe Final?

El informe final corresponde a la suma de antecedentes parciales por etapa, ya indicados en los

puntos anteriores, sumados a los lineamientos estratégicos integrados a la estrategia de

implementación de la opción o alternativa preferente. En estos lineamientos se incluyen:

₋ Las directrices de planificación y gestión

₋ Las directrices respecto de capacidades institucionales

₋ Las directrices de seguimiento

anexo e - biblioteca.digital.gob.cl

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