profesor patrocinante: escuela de ingenierÍa civil …
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PROFESOR PATROCINANTE:
MAG. ALEJANDRO SOTOMAYOR BRULÉ
ESCUELA DE INGENIERÍA CIVIL INDUSTRIAL
“Aplicación de un enfoque metodológico para la Evaluación de Proyectos Geotérmicos y su
ejemplificación en un caso nacional”
Trabajo de Titulación para optar
al título de Ingeniero Civil Industrial
IGNACIO CASTILLO ULLOA
PUERTO MONTT – CHILE
2010
ii
DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a mis padres Carmen Ulloa y Mariano Castillo, quienes me acompañaron
incondicionalmente a lo largo de mis 18 años de vida estudiantil, a ellos que sin importar sus sacrificios
propios me brindaron la oportunidad y el privilegio de nunca dejar de soñar, por más lejos que se
encontraran esos sueños.
iii
AGRADECIMIENTOS
Agradezco de corazón a Dios, por haberme permitido llegar al final de esta importante etapa de mi vida y
así desarrollarme no sólo como profesional, sino que también como persona.
A mis padres por haberme entregado todas las facilidades, la motivación y la tranquilidad para desarrollar
este proyecto.
Agradecer a Dominique, mi novia, por haber sido mi apoyo y aliciente durante toda esta etapa de Tesis,
ya que su comprensión y su amor fueron constantes durante todo el tiempo.
A mis tías, Magdalena, Marcia, Mercedes, Isolina y Orfilia, que nunca dejaron de orar por mí durante toda
la etapa de universidad.
Agradezco a mi primo Álvaro Mora que fue influyente en mi orientación profesional y que siempre brindó
su consejo cuando lo requerí.
A mi gran amigo Matías que con su alegría, amistad y trabajo, contribuyó desde el primer día de
universidad y durante toda esta carrera a lograr las metas que nos propusimos. Adicionalmente
agradecer a su hermano Piero y su padre Reinaldo, la posibilidad de encontrar otro hogar donde fui
recibido como un hijo.
A mis profesores de educación básica, media y superior, que con sus conocimientos y enseñanzas
hicieron de mí una mejor persona.
Finalmente agradecer al profesor Alejandro Sotomayor, que me guió durante todo el proceso de
seminario de titulación y que siempre manifestó buena voluntad para responder a mis consultas.
iv
Sumario
El presente informe describe los resultados del proyecto Aplicación de un enfoque metodológico para la
Evaluación de Proyectos Geotérmicos y su ejemplificación en un caso nacional.
El planteamiento del problema nace ante la necesidad actual de buscar fuentes de energía eléctrica que
permitan un desarrollo sustentable en materia de suministro energético no sólo a nivel nacional, sino que
también mundial. En este contexto, el estudio se enmarcó en el desarrollo potencial de las Energías
Renovables No Convencionales (ERNC) en Chile, específicamente la energía geotérmica, y su objetivo
fue desarrollar una metodología de evaluación que contemplara los factores ambientales, técnicos,
legales y económicos vinculados a proyectos geotérmicos. Por ello, en este trabajo se realizó primero una
introducción al concepto de la energía geotérmica, describiendo sus usos, haciendo hincapié en la
utilización indirecta para la generación de energía eléctrica. Posteriormente se explican las técnicas de
exploración superficiales y de perforación profunda, para así establecer parámetros técnicos que
permitan seleccionar la tecnología de explotación acorde con el yacimiento descubierto. Las experiencias
de campo basadas en la utilización de dichas tecnologías pudieron ser encontradas en casos
internacionales, que se constituyeron como buenas fuentes de datos técnico-económicos y ambientales
para la aplicación de la metodología.
El proceso de recolección de información consideró datos proporcionados por estudios previos del
SERNAGEOMIN y la Universidad de Chile, sobre sitios con potencial geotérmico en el país, además de
experiencias practicadas en otros países para determinar el comportamiento operacional y comercial de
una planta geotérmica en suelo nacional.
El diseño metodológico se basó en premisas de la evaluación de proyectos clásica, considerando
estudios de factibilidad técnica, ambiental, legal, política, en gestión y económica, adicionando la
componente correspondiente a los árboles de decisión, para realizar un análisis financiero previo a la
etapa de exploración.
Los resultados de la evaluación técnica-ambiental generaron los parámetros que el inversionista debería
tener en cuenta antes de embarcarse en el proyecto. La evaluación política legal por su parte estableció
las disposiciones legales críticas y los instrumentos de fomento que se aplican sobre estas iniciativas. La
evaluación en gestión determinó la estructura organizacional y las competencias profesionales requeridas
para ejecutar el proyecto.
v
Los resultados de la evaluación económica de esta metodología sobre un caso nacional en la región del
Biobío permitieron reconocer que la principal barrera de entrada para los proyectos geotérmicos son los
costos incurridos en la fase de exploración, los que tienen asociado un alto riesgo para el inversionista.
Por otra parte la simulación permitió concluir que no existen barreras operacionales significativas para el
desarrollo de estos proyectos. Sólo se detectó una mayor sensibilidad a la variación de los precios de la
energía, que de seguir en un alza moderada rentabilizan de manera significativa el VAN y la TIR del
proyecto, operando en el mercado spot.
Finalmente, este estudio permitió identificar un conjunto de líneas de trabajo que debieran abordarse para
evaluar y promover efectivamente la implementación de la energía geotérmica en los sistemas
nacionales.
vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS
Página
DEDICATORIA ii
AGRADECIMIENTOS iii
SUMARIO iv
1. ANTECEDENTES GENERALES 1
1.1 Introducción 1
1.2 Planteamiento Del Problema 2
1.3 Objetivos Del Estudio 4
1.3.1 Objetivo general 4
1.3.2 Objetivos específicos 4
2. MARCO TEÓRICO 5
2.1 Sobre La Energía Geotérmica 5
2.2 Breve Historia 6
2.3 Usos 7
2.3.1 Uso directo 7
2.3.2 Uso indirecto 7
2.4 Sobre Los Proyectos Geotérmicos De Energía Eléctrica 9
2.4.1 Ubicación de los recursos geotérmicos 9
2.4.2 La exploración 10
a. La exploración superficial 12
a.1 Técnicas geológicas 12
a.2 Técnicas geoquímicas 13
a.3 Técnicas geofísicas 14
a.3.1 Medidas de emisiones en el infrarrojo a partir de imágenes aéreas o de satélite 14
a.3.2 Termografía (mediciones de temperatura en pozos poco profundos: de 1 a 100 m) 14
a.3.3 Método de perfiles eléctricos 14
a.3.4 Sondeos eléctricos verticales 15
a.3.5 Métodos magneto-telúricos 15
a.3.6 Detección del ruido sísmico natural 15
a.3.7 Gravimetría y magnetometría 16
a.3.8 Métodos sísmicos 16
b. Perforación de pozos exploratorios 17
vii
2.4.3 La Producción 18
a) Vapor Seco 18
b) Vapor Flash 19
c) Ciclo Binario 21
d) Sistemas de rocas secas calientes (HDR) 22
2.5 Mercado Actual Y Países Referentes 23
2.5.1 Tendencias internacionales 26
2.5.2 Potencial geotérmico en Chile 26
2.6 Evaluación De Proyectos 29
2.6.1 Evaluación de factibilidad técnica 30
a. Inversiones en obra física 30
b. Inversiones en equipamiento 31
c. Balance de personal 32
d. La determinación del tamaño 32
e. Decisiones de localización 32
2.6.2 Estudio de factibilidad ambiental 33
2.6.3 Estudio de factibilidad en gestión 34
2.6.4 Estudio de factibilidad política 34
2.6.5 Estudio de factibilidad legal 35
2.6.6 Evaluación financiera de proyectos 36
a. Enfoque de descuento de flujos de caja 36
a.1 El valor actual neto 36
a.2 La tasa interna de rendimiento 37
b. Horizonte de planeación 38
c. Ingresos 38
d. Costos 38
e. Inversiones 39
f. Determinar el costo de la deuda 39
g. Determinar el costo del capital propio 39
h. Determinar el costo promedio ponderado de capital (WACC) 40
i. Análisis de sensibilidad 40
j. Árboles de Decisión 41
3. DISEÑO METODOLÓGICO 44
3.1 Estudio De Factibilidad Técnica 46
3.2 Estudio De Factibilidad Ambiental 49
3.3 Estudio De Factibilidad Política Y Legal 52
viii
3.4 Estudio De Factibilidad En Gestión 53
3.5 Evaluación De Factibilidad Económica 54
3.5.1 Horizonte de planeación 54
3.5.2 Ingresos 54
3.5.3 Costos 54
3.5.4 Inversiones 55
3.5.5 Determinar el costo promedio ponderado de capital (WACC) 55
3.5.6 Cálculo del VAN, la TIR y el período de recuperación (PRC) 55
3.5.7 Análisis de sensibilidad 55
3.5.8 Construcción de escenarios durante la etapa de exploración, a través de árboles de decisión 56
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS: METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN Y SU SIMULACIÓN
SOBRE UN CASO EN LA REGIÓN DEL BIOBÍO 57
4.1 Estudio De Factibilidad Técnica 58
4.1.1 Parámetros de selección de la tecnología de explotación (Etapa Exploración) 58
4.1.2 Elementos necesarios para la exploración 60
4.1.3 Elementos necesarios para la explotación (Etapa Construcción) 61
4.1.4 Elementos necesarios para la explotación (Etapa Producción) 61
4.1.5 Balance de obras físicas y de maquinarias 62
4.1.6 Balance de personal 64
4.2 Estudio De Factibilidad Ambiental 65
4.2.1 Descripción del proyecto 65
4.2.2 Justificación de la aplicación del estudio de impacto ambiental 66
4.2.3 Evaluación de impactos y medidas de mitigación 66
a. Recursos de la tierra 67
b. Recursos hídricos 68
b.1 Reinyección del fluido-vapor y gases no condensables 68
b.2 Depósito de CaCO3 en fracturas 69
b.3 Acidez del fluido del yacimiento geotérmico 70
b.4 Calor 70
c. Recursos del aire 71
c.1 Dióxido de carbono (CO2) 71
c.2 Sulfuro de hidrógeno (H2S) 72
c.3 Ruido 72
d. Efectos Socioeconómicos 73
4.3 Estudio De Factibilidad Política Y Legal 74
4.3.1 Contexto político institucional 74
ix
a. Comisión nacional de energía (CNE) 75
b. Superintendencia de electricidad y combustibles (SEC) 75
c. Ministerio del medio ambiente (MMA) 75
d. Servicio de evaluación ambiental (SEA) 75
e. Centros de despacho económico de carga (CDEC) 76
f. Panel de expertos de la ley general de servicios eléctricos 76
4.3.2 La política de fomento 77
a. Apoyo al financiamiento de estudios de preinversión 77
a.1 Programa Todo-Chile 78
a.2 Programa preinversión para proyectos ERNC sólo para la Región Metropolitana 78
a.3 Cofinanciamiento de estudios avanzados de ingeniería o de ingeniería de detalle de
proyectos de ERNC 79
b. Apoyo al financiamiento de la inversión 79
c. Subsidio contingente para perforación profunda geotérmica 79
d. Mecanismo de desarrollo limpio (MDL) 80
4.3.3 Contexto legal 80
4.4 Estudio De Factibilidad En Gestión 84
4.5 Estudio De Factibilidad Económica 86
4.5.1 Horizonte de evaluación 86
4.5.2 Ingresos 86
4.5.3 Proyección de cantidades a producir 87
A. Cantidad de energía 87
B. Cantidad de potencia 88
4.5.4 Proyección de precios de energía y potencia 89
4.5.5 Ingresos por bonos de carbono 93
4.5.6 Otros ingresos potenciales 94
4.5.7 Proyección de inversiones requeridas 95
a. Subproyectos 95
b. Exploración 96
c. Construcción de pozos y vaporductos 96
d. Planta eléctrica 97
e. Transmisión 97
4.5.8 Proyección de costos 98
a. Operación y mantenimiento 99
b. Permisos 100
4.5.9 Definición de tasa de descuento (WACC) 100
4.5.10 Cálculo del VAN y la TIR 102
x
4.5.11 Análisis de sensibilidad 105
a. Variables Internas 105
a.1 Tasa de descuento 105
a.2 Horizonte de evaluación 105
b. Variables externas 106
b.1 Factor de precio 106
b.2 Factor de costos operacionales y de mantención 106
4.5.12 Evaluación financiera de escenarios durante la etapa de exploración, a través de árboles de
decisión 106
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 111
5.1 Sobre La Evaluación Económica 112
5.2 Barreras De Entrada Y Recomendaciones 113
5.3 Oportunidades Para El Desarrollo De Proyectos ERNC 114
5.4 Ventajas Y Desventajas Del Uso De Energía Geotérmica 115
5.4.1 Desventajas 115
5.5 Trabajo Futuro 116
5.6 Comentarios Finales 117
6. BIBLIOGRAFÍA 118
7. LINKOGRAFÍA 119
8. ANEXOS 121
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Crecimiento de los países Top Seis 2005-2007, crecimiento de los puntos calientes 25
Tabla 2.2: Potencial útil de generación eléctrica por región y por fuente geotérmica 28
Tabla 2.3: Principales interrogantes aplicadas al desarrollo de un proyecto 29
Tabla 3.1: Parámetros de selección tecnología vapor seco 46
Tabla 3.2: Parámetros de selección tecnología vapor flash 47
Tabla 3.3: Parámetros de selección tecnología binaria 47
Tabla 3.4: Parámetros de selección tecnología HDR 47
Tabla 4.1: Parámetros de Selección de la Tecnología de Explotación 58
Tabla 4.2: Ficha técnica del proyecto 60
Tabla 4.3: Balance de obras físicas del proyecto Copahue 63
Tabla 4.4: Balance de maquinaria 63
Tabla 4.5: Balance de Personal proyecto Copahue 64
Tabla 4.6: Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el recurso tierra en la zona
cordillerana del Volcán Copahue 68
Tabla 4.7: Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el recurso hídrico en la zona
cordillerana del Volcán Copahue 71
Tabla 4.8: Emisiones geotérmicas y de combustibles fósiles en kg de CO2 por Kwh 72
Tabla 4.9: Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el recurso aire y factor
socioeconómico en la zona cordillerana del Volcán Copahue 73
Tabla 4.10: Requisitos que debe cumplir el proyecto Copahue e instituciones que lo exigen 77
Tabla 4.11: Principales requisitos del sistema nacional de concesiones 81
Tabla 4.12: Disposiciones legales nacionales y su incidencia sobre proyectos geotérmicos 82
Tabla 4.13: Proyección de la cantidad de energía a producir durante el ciclo de vida del proyecto 88
Tabla 4.14: Proyección de la cantidad de energía a comercializar durante el ciclo de vida del
proyecto 88
Tabla 4.15: Proyección de la cantidad de potencia a generar durante el ciclo de vida del proyecto 89
Tabla 4.16: Toneladas de CO2 a desplazar durante el ciclo de vida del proyecto 94
Tabla 4.17: Resumen de Inversiones para proyecto Copahue 98
Tabla 4.18: Resumen de Costos de Operaciones y Mantenimiento 99
Tabla 4.19: Costos asociados a permisos para proyecto Copahue 100
Tabla 4.20: Resumen financiamiento del proyecto 102
Tabla 4.21: Sensibilidad de tasa de descuento para Proyecto Copahue 105
Tabla 4.22: Sensibilidad en el Horizonte de Evaluación para Proyecto Copahue 105
Tabla 4.23: Sensibilidad para el precio, Proyecto Copahue 106
Tabla 4.24: Sensibilidad en costos operacionales y de mantención para Proyecto Copahue 106
xii
Tabla 4.25: Costos de Inversión y VAN por tamaño de planta 108
xiii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: El recurso geotérmico 9
Figura 2.2: Áreas geotérmicas de gran temperatura alrededor del mundo 10
Figura 2.3: Diagrama de Planta de Vapor Seco 19
Figura 2.4: Esquema de una planta de vapor flash 20
Figura 2.5: Planta CalEnergy Navy I, en el campo geotérmico de Coso 20
Figura 2.6: Esquema de una planta binaria 21
Figura 2.7: Planta geotérmica Mammoth Pacific, en el campo geotérmico Casa Diablo 22
Figura 2.8: Árbol de decisión simple 42
Figura 3.1: Estructura del diseño metodológico 44
Figura 4.1: Ubicación geográfica del yacimiento geotérmico 59
Figura 4.2: Depósito de calcita, CaCO3, en el revestimiento de una tubería 69
Figura 4.3: Sector eléctrico e instituciones 74
Figura 4.4: Diagrama Organizacional de una planta geotérmica 84
Figura 4.5: Árbol de Decisión para el análisis de explotación 108
Figura 4.6: Árbol de Decisión para el análisis de explotación (calculado hacia atrás) 109
xiv
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 2.1: Capacidad eléctrica generada (MW) por energía geotérmica, 1975 al 2007 24
Gráfico 2.2: Capacidad de planta geotérmica por tecnología, 2005 26
Gráfico 2.3: Capacidad SIC + SING (Diciembre 2008) 27
Gráfico 4.1: Costo marginal (CMg) medio diario y precio de nudo (PrN) 91
Gráfico 4.2: Evolución en el tiempo de los precios de nudo de la energía 92
Gráfico 4.3: Evolución en el tiempo de los precios de nudo de potencia 93
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1: Tabla de Inversiones 121
Anexo 2: Tabla de proyección de ventas e ingresos por bonos de carbono 122
Anexo 3: Tabla de proyección de cantidades de cantidades de potencia y energía 122
Anexo 4: Tabla de proyección de precios potencia y energía 123
Anexo 5: Tabla de proyecciones de costos de operación y mantenimiento 124
Anexo 6: Tabla de proyección de costos derivados de permisos 124
Anexo 7: Tabla de depreciación acelerada 125
Anexo 8: Tabla de Flujos de Caja 127
Anexo 9: Tabla de análisis de sensibilidad para VAN, TIR y PR 128
1
1. ANTECEDENTES GENERALES
1.1 Introducción
En el comienzo de este nuevo siglo, el uso racional de la energía se ha convertido en una palabra clave
para el desarrollo mundial sustentable, tanto en los países desarrollados como en los en vías de
desarrollo. El consumo mundial de energía primaria aumentó en un 2,7 por ciento en el 2005, por debajo
del fuerte crecimiento del año anterior del 4,4 por ciento, pero todavía por encima del promedio de 10
años. Desde el actual consumo de energía primaria de 10.537 millones de toneladas equivalentes de
petróleo, la demanda mundial de energía primaria se espera que aumente por encima de
16.500 millones de toneladas en el 2030, con una proporción creciente de los países en desarrollo. La
demanda de energía está aumentando a un ritmo exponencial debido al crecimiento exponencial de la
población mundial. Esto, combinado con el amplio agotamiento de los combustibles fósiles y la
degradación ocasionada sobre el medio ambiente, sugiere que el suministro de energía en el futuro tiene
que venir de fuentes de energía renovables. (BALAT, 2007).
Los recursos geotérmicos tienen el potencial de contribuir significativamente al desarrollo sustentable, ya
que es una fuente de energía amigable basada en el calor interno de la Tierra. Puede estar asociada con
actividad volcánica, con la corteza caliente presente en la profundidad de las zonas tectónicamente
activas, o con las capas permeables de gran profundidad.
Chile, un país que carece de una matriz eléctrica sólida, y que posee un alto potencial para la explotación
del recurso geotérmico, tiene la gran oportunidad de lograr la independencia en la generación de energía
eléctrica en el largo plazo. Para esto, es necesario incentivar la inversión en este tipo de proyectos, que
actualmente cuentan con un gran interés del sector privado, pero que carecen de un apoyo y de buenas
prácticas por parte de los grandes estamentos responsables de abastecer de energía a este país.
La idea de desarrollar este proyecto de título, es contribuir de una manera discreta a la evaluación de
proyectos geotérmicos, que puedan encontrarse en desarrollo o que pretendan desarrollarse en el
mediano plazo. Esto por medio de la elaboración de una metodología de evaluación, que sirva para guiar
los posibles pasos previos a la incursión en estos tipos de iniciativas.
2
1.2 Planteamiento Del Problema
El objeto de elaborar este proyecto nace ante la necesidad actual de buscar fuentes de energía eléctrica
que permitan un desarrollo sustentable en materia de suministro energético no sólo a nivel nacional, sino
que también mundial. Esto último se justifica ante la tendencia de los países desarrollados y en especial
de la Unión Europea, en diversificar su matriz energética dando cabida a las ERNC (Energías
Renovables no Convencionales).
Si bien el interés ante los usos de las energías renovables, ha crecido, la aplicación a gran escala todavía
se enfrenta a numerosos obstáculos y desafíos. Una de las cuestiones clave para avanzar en el uso de
las ERNC es encontrar modelos creativos y sostenibles para la financiación y prestación de servicios que
utilizan energía, especialmente para las zonas fuera de la red en los países en desarrollo. Es este el
punto crítico, que se constituye como una oportunidad de estudio para la aplicación de las ciencias de la
Ingeniería Civil Industrial.
Habiendo hecho esta aclaración, es necesario acotar el campo de estudio sobre las ERNC existentes y
su potencial de explotación a nivel nacional. Bajo este último criterio, es que se decidió el incurrir en la
creación de una “Metodología de Evaluación de Proyectos Geotérmicos”. El porqué de la elección de la
Geotermia como ERNC para este estudio, radica en datos concretos que señalan a Chile como un País
con gran potencial geotérmico, gracias a su privilegiada posición sobre el Cinturón de Fuego del Pacífico,
lo que propicia una gran actividad volcánica. Esto último, se traduce en energía aprovechable gracias al
calor proveniente del interior de la tierra.
De acuerdo a estudios realizados por la Universidad de Chile, sólo en la Región del Biobío, se estimó una
potencia real utilizable del orden de los 3.350 MW, potencia suficiente como para suplir las demandas
energéticas de alrededor de 364.130 hogares con un consumo promedio de 9,2 KW.
Teniendo todos estos antecedentes en consideración, se decidió justificar la realización de este proyecto
bajo dos grandes motivaciones:
A. La implementación de la evaluación de proyectos en materias energéticas, ya que el campo de la
generación de energía representa un mercado con demanda en ascenso.
B. La promoción de un desarrollo energético sustentable a través de la explotación de ERNC.
Para lo anterior, la realización de esta tesis profundizará en todas las variables que lleven a elaborar esta
metodología de evaluación, considerando la factibilidad ambiental, técnica y económica de un proyecto
de generación eléctrica en base a energía geotérmica. Es por esto, que adicionalmente se pretende
3
presentar una aplicación práctica de esta herramienta de decisión, sobre información recabada en
estudios previos realizados por la Universidad de Chile, la CNE (Comisión Nacional de Energía) y ENAP,
en la Región del Biobío, donde se detectaron 10 sitios termales potencialmente aprovechables para
generar energía geotérmica.
4
1.3 Objetivos Del Estudio
1.3.1 Objetivo general
Se buscó aplicar un enfoque metodológico tradicional, de evaluación de proyectos, adaptado para evaluar
iniciativas que contemplen la generación de energía geotérmica, y ejemplificar su uso en un caso de
estudio en la Región del Biobío.
1.3.2 Objetivos específicos
Caracterizar el potencial de la Energía Geotérmica en Chile.
Identificar los requisitos de factibilidad para los proyectos geotérmicos.
Seleccionar el enfoque metodológico más adecuado para la evaluación financiera (aplicando el
enfoque de descuentos de flujos de caja complementado por la evaluación por medio de árboles
de decisión).
Aplicar esta metodología de evaluación a un caso de la Región del Biobío.
5
2. MARCO TEÓRICO
2.1 Sobre La Energía Geotérmica
La energía geotérmica es la energía contenida en las rocas y en los fluidos calientes que llenan las
fracturas y los poros al interior de la corteza terrestre. Este calor proviene de dos fuentes: el calor original
provocado por la formación de la Tierra a través del colapso gravitacional y el calor producido por el
descenso de varios isótopos radiactivos. (ABS ENERGY RESEARCH, 2009)
Este tipo de energía está contenida en reservorios subterráneos de vapor, agua caliente, y rocas
calientes secas. Estos reservorios geotérmicos se clasifican generalmente de acuerdo a categorías de
bajas temperaturas (menores a 150º C) o altas temperaturas (mayores a 150º C), y pueden ser
encontrados en sistemas geotérmicos, que se encuentran localizados de acuerdo a disposiciones
geológicas, donde ocurren transferencias de calor naturales, suficientemente cercanas a la superficie de
la Tierra, como para traer vapor o agua caliente hasta la anterior. Estos fluidos geotérmicos como se
conocen, pueden ser a veces salados y ricos en minerales, y sirven como medio de transporte para
obtener la energía geotérmica desde reservorios subterráneos.
Una fuente geotérmica que utiliza la acumulación de agua caliente o vapor, se conoce como fuente
hidrotérmica. Toda la energía eléctrica geotérmica producida hoy en día, proviene de este tipo de fuentes.
De manera distinta a otras energías renovables, que sirven como fuente para generar electricidad, la
energía geotérmica no es intermitente, y puede proveer una fuente confiable de suministro base de
energía, 24 horas al día. (ALI, 2009)
6
2.2 Breve Historia
La energía geotérmica ha sido utilizada por miles de años en muchas civilizaciones, alcanzando altos
grados de sofisticación en el mundo Romano. Esto, aprovechado por los romanos, gracias a la vasta
experiencia en ingeniería sobre usos del agua, les permitió el uso extensivo de esta fuente de energía
para propósitos de calefacción y baños termales. De hecho, muchos de estos baños termales aún existen
y siguen en funcionamiento. Fue así, como la primera planta de energía geotérmica del mundo, se
construyó sobre un sitio, usado por los Romanos, como baños térmicos, alrededor de 2000 años atrás, y
antes que ellos, por los Etruscos, cerca de 3000 años atrás.
El uso comercial moderno de la energía geotérmica comenzó a inicios del Siglo 19. Los fluidos
geotérmicos ya eran explotados por su contenido energético. Una industria química se estableció en la
zona conocida hoy como Larderello (Italia), para extraer ácido bórico de las aguas calientes, emitido de
manera natural o a través de perforaciones poco profundas. El ácido bórico era obtenido evaporando los
fluidos calientes en hornos de acero, usando madera de bosques cercanos, como combustible. En 1827,
Francesco Larderel, fundador de esta industria, desarrolló un sistema para el uso del calor emitido por
fluidos bóricos en el proceso de evaporación, sustituyendo la combustión de madera proveniente del
bosque, que se deforestaba a pasos agigantados. Al mismo tiempo, comenzaba la explotación de vapor
natural para la generación de energía mecánica. El vapor geotérmico comenzó a utilizarse para ascender
líquidos, en elevadores de gas primitivos, y posteriormente en bombas alternativas y centrífugas, además
de winches, que eran usados actividades de perforación o en la industria de ácido bórico local.
El primer proyecto comercial exitoso para la generación de electricidad a base de vapor geotérmico, fue
desarrollado en Larderello, en 1904. Esto posteriormente resultó en la creación de una planta de energía
geotérmica que comenzó a operar en 1913, generando una potencia de 250 Kw. Este suministro de
energía se distribuyó de manera comercial alrededor de las ciudades cercanas, en 1914. Para 1942, la
capacidad geo-eléctrica instalada, era de 127 MW. La primera planta geotérmica comercial que operó
usando un líquido proveniente de un reservorio de aguas calientes, inició sus procesos en 1958 en
Wairakei (Nueva Zelanda). La producción de energía geotérmica eléctrica, comenzó en 1960 en Estados
Unidos. Hoy, los EEUU lideran la producción de esta energía en el mundo, generando alrededor de un-
cuarto de la producción geotérmica global, proveyendo aproximadamente 16 TWh desde 2 GW de
capacidad instalada. (BALAT, 2007)
7
2.3 Usos
Con respecto a la utilización de la energía geotérmica, se identifican 2 principales usos.
2.3.1 Uso directo
El uso directo de calor a bajas temperaturas, destinado a sistemas de calefacción generales o procesos
industriales, o para baños o calefacción de hogares. Este calor puede ser aprovechado a través de
Bombeo de Calor desde suelos (GHSP), concepto que no se profundizará en este proyecto, por no ser de
interés para el estudio. Con respecto a su aprovechamiento en Procesos Industriales, se destaca la
recuperación de metales y sales, el secado de alimentos y diversas aplicaciones en la industria del papel
y el cuero. También existen usos Agrícolas vinculados, tales como: calefacción de invernaderos y de
suelos sembrados, piscicultura, fertilización de animales y secado de forraje. Otras aplicaciones dentro de
la categoría de usos directos, son bien conocidas en el mundo del Turismo y de la
Terapia, donde diversos experimentos, han probado los beneficios que reportan las aguas calientes
minerales para los músculos, piel y extremidades en general.
Todas las aplicaciones anteriormente descritas, son conocidas y aprovechadas por más de 40 países
alrededor del mundo, donde Chile también está incluido. Países donde se estima que la energía térmica
total producida por estos usos directos, es de 11400 MW, con un costo menor a 2 centavos por 1 Kw
(International Geothermal Association, 2007)
2.3.2 Uso indirecto
El segundo uso que se le da a la energía geotérmica es el uso indirecto, que representa la generación de
energía eléctrica, dependiendo de la técnica de transformación que se utilice. El número de países que
explotan la energía geotérmica y la capacidad instalada asociada a esta misma tuvo un incremento
significativo durante esta primera década del Siglo 21.
La capacidad geotérmica total en línea tuvo un aumento del 55 por ciento, de 8661 MW en el 2000 hasta
13500 MW este año. Mientras que la Geothermal Energy Association (GEA) reportó en el 2005 que, el
desarrollo de energía geotérmica eléctrica estaba en fases de preparación en alrededor de 15 países, ha
habido una expansión considerable en el número de países que considerarían o ejecutarían nuevos
proyectos de explotación de energía geotérmica para propósitos energéticos. (GEA, 2005)
Cabe destacar que este proyecto de tesis, profundizará el estudio sobre este tipo de uso, por tener
relación directa con los proyectos geotérmicos de interés para este estudio.
8
En el 2000, la energía geotérmica proveyó más de 10000 MW a 24 países alrededor del mundo y
actualmente produce suficiente electricidad para satisfacer las necesidades de más de 60 millones de
personas. Un caso emblemático es el de Las Filipinas, que genera el 23 por ciento de su electricidad con
energía geotérmica, siendo el segundo gran productor mundial detrás de EEUU. La energía geotérmica
ha ayudado a los países en vías de desarrollo tales como Indonesia, Las Filipinas, Guatemala, Costa
Rica y México.
Islandia es ampliamente considerada una historia de éxito en la comunidad geotérmica. Un país de
aproximadamente 300000 personas es completamente abastecido por formas renovables de energía; con
un 17 por ciento de electricidad y un 87 por ciento de necesidades de calor abastecidas por energía
geotérmica (combustibles fósiles todavía son importados para la pesca y necesidades de transporte).
Islandia ha expandido su producción de energía geotérmica de manera amplia, para alcanzar el
crecimiento industrial y la demanda comercial energética.
9
2.4 Sobre Los Proyectos Geotérmicos De Energía Eléctrica
2.4.1 Ubicación de los recursos geotérmicos
La temperatura del planeta aumenta gradualmente con la profundidad, alcanzando más de 4200 ºC en el
centro. Parte de este calor es un vestigio de la formación de la Tierra, hace aproximadamente 4,5 billones
de años atrás, pero gran parte es producto del descenso de isótopos radiactivos. El calor se mueve de
manera natural desde zonas más calientes a zonas más frías, de este modo el flujo de calor de la Tierra
va desde el interior hasta su superficie. Un estimado de 42 TWh de calor es irradiado desde la superficie
hacia el espacio. Gran parte de este inmenso calor no puede ser capturado, ya que llega a la superficie a
muy bajas temperaturas.
Figura 2.1: El recurso geotérmico
Fuente: Universidad de Utah
El flujo de calor hacia el exterior de la Tierra, conduce el proceso geológico conocido como placas
tectónicas, un fenómeno responsable de los terremotos, creación de montañas, volcanismo y actividad
geotérmica. La delgada litósfera del planeta, la capa rígida de la corteza y el manto superior, han sido
fragmentadas en 12 largas e importantes placas por medio de (un par de centímetros por año), la
convección conducida térmicamente, de la porción subyacente más alta y viscosa del manto conocido
como astenósfera. Lugar donde las placas se mueven, en conjunto con la dispersión submarina de los
centros, que provocan la ascensión de magma a través de las fisuras de estas placas, formando volcanes
submarinos vastos a nivel del océano medio. Donde 2 placas chocan, una es comúnmente subducida
bajo la otra, causando la formación de profundas fisuras oceánicas y ocasionalmente induciendo
poderosos terremotos. A gran profundidad bajo la placa subducida, las temperaturas se vuelven tan altas
como para derretir rocas. El resultado es la creación de cuerpos magmáticos que son menos densos que
10
las rocas a su alrededor, y que ascienden por flotación a través del manto superior hacia la corteza,
donde algunas veces dan origen a la explosión de volcanes, y son siempre concentraciones locales de
calor profundas.
Alrededor del mundo, estas áreas calientes poseen fluidos a unos 200 ºC, a profundidades económicas
para la producción de electricidad y que están concentradas en los cinturones regionales más nuevos.
Estas son las bases de una constante actividad tectónica, separando los largos bloques de corteza en
que la tierra está geológicamente dividida. Las principales áreas geotérmicas de este tipo están ubicadas
en Nueva Zelanda, Japón, Indonesia, Las Filipinas, la costa oeste Americana, la parte central y el este del
Mediterráneo, Islandia, Las Azores, el este de África y América del Sur. Estas locaciones forman parte del
llamado Cordón de Fuego del Pacífico, donde Chile se encuentra inserto, lo que constituye una
oportunidad de aprovechamiento del gran potencial geotérmico que presenta esta área.
Figura 2.2: Áreas geotérmicas de gran temperatura alrededor del mundo
Fuente: Universidad de Utah
2.4.2 La exploración
El principal propósito de la exploración de una zona geotérmica es definir su tamaño, forma y estructura y
determinar sus características, como son: el tipo de fluido, su temperatura, composición química y su
capacidad de producir energía.
11
Estas características pueden ser determinadas de dos formas: por exploración superficial y con
perforaciones exploratorias. Puesto que es mucho más barato hacer exploración superficial que perforar
pozos, se acostumbra realizar un extenso programa de exploración superficial antes de comenzar a hacer
perforaciones.
La exploración de un campo se puede dividir en dos etapas: reconocimiento y evaluación; y aún durante
la etapa de explotación, se emplean algunos métodos de exploración con el objeto de llevar a cabo un
monitoreo del campo. La planeación de cada una de las etapas en cuanto a su desarrollo y los métodos a
usar, varían mucho dependiendo de las características del campo en estudio y del país en que se
encuentre: sin embargo, se pueden definir varios lineamientos generales:
Comenzar con métodos simples y bien establecidos.
Esforzarse desde el principio por obtener datos del prospecto en su totalidad.
Usar tanto como sea posible los recursos locales disponibles.
Por supuesto que todas estas recomendaciones están supeditadas a mantenerse dentro del presupuesto
establecido para cada etapa y a la disponibilidad de equipo y personal capacitado.
El trabajo de exploración comienza aun antes del reconocimiento en el campo con la recopilación de toda
la información disponible relacionada con la zona en estudio. Esta información comprende los datos
topográficos, meteorológicos, geológicos, hidrogeológicos, geoquímicos, geofísicos y las observaciones
de manantiales, géiseres y fumarolas. Todos estos datos deben ser cuidadosamente revisados para
planear la estrategia adecuada a cada zona y emplear los diferentes métodos en la forma más apropiada.
Cuando los datos reunidos indican la existencia de un campo geotérmico económicamente explotable, se
procede a efectuar estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos para evaluar el potencial del campo y
la factibilidad de su explotación. Al final de cada una de las etapas, los resultados de los diferentes
métodos son correlacionados para obtener modelos preliminares del campo, los cuales se irán
perfeccionando al avanzar los trabajos de exploración.
Una vez que se han realizado todos los estudios posibles en la superficie, se determina la localización de
un número reducido de pozos de exploración (generalmente alrededor de 3 pozos), que de dar buenos
resultados serán seguidos por los pozos de producción requeridos para la explotación planeada del
recurso geotérmico.
Hasta el momento de la perforación de los pozos de exploración, los modelos elaborados con base en los
datos superficiales carecerán de verosimilitud hasta que puedan ser corroborados por los datos obtenidos
12
en los pozos. Por esta razón, es aceptable dividir la exploración en dos etapas: exploración superficial y
perforaciones de exploración.
a. La exploración superficial
Debido a que los campos geotérmicos de alta temperatura se localizan generalmente en las áreas de
volcanismo reciente, relacionadas con las capas sísmicas, son ésas precisamente las zonas que se
seleccionarán a priori, para efectuar los primeros trabajos de reconocimiento. También es importante en
un principio efectuar un mapeo de las manifestaciones termales superficiales localizadas dentro y fuera
del área en estudio; esto es necesario, ya que éstas no se localizan necesariamente sobre el yacimiento,
sino que los fluidos geotérmicos se desplazan siguiendo fallas o fisuras o cualquier otra zona de alta
permeabilidad y, al clasificarlas, se puede inferir la trayectoria que han seguido hasta la superficie, así
como los procesos de mezclado y ebullición que pudieron haber experimentado.
Las manifestaciones superficiales pueden proporcionar información acerca de las condiciones existentes
en el yacimiento. Sin embargo, es necesario hacer notar que las manifestaciones superficiales no son un
requisito indispensable para la existencia de un yacimiento geotérmico a profundidad, sino que hay
campos geotérmicos en zonas que carecen totalmente de manifestaciones superficiales y en este caso
se debe localizar el yacimiento con base en el conocimiento del entorno geológico.
De acuerdo a las técnicas empleadas, la exploración superficial se puede dividir en técnicas geológicas,
geofísicas y geoquímicas. (PROL, 1996)
a.1 Técnicas geológicas
Los principales objetivos de los estudios geológicos en la etapa de reconocimiento son: identificar y
catalogar todas las manifestaciones geotérmicas que haya en la superficie, ya sean activas o fósiles;
efectuar una evaluación preliminar de su significado con respecto a los procesos subterráneos que tienen
lugar en el sistema geotérmico; y recomendar las áreas para un estudio a mayor detalle. Esto se lleva a
cabo examinando fotografías aéreas o imágenes de satélite y visitando el área para correlacionar los
datos de éstas con la información obtenida en el campo.
Una vez terminado el reconocimiento del área, si se decide que la zona geotérmica tiene posibilidades
para su explotación, se continúa con la etapa de exploración propiamente dicha, en la cual se debe
preparar un mapa geológico en detalle del prospecto geotérmico seleccionado y de las áreas
circundantes. Este mapa debe incluir las manifestaciones superficiales y los rasgos geológicos (fallas,
fracturas, distribución superficial y la profundidad de los diferentes tipos de rocas y su permeabilidad) que
13
puedan contribuir a elaborar un modelo del sistema geotérmico y recomendar la localización de los pozos
exploratorios.
a.2 Técnicas geoquímicas
Para cumplir con los objetivos de la exploración superficial, las técnicas geoquímicas se efectúan, a
través de los análisis de las aguas de los manantiales, las emisiones de las fumarolas, las descargas de
gases y las aguas frías superficiales (ríos, lagos, lluvia, etc.) para hacer las siguientes inferencias de las
condiciones del sistema hidrotermal:
La variación en composición del fluido termal a profundidad,
la temperatura (y presión) del fluido a profundidad,
las rocas relacionadas con los fluidos termales a profundidad,
el origen de los fluidos, la dirección de flujo en el área y los tiempos de residencia de los fluidos
bajo la superficie,
el gradiente geotérmico y la profundidad a la cual se presenta ebullición por primera vez en el
sistema; esto incluye determinar la posibilidad de encontrar inversiones de temperatura con la
profundidad,
la posibilidad de que haya decantación de minerales a partir del fluido,
las zonas que presentan un alto flujo,
y la posibilidad de encontrar a profundidad fluidos ácidos, que pueden causar serios problemas
por corrosión en la etapa de explotación.
La determinación de todos estos parámetros se hace utilizando los resultados de los análisis químicos e
isotópicos de las descargas del sistema en la superficie. Esta metodología se basa en la suposición de
que tanto el equilibrio químico como el isotópico se han alcanzado en las interacciones entre el fluido y
las rocas del yacimiento. Una vez que se ha alcanzado el equilibrio químico, las concentraciones de los
iones que se intercambien entre el fluido y la roca van a depender de la temperatura. Por ejemplo al
interaccionar un fluido termal y una roca, los cuales contienen sodio y potasio, estos iones se van a
intercambiar de tal forma que cuanto mayor sea la temperatura a la que interaccionen, mayor será el
contenido del potasio del fluido; por esta razón la relación entre las concentraciones de sodio y potasio en
las aguas que descarga el sistema en la superficie es utilizada como un indicador de la temperatura del
yacimiento. Otro indicador de la temperatura a profundidad lo es el contenido de sílice (SiO2) disuelto en
el fluido, ya que a mayor temperatura el agua puede disolver más sílice de la roca circundante. La
determinación de la temperatura del sistema a profundidad utilizando métodos químicos es muy
importante, ya que en la etapa de exploración, es éste el único método por el cual se puede obtener una
estimación de la temperatura del yacimiento.
14
Es importante recalcar que todos éstos análisis deben restringirse a las aguas termales alcalinas o
neutrales, ya que las aguas ácidas atacan las rocas de la superficie y los compuestos que contengan en
solución no necesariamente provienen o están relacionados con las rocas del yacimiento a profundidad,
por lo que se pueden obtener resultados erróneos.
Finalmente, además de aportar información durante la etapa de exploración del campo, las técnicas
geoquímicas se aplican también durante la explotación para determinar los cambios que sufre el sistema
debido a la extracción de los fluidos termales, como puede ser la entrada en el yacimiento de aguas
subterráneas o superficiales frías.
a.3 Técnicas geofísicas
El estudio geofísico se va a utilizar para definir las dimensiones y la estructura del campo: área que
ocupa, profundidad a la que se encuentra y principales estructuras relacionadas con la permeabilidad.
Esto se logra mediante los siguientes estudios: sensores remotos, gravimetría, magnetometría,
termometría, sismología y métodos eléctricos y electromagnéticos.
En las etapas de reconocimiento se aplican sobre todo métodos que no son muy costosos y que permiten
cubrir un máximo del área teniendo una alta razón entre beneficio y costo:
a.3.1 Medidas de emisiones en el infrarrojo a partir de imágenes aéreas o de satélite. Con este
método es posible detectar zonas en las que el flujo de calor en la superficie es anómalamente alto. Al
analizar las imágenes, se pueden obtener resultados cualitativos; sin embargo, para determinar valores
de la descarga superficial de energía es necesario calibrar en el campo, la relación entre emisiones y
temperatura para los diferentes tipos de suelo.
a.3.2 Termografía (mediciones de temperatura en pozos poco profundos: de 1 a 100 m). Este
método es útil para complementar el mapeo hecho por imágenes en el infrarrojo, con lo cual se obtiene
un mapa con las anomalías de temperatura superficial y a varias profundidades. Los resultados de estos
estudios son básicos para establecer los patrones de descarga superficial del sistema hidrotermal y
elaborar así un primer esquema de las zonas más permeables y por lo tanto más interesantes para la
producción.
a.3.3 Método de perfiles eléctricos. Este método se basa en hacer circular una corriente eléctrica en
el terreno que se va a estudiar. Esta corriente se inyecta por medio de dos electrodos y el potencial
causado por ella se mide usando otros dos electrodos a una cierta distancia de los primeros. Con estos
dos parámetros se puede calcular la resistividad de las rocas a una profundidad que depende de la
15
separación entre los electrodos de corriente y los de medición. Este método es cuando mucho, el más
importante para la exploración geotérmica, ya que la resistividad de las rocas disminuye notablemente
cuando éstas se encuentran saturadas por fluidos altamente mineralizados y a temperaturas elevadas, y
también, cuando por la acción de estos fluidos los minerales que forman las rocas del yacimiento son
alterados hidrotermalmente, transformándose principalmente en arcillas, las cuales son minerales con
una conductividad muy elevada.
a.3.4 Sondeos eléctricos verticales. La determinación de la resistividad de las rocas se efectúa por el
método anterior, pero en lugar de llevar a cabo una cobertura superficial del área, se obtiene en cada
punto de observación la variación de la resistividad para diferentes profundidades cambiando la
separación de los electrodos. Esto se puede hacer, ya que la profundidad de penetración de la corriente
depende de qué tan separados estén los electrodos: a mayor separación de éstos, mayor es la
profundidad que alcanza la corriente inyectada, excepto en algunos casos particulares en que la corriente
se concentra en alguna capa altamente conductora y su penetración a mayores profundidades queda
restringida por este efecto.
a.3.5 Métodos magneto-telúricos. En este caso, en lugar de hacer circular una corriente, se utilizan
las fuentes naturales de la Tierra: las llamadas corrientes telúricas. Estas corrientes son generadas por
las variaciones en el campo magnético terrestre relacionadas con tormentas eléctricas o emisiones
provocadas por la actividad solar. Debido a su origen, estas corrientes tienen un periodo de variación (no
son constantes) y por esta razón se les asocia no sólo un campo eléctrico, sino también un campo
magnético. La profundidad a la que pueden penetrar estas corrientes está relacionada con el periodo de
su variación; entre mayor sea éste, mayor será la profundidad que logren alcanzar. Esta propiedad hace
que se seleccionen las frecuencias que se van a muestrear de acuerdo con las profundidades que
interesan, en el caso de los campos geotérmicos éstas son menores de 5 km, lo que determina el uso de
frecuencias entre 0.001 a 1 hertz (ciclos por segundo).
El conocimiento de las variaciones de resistividad habilita al geofísico para establecer variaciones
verticales en el grado de alteración de la roca, la litología, la porosidad de las rocas del reservorio y en el
grado de saturación, así como para inferir la profundidad a la que existen cambios de fase en los fluidos
geotérmicos, ya que en contraste con los bajos valores de resistividad provocados por el líquido caliente y
mineralizado, las rocas saturadas con vapor presentan valores altos de resistividad.
a.3.6 Detección del ruido sísmico natural. En un yacimiento que presenta un flujo bifásico (líquido y
vapor), se observa un aumento de vibraciones debido a la separación de vapor y al movimiento de éste; a
estas perturbaciones se les denomina ruido sísmico debido a la separación de vapor. Este método no es
muy usado por la baja proporción entre beneficio y costo que presenta.
16
Una vez establecida durante la etapa de reconocimiento, la existencia de un yacimiento geotérmico, los
trabajos entran en la etapa de la exploración en detalle para determinar su potencial energético. Es
posible emplear los métodos ya mencionados, concentrándose en las zonas más interesantes. En
especial se utilizan los métodos eléctricos, aplicando diferentes arreglos geométricos de los electrodos
para lograr mayor penetración o bien resaltar las anomalías producidas por cambios verticales y
horizontales en las rocas. Además, se pueden ampliar los trabajos con los siguientes métodos:
a.3.7 Gravimetría y magnetometría. La determinación de las anomalías en los campos gravitacional y
magnético de la Tierra, localizados dentro del prospecto geotérmico, permiten identificar las principales
estructuras geológicas de la zona por el contraste en sus propiedades (densidad y susceptibilidad
magnética). Por ejemplo: fallas, intrusiones, deformaciones, etc. Además, en el caso de la gravimetría
también es posible determinar si existe la presencia de minerales hidrotermales, con un contraste de
densidad respecto a las rocas del yacimiento; y la magnetometría puede ayudar a localizar algunas zonas
donde la roca original ha sido desmagnetizada por la acción de los fluidos termales.
a.3.8 Métodos sísmicos. Los métodos sísmicos se caracterizan por su alto costo, tanto en los trabajos
de campo como en la interpretación de los datos obtenidos. En algunos casos como la exploración
petrolera estos métodos son casi indispensables para la localización de los mantos petrolíferos. Sin
embargo, en su aplicación a la exploración geotérmica se tiene la desventaja del alto nivel de ruido
sísmico existente, ya sea por los cambios de fase o por el movimiento subterráneo de los fluidos
termales. En algunos países se ha estado experimentando con métodos de reflexión y refracción de
ondas sísmicas generadas por explosiones, pero no se han obtenido resultados que impulsen el empleo
de estos métodos. También se ha experimentado con métodos tele-sísmicos, que se limitan a detectar
las ondas generadas por movimientos sísmicos muy alejados; se ha observado que al pasar por un
yacimiento geotérmico, las ondas sísmicas sufren un retraso y una atenuación, de esta forma se puede
determinar la localización de éste. En el caso de la geotermia todos los métodos sísmicos tienen una
razón entre beneficio y costo muy baja y en general se prefiere el uso de los otros métodos mencionados
para la exploración del campo.
Durante la explotación del campo, los métodos geofísicos son útiles para mantener un sistema de
monitoreo con el objeto de detectar fenómenos de subsidencia (hundimiento) y de aumento en la
actividad sísmica. Por otra parte, puesto que los campos geotérmicos se encuentran localizados
generalmente en zonas de actividad tectónica, la observación de la actividad sísmica es importante para
tener un control de las fallas activas en las cercanías del campo. Las observaciones repetidas de la
actividad microsísmica son útiles también para indicar los cambios en el campo de esfuerzos provocados
por las variaciones de presión que resultan de la explotación del campo, ya sea por extracción o
reinyección de los fluidos termales.
17
b. Perforación de pozos exploratorios
Una vez que se tiene un modelo preliminar del campo con base en los datos superficiales, se procede a
situar un número reducido (de tres a cinco) de pozos exploratorios, con los cuales se pretende corroborar
los modelos elaborados y justificar los gastos de la exploración superficial. La restricción en el número de
pozos se debe a los altos costos de la perforación, ya que dependiendo de su profundidad y de los tipos
de roca que atraviesen (dura o suave) el precio puede variar de 100 mil hasta más de un millón de
dólares, lo que significa, que el precio de un solo pozo equivale a varias veces el costo total de la
exploración superficial.
Durante la perforación del pozo se toman muestras de las rocas que se van encontrando. Estas muestras
tienen la forma de trozos pequeños de roca que se van cortando con el barreno (muestras de canal) y de
cilindros de roca recortados con un barreno especial para este fin (núcleos). Es importante señalar que
los núcleos proveen mejor información, ya que se conoce exactamente a qué profundidad corresponden.
En cambio las muestras de canal de varias profundidades pueden mezclarse y dar resultados erróneos.
Aún antes de terminar el pozo estas rocas son estudiadas para determinar los minerales que se han
producido como resultado de la interacción de los fluidos termales y la roca del yacimiento. La formación
de los minerales de alteración depende tanto de la composición química del fluido como de la
temperatura y por lo tanto estos dos parámetros pueden ser inferidos a partir de las observaciones en las
muestras, aún sin haber hecho mediciones directas.
Una forma de determinar la evolución térmica del sistema es por medio de pequeñas inclusiones del
fluido que quedan atrapadas al formarse los minerales de alteración y que conservan la composición del
fluido que las formó. La ventaja de estas inclusiones fluidas es que también se puede determinar la
temperatura a la que se formaron: al enfriarse una inclusión el líquido se contrae por lo que queda un
espacio donde se forma una burbuja; al calentarla, esa burbuja desaparecerá cuando se alcance la
temperatura de su formación. Es así como se pueden determinar variaciones químicas y térmicas que
pudieran haber tenido lugar durante la evolución del sistema hidrotermal.
A las muestras de rocas provenientes de los pozos se les hacen análisis químicos para obtener la
composición de rocas alteradas y no alteradas hidrotermalmente y así determinar los efectos que ha
tenido la interacción con fluidos termales, en la composición química de las rocas que forman el
yacimiento.
Una vez que el pozo se ha terminado (lo cual puede llevar varios meses), se toman registros verticales de
flujo, temperatura, conductividad y potencial eléctricos, velocidad sísmica, etc., para determinar las
propiedades de las rocas que se encuentran a lo largo del pozo y la variación de la temperatura con la
18
profundidad, lo que en forma indirecta ayuda a inferir la permeabilidad de las rocas, ya que después de
haber sido enfriadas por los fluidos de perforación las capas de roca más permeables serán las que
recuperen más rápido su temperatura anterior por la circulación de los fluidos termales a través de ellas.
Generalmente se deja reposar el pozo de unas cuatro a ocho semanas para que se estabilice,
comparando las variaciones en los registros de temperatura y presión durante este tiempo. Una vez,
estabilizado el pozo se induce su descarga, es decir la emisión continua de fluido, y es sólo entonces
cuando se sabe cuánto fluido puede producir el pozo y a qué presión y temperatura, determinando de
esta forma la cantidad de energía eléctrica que se puede obtener. Éste es el parámetro que indicará la
factibilidad económica de la explotación de un campo: cuántos pozos son necesarios para obtener la
cantidad planeada de kilowatts eléctricos, lo cual determina finalmente el costo de la electricidad.
2.4.3 La producción
Considerando el hecho, de que no resulta práctico el transporte de vapor a altas temperaturas, a través
de largas distancias por medio de ductos, debido a las pérdidas de calor, gran parte de las plantas
geotérmicas están construidas cercanas a la fuente del recurso.
Un sistema geotérmico está compuesto de tres elementos principales: una fuente de calor, un reservorio,
y un fluido, este último será el encargado de transferir el calor desde la fuente hasta la planta de energía.
La fuente de calor puede ser una intrusión magmática de alta temperatura (> 600ºC), que ha alcanzado
profundidades relativamente profundas (5 a 10 km) o, como en ciertos sistemas de baja temperatura, la
temperatura normal de la Tierra, que va incrementándose con la profundidad. La fuente de calor es
natural, donde tanto el fluido como el reservorio pueden ser introducidos al medio subterráneo por el
proyecto geotérmico.
Las plantas de energía geotérmica tienden a estar en rangos entre los 20 MW y los 60 MW, y la
capacidad de un pozo geotérmico individual, varía entre los 4 MW y los 10 MW, estableciendo
espaciados mínimos de entre 200 m a 300 m para evitar interferencias. Actualmente se utilizan tres
tecnologías de plantas, para convertir fluidos hidrotérmicos a electricidad, con una cuarta nueva
tecnología bajo desarrollo. El tipo de conversión utilizada, dependerá del estado del fluido, ya sea vapor o
agua, y su temperatura. (ABS ENERGY RESEARCH, 2009)
a) Vapor seco
Las plantas de sistema de vapor seco, fueron el primer tipo de plantas de generación de energía
geotérmica eléctrica, cuya utilización comenzó en Larderello, como ya se había explicado en el apartado
19
Breve Historia. Estas plantas utilizan el vapor del reservorio geotérmico a medida que va siendo extraído
de los pozos y guiado directamente a través de las unidades de turbinas/generadoras para producir
electricidad. Esta técnica de explotación está disponible comercialmente, con turbinas que producen entre
35 y 120 MW, y es ampliamente utilizada en Italia, Japón, Indonesia, y EEUU. Un ejemplo de operaciones
de vapor seco son los Geysers de California del Norte, la planta de generación de energía geotérmica
eléctrica más grande del mundo. (ABS ENERGY RESEARCH, 2009)
Figura 2.3: Diagrama de Planta de Vapor Seco
Fuente: Geo-Heat Center
b) Vapor flash
La planta de vapor flash es el tipo de planta de generación eléctrica más común en operación hoy en día,
donde el porcentaje de agua caliente presente en el reservorio hídrico, es superior al porcentaje de vapor.
(ALI, 2009)
Esta planta utiliza agua a temperaturas superiores a los 182 ºC. Esta es bombeada bajo altas presiones
hasta el equipo generador en la superficie. Una vez que ha llegado al equipo generador, la presión es
reducida drásticamente, permitiendo la conversión (o flash) de parte del agua caliente en vapor. Este
vapor es luego usado para alimentar las unidades turbina/generadoras y producir electricidad. El agua
caliente sobrante que no fue evaporada y el agua condensada del vapor, son generalmente bombeadas
de vuelta al reservorio. Las turbinas disponibles en el mercado para este tipo de estaciones desarrollan
una potencia de entre 10-55 MW.
20
Un ejemplo de un área que ejecuta operaciones de vapor flash, es la planta CalEnergy Navy I, en el
campo geotérmico de Coso. (ABS ENERGY RESEARCH, 2009)
Figura 2.4: Esquema de una planta de vapor flash
Fuente: Geo-Heat Center
Figura 2.5: Planta CalEnergy Navy I, en el campo geotérmico de Coso
Fuente: Calenergy
21
c) Ciclo binario
Este tipo de plantas es utilizado para generar electricidad desde reservorios hídricos donde el porcentaje
presente de agua es mucho más alto que el del vapor, y su calor no es suficiente para transferir gran
parte de esa agua caliente a vapor. También son usadas para producir electricidad desde reservorios
hídricos con alta salinidad, donde existe una gran parte que no puede ser transformada a vapor, debido a
la alta probabilidad de precipitación de sustancias sólidas. Esta técnica también puede ser usada con
aguas calientes que contienen alto porcentaje de gases. Estas plantas difieren de los sistemas de vapor
seco y vapor flash, en que el agua o el vapor del reservorio geotérmico, nunca entra en contacto con la
unidad turbina/generadora. En los sistemas binarios, el agua del reservorio geotérmico es usada para
calentar otro fluido, que es evaporado y usado para alimentar las unidades turbina/generadoras. El agua
geotérmica y el fluido de trabajo, son confinados y separados en sistemas de circulación o espirales
cerrados, y nunca entran en contacto el uno con el otro. La ventaja de las plantas de ciclo binario, es que
pueden operar con agua a baja temperatura (107 ºC-182 ºC), usando fluidos de trabajo que tienen una
temperatura de ebullición aún más baja que la del agua. Un ejemplo de un área que utiliza sistemas de
generación eléctrica binaria, es la planta geotérmica Mammoth Pacific, en el campo geotérmico Casa
Diablo. (ABS ENERGY RESEARCH, 2009)
Figura 2.6: Esquema de una planta binaria
Fuente: Geo-Heat Center
22
Figura 2.7: Planta geotérmica Mammoth Pacific, en el campo geotérmico Casa Diablo
Fuente: Mammoth Pacific LP
d) Sistemas de rocas secas calientes (HDR)
Corresponde a un concepto relativamente nuevo, también conocido como Rocas Húmedas Calientes
(HWR), Rocas Fracturadas Calientes (HFR), y Sistemas Geotérmicos Mejorados (EGS). Con esta
tecnología, el calor es extraído, fracturando rocas subterráneas para hacer la sub-superficie más
permeable. Luego del proceso de fractura, el agua es añadida al sistema, a través de pozos de inyección.
El agua inyectada es calentada por contacto con las rocas y retorna a la superficie a través de pozos de
producción, como ocurre naturalmente en los sistemas hidrotérmicos. Con un sistema HDR, los 3 factores
críticos requeridos por las plantas geotérmicas convencionales (altas temperaturas, la presencia de agua,
y rocas permeables), no son esenciales. Incluso si el agua no está presente o la estructura de la roca no
es lo suficientemente permeable, los sistemas pueden ser diseñados por medio de fracturas y adiciones
de agua manuales. A pesar de que los sistemas basados 100 por ciento en la técnica HDR, son
actualmente conceptuales, existe un gran potencial de investigación impulsado por esta técnica, en el
mediano plazo, asociado a la producción de importantes cantidades de energía por medio de estos
sistemas. (ABS ENERGY RESEARCH, 2009)
23
2.5 Mercado Actual Y Países Referentes
El crecimiento en la utilización de energía geotérmica para usos indirectos, ha dependido en las últimas 2
décadas de los precios del petróleo y del gas natural. Diversos estudios han demostrado que las
inversiones totales, en el campo de la energía eléctrica geotérmica, alrededor del mundo durante los años
1973 y 1993 fueron de 22 billones de dólares, con más de un 50 por ciento financiado por el sector
privado en muchos países. En esta última década, asumiendo la consistencia en el precio del petróleo, la
tasa de crecimiento de energía eléctrica generada usando energía geotérmica, fue de un 4 por ciento,
mientras que en el sector de los usos directos fue de un 10 por ciento, lo que significó la introducción de
8900 MW de electricidad y 30 mil MW de calor, con una inversión total entre los 15-20 billones de dólares.
Estas inversiones se distribuyeron en las últimas 2 décadas, entre búsqueda de fuentes geotérmicas y el
estudio y la mejora para la determinación de sus locaciones, energía, características, campos de
utilización, mitigación de efectos ambientales, y la búsqueda y mejora de técnicas y equipos necesarios
para la explotación, además una gran parte del dinero fue utilizada para capacitar el recurso humano.
(ALI, 2009)
La energía geotérmica ha probado ser un recurso para la generación de calor y energía eléctrica en
alrededor de 30 países. En el 2000, el uso directo de ésta sumó alrededor de 15145 MW. En adición, la
capacidad eléctrica generada con energía geotérmica alrededor del mundo, aumentó desde 7972.7 MW
en el 2000 a 8933 MW en el 2005, con 8035 MW funcionales. Esto es aproximadamente el 0,2 por ciento
de la capacidad eléctrica total instalada en el mundo. Esto significa una porción considerable de la
demanda eléctrica en importantes países en vías de desarrollo, con una capacidad generadora pequeña
y mediana. Por ejemplo en las Filipinas en el 2005, la energía eléctrica geotérmica sumó un 13 por ciento
de la capacidad nacional total generada, de 14888 MW y proveyó el 17 por ciento de la generación
eléctrica total del país. La energía geotérmica esta jugando un rol crecientemente importante en América
Central, donde Costa Rica, El Salvador y Nicaragua están desarrollando rápidamente sus recursos
geotérmicos. En algunos otros países, la generación eléctrica no es tan importante, pero los usos directos
constituyen una contribución mayor a la demanda nacional de energía, con calefacción de agua y de
espacios. (ABS ENERGY RESEARCH, 2009)
24
Gráfico 2.1: Capacidad eléctrica generada (MW) por energía geotérmica, 1975 al 2007
Fuente: GEA
Las plantas geotérmicas pueden ser tan pequeñas como de 100 kW, o tan grandes como los geiser en
EEUU con 888 MW o los 723 MW de Tongonan en la Filipinas, dependiendo de la fuente energética y de
su demanda. La tecnología es adaptable para electrificación rural y aplicaciones para redes pequeñas en
adición con aplicaciones para la red nacional. Los recursos geotérmicos pueden ser especialmente
significativos para el desarrollo de naciones donde no hay indicios de combustibles fósiles tales como el
petróleo, el carbón o el gas natural. Por ejemplo en Tíbet, no existían combustibles fósiles disponibles, sin
embargo el campo geotérmico Nagqu provee una fuente de energía útil para la población local. Con la
ayuda de la ONU, se construyó en 1993 una planta binaria de 1 MW. (GEA, 2007)
En el 2005, seis países se adjudicaron el 85 por ciento de la capacidad de generación geotérmica en el
mundo. Considerando el lento desarrollo del sector, los dos años siguientes mostraron un cambio
notable, con solo uno de los seis, mostrando un crecimiento dramático y otros países realizando
movimientos significativos. Como consecuencia la porción ocupada por lo Top Seis bajó a un 81 por
ciento.
25
Tabla 2.1: Crecimiento de los países Top Seis 2005-2007, crecimiento de los puntos calientes
Fuente: GHC Bulletin
Estados Unidos es el primero con 2564 MW de capacidad geotérmica instalada, de los cuales 1935 MW
están funcionales, seguido por las Filipinas (1930 MW instalados, 1838 MW funcionales). Cuatro países
(México, Italia, Indonesia y Japón) tenían capacidades a fines del 2003 en los rangos de 535-935 MW
cada uno; México e Indonesia han mostrado un crecimiento considerable en los últimos cuatro años.
La fuerte baja de EEUU en los años recientes, debido a la sobre explotación de los campos de vapor de
los Geiseres, ha sido en parte contrarrestado por importantes incrementos en la capacidad instalada de
diversos países: Indonesia, las Filipinas, Italia, Nueva Zelanda, Islandia, México, Costa Rica y el
Salvador. Nuevos participantes en el sector de la generación eléctrica son: Etiopía (1998), Guatemala
(1998), Austria (2001) y Nicaragua. En total, 24 países están generando electricidad geotérmica en
suficiente cantidad como para suplir 15 millones de hogares y 58 países utilizan energía geotérmica para
uso directo.
26
2.5.1 Tendencias internacionales
En el 2005, existían 490 unidades generadoras de poder en el mundo, con una capacidad total generada
de 8,933 MW, compuesta por un 37 por ciento de tecnología flash simple, 26 por ciento flash doble, 28
por ciento vapor seco, 8 por ciento ciclo binario y un 1 por ciento contrapresión.
Gráfico 2.2: Capacidad de planta geotérmica por tecnología, 2005
Fuente: GRC Bulletin
La tecnología de vapor seco es usada en las plantas geotérmicas de mayor escala, con tamaños
promedio de alrededor de 44 MW, seguidas por la tecnología flash doble con un promedio de 34 MW y la
flash simple con un promedio de 26 MW. Las plantas de ciclo binario y de contrapresión poseen
capacidades mucho menores que corresponden a los 3 MW y los 4 MW respectivamente.
2.5.2 Potencial geotérmico en Chile
La matriz energética de Chile ha considerado siempre el uso de energías renovables, considerando
dentro de ellas a la energía hidráulica de pasada, utilizada para generar electricidad. En los últimos años
se ha producido un repunte del consumo de derivados del petróleo debido al crecimiento de sectores
productivos como el transporte. También se ha incrementado el consumo de gas natural para la
producción de electricidad vía procesos térmicos. Para el año 2008, la matriz energética del país se
estructuraba de la siguiente manera:
27
Gráfico 2.3: Capacidad SIC + SING (Diciembre 2008)
Fuente: Comisión Nacional de Energía (CNE)
Como ya se mencionó anteriormente Chile se encuentra ubicado en el llamado “Cordón de fuego del
Pacífico”, zona del planeta caracterizada por su intensa actividad volcánica que se extiende por la corteza
terrestre desde Japón hasta el sur del país. Asociado a esto se encuentran áreas de actividad geotermal
ubicadas en zonas volcánicas o próximas a ellas. De acuerdo a catastros realizados por el Servicio
Nacional de Geología y Minería, Chile cuenta con cerca de 115 sitios termales potencialmente
aprovechables para generar energía geotérmica –diez de los cuales se encuentran en la Octava región:
Santa Bárbara (7), Quilaco (1) y Curacautín (2) – del orden de unos 16.000 MW, según estudios de la
Universidad de Chile.7 Aunque se ha estimado una potencia real utilizable para la generación de energía
eléctrica sólo de entre 1.235 y 3.350 MW. (VÁSQUEZ, 2004)
28
El siguiente cuadro muestra el potencial útil de generación eléctrica por región y por fuente geotérmica.
Tabla 2.2: Potencial útil de generación eléctrica por región y por fuente geotérmica
Región Fuente geotérmica Potencial en Megawatts
I Puchuldiza 25-150
II Apacheta 150-250
II El Tatio/La Torta 100-400
RM Volcán San José 50-100
VI Termas del Flaco 10-50
VII Calabozo 300-1.000
VII Laguna del Maule 50-200
VIII Chillán 50-250
VIII Copahue 100-250
X Carrán/Puyehue 100-300
Otros 300-400
Total 1.235-3.350
Fuente: Empresa Nacional del Petróleo (ENAP)
La zona centro sur del país se encuentra favorecida para este tipo de proyectos dado que se encuentra
prácticamente encima del arco volcánico de la Cordillera de los Andes. La zona norte, por su parte, hace
décadas que su potencialidad ha sido detectada, por ejemplo en la zona de El Tatio, donde la
desafortunada intervención del consorcio formado por la italiana ENEL (51%), ENAP (44%) y CODELCO
(5%) abandonó la faena de exploración profunda en la Quebrada El Zoquete, tras la fuga de vapor
producida en septiembre de 2009, cuando se rompió una antigua tubería provocando una emanación de
60 metros de altura. A pesar de esto, Geotérmica del Norte (GDN) invertirá US$15 millones en un
proyecto para estudiar la viabilidad de explotar un campo geotérmico en Pampa Apacheta, 70 kilómetros
al norte de El Tatio. (EL NORTERO, 2010)
29
2.6 Evaluación De Proyectos
La evaluación de proyectos pretende medir objetivamente ciertas magnitudes cuantitativas resultantes del
estudio de un proyecto, las que dan origen a operaciones matemáticas que permiten obtener diferentes
coeficientes de evaluación. Lo anterior no significa desconocer la posibilidad de que en el hecho puedan
existir criterios diferentes de evaluación para un mismo proyecto. Lo relevante, es plantearse premisas y
supuestos válidos que hayan sido convalidados a través de distintos mecanismos y técnicas de
comprobación. Estas premisas deben nacer de la realidad misma en la que el proyecto está inserto y que
deberá rendir sus beneficios.
La correcta valoración de estos beneficios esperados permitirá definir en forma satisfactoria el criterio de
evaluación que sea el más adecuado.
Por otra parte, la clara definición del objetivo que se persigue con la evaluación constituye un elemento
clave para tener en cuenta, en 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, 1991)
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)
En general, los proyectos deben responder a las siguientes interrogantes:
Tabla 2.3: Principales interrogantes aplicadas al desarrollo de un proyecto
1. ¿Qué se va a hacer? Definición-identificación del producto
2. ¿Por qué? Fundamentación-propósito
3. ¿Para qué? Objetivos-fin
4. ¿Cuánto? Metas
5. ¿Dónde? Localización
6. ¿Cómo? Actividades
7. ¿Cuándo? Cronograma
30
8. ¿Con qué y con quiénes? Recursos y responsabilidades
9. ¿Bajo qué condiciones? Supuestos
Fuente: Elaboración propia en base a teoría de los autores MIRANDA Y MEDINA
Existen diversos enfoques metodológicos para la formulación de proyectos, pero en general, los
proyectos tienen elementos básicos comunes, donde su formato varía en función de las exigencias de las
entidades promotoras o financieras.
2.6.1 Evaluación de factibilidad técnica
Esta etapa del proyecto tiene por finalidad proveer información para cuantificar el monto de las
inversiones y costos de operación pertinentes a esta área.
De esta etapa, deberán determinarse los requerimientos de equipos de fábrica para la operación de la
planta y el monto de inversión correspondiente.
La definición del tamaño del proyecto, en función de la capacidad instalada de planta, será fundamental
para la determinación de las inversiones y costos que se deriven del estudio técnico. (SAPAG, 1991)
El análisis de estos distintos antecedentes hará posible cuantificar las necesidades de mano de obra por
nivel de especialización y asignarles un nivel de remuneración para los cálculos de los costos de
operación. De igual manera, se deberán deducir los costos de mantenimiento y 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, 1991)
a. Inversiones en obra física
Las inversiones en obras físicas son aquellas que se contemplan para la adquisición de terrenos,
construcciones, remodelaciones y otras obras complementarias relacionadas principalmente con el
proceso productivo del proyecto.
La ordenación de la información relativa a inversiones en obra física se hace en un cuadro que se
denomina balance de obras físicas. Este balance deberá contener todos los ítems que determinan una
31
inversión en el proyecto. No es necesario un detalle máximo, puesto que se busca más que nada agrupar
en función de ítems de costo.
No todas las inversiones en obra física se realizan antes de la puesta en marcha del proyecto. En muchos
casos será necesario hacer inversiones durante la operación, sean ellas por ampliaciones programadas
en la capacidad de operación de la planta o por inversiones de reemplazo de las obras existentes. La
proyección de la demanda puede hacer en muchos casos aconsejable no efectuar toda la inversión
simultáneamente en forma previa al inicio de la operación, sino que a medida que una programación
desfasada así lo determine. En otros casos será recomendable realizar una obra en forma transitoria para
reemplazarla por algo definitivo en el futuro.
Lo anterior hace necesario elaborar tantos balances de obra física, como variaciones en su número o
características se identifiquen.
Normalmente, al estudiar las inversiones en obra física se puede determinar las necesidades de
mantenimiento de las mismas en el tiempo. El programa de mantenimiento puede implicar en muchos
casos un ítem de costo importante, lo cual hace necesaria su inclusión como flujo en los costos de
operación del proyecto. (SAPAG, 1991)
b. Inversiones en equipamiento
Por inversión en equipamiento se entenderán todas las inversiones que permitan la operación normal de
la planta de la empresa creada por el proyecto. Por ejemplo, maquinarias, herramientas, vehículos,
mobiliario y equipos en general. Al igual que la inversión en obra física, aquí interesa la información de
carácter económico que deberá necesariamente respaldarse técnicamente en el texto mismo del informe.
La sistematización de la información se realizará mediante balances de equipos particulares. Así, por
ejemplo, en función de la complejidad, diversidad y cantidad de equipos, podrán elaborarse balances
individuales de maquinaria, vehículos, herramientas, etc.
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,
1991)
32
c. Balance de personal
El costo de mano de obra constituye uno de los principales ítems de los costos de operación de un
proyecto. La importancia relativa que tenga dentro de éstos dependerá, entre otros aspectos, del grado
de automatización del proceso productivo, de la especialización del personal requerido, de la situación del
mercado laboral, de las leyes laborales, del número de turnos requeridos, etc.
El estudio del proyecto requiere de la identificación y cuantificación del personal que se necesitará en la
operación, para determinar el costo de remuneraciones por período.
El cálculo de la remuneración deberá basarse en los precios del mercado laboral vigentes y en
consideraciones sobre variaciones futuras en los costos de la mano de obra. Para su cálculo deberá
considerarse no el ingreso que percibirá el trabajador, sino el egreso para la empresa que se creará con
el proyecto, que incluye además del sueldo, las leyes sociales, los bonos de colación y movilización,
gratificaciones, bonos de producción, etc.
La elaboración de un balance de personal permite sistematizar la información referida a la mano de obra
y calcular el monto de la remuneración del período.
En aquellos casos en que el proyecto estime variaciones en los niveles de producción, se deberá
construir tantos balances de personal como situaciones de éstas se definan, para garantizar la inclusión
de todos sus efectos sobre los flujos de fondos definitivos del proyecto. (SAPAG, 1991)
d. 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, 1998)
e. 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
33
preferencias emocionales. Con todos ellos, sin embargo, se busca determinar aquella localización que
maximice la rentabilidad del proyecto.
La decisión de localización del proyecto es una decisión de largo plazo con repercusiones económicas
importantes que deben considerarse con la mayor exactitud posible. Esto exige que su análisis se realice
de forma integrada con las restantes variables del proyecto: demanda, transporte, competencia, etc. La
importancia de una selección apropiada para la localización del proyecto se manifiesta en diversas
variables, cuya recuperación económica podría hacer variar el resultado de la evaluación,
comprometiendo en el largo plazo una inversión probable de grandes cantidades de capital, en un marco
de carácter permanente de difícil y costosa alteración. (SAPAG, 1998)
2.6.2 Estudio de factibilidad ambiental
La evaluación de factibilidad ambiental, hace referencia a los resultados del estudio de impacto ambiental
que se debe realizar para cuantificar y cualificar la injerencia que el proyecto causará al insertarlo en un
medio biótico y abiótico; y puede ser que el impacto sea positivo o negativo.
En el caso que sea negativo también debe plantear el cómo encaminar el proyecto dentro de los
parámetros de la legislación ambiental vigente y cuál es su plan de sostenibilidad del medio ambiente
afectado.
Las políticas y/o proyectos dependiendo del sector en que se ubiquen, pueden generar una gran variedad
de impactos ambientales, donde la importancia y la ponderación de tales efectos dependen en gran parte
de la magnitud y del grado de irreversibilidad del daño ambiental causado por estos. (RAMÍREZ, VIDAL Y
DOMÍNGUEZ, 2009)
Numerosos tipos de métodos han sido desarrollados y usados en el proceso de evaluación de impacto
ambiental (EIA) de proyectos. Sin embargo ningún tipo de método por sí sólo, puede ser usado para
satisfacer la variedad y tipo de actividades que intervienen en un estudio de impacto, por lo tanto, el tema
clave está en seleccionar adecuadamente los métodos más apropiados para las necesidades específicas
de cada estudio de impacto. (GARCÍA, 2004)
Los métodos más usados, tienden a ser los más sencillos, incluyendo analogías, listas de verificación,
opiniones de expertos, cálculos de balance de masa y matrices, etc. Aún más los métodos de EIA pueden
no tener aplicabilidad uniforme en todos los países debido a diferencias en sus legislación. (GARCÍA,
2004)
34
En 1997 los autores Canter y Sadler clasificaron las metodologías de EIA en 22 grupos listados
alfabéticamente y no en orden de importancia o de uso. (GARCÍA, 2004)
A continuación se describen 2 de ellos, ya que se consideraron útiles y sencillos, para su aplicación sobre
proyectos geotérmicos.
a) Analógicos. Se remiten a la información de proyectos existentes de un tipo similar al que está
siendo analizado por un estudio de impacto. La información obtenida en la medición y seguimiento de los
impactos ambientales actuales puede ser usada como una analogía a los impactos anticipados del
proyecto propuesto.
b) Revisión Bibliográfica. Supone ensamblar información sobre los tipos de proyectos y su
impacto típico. Como se notará, por analogías, este tipo de información puede ser muy útil para la pronta
definición de impactos potenciales. Puede también ser usado para cuantificar anticipadamente, cambios
específicos e identificar las medidas de mitigación para minimizar efectos indeseables. Actualmente está
disponible una abundante información sobre impactos típicos de algunos proyectos.
2.6.3 Estudio de factibilidad en gestión
Esta etapa del estudio busca determinar si existen las capacidades gerenciales internas en la empresa
para lograr la correcta implementación y eficiente administración del negocio. En caso de no ser así, se
debe evaluar la posibilidad de conseguir el personal con las habilidades y capacidades requeridas en el
mercado laboral; por ejemplo, al internalizar un proceso que involucre tareas muy distintas de las
desarrolladas hasta ahora por la empresa. (SAPAG, 2007)
2.6.4 Estudio de factibilidad política
Este estudio representa la intencionalidad, de quienes deben decidir, de querer o no implementar un
proyecto, independientemente de su rentabilidad.
Dado que los agentes que participan en la decisión de una inversión, como los directivos superiores de la
empresa, socios y directores del negocio, financista bancario o personal, evaluador del proyecto, etc.,
tienen grados distintos de aversión al riesgo, poseen información diferente y tienen expectativas, recursos
y opciones de negocios también diversas, la forma de considerar la información que provee un mismo
estudio de proyectos para tomar una posición al respecto puede diferir significativamente entre ellos.
(SAPAG, 2007)
35
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)
2.6.5 Estudio de factibilidad legal
Cada nación dispone de un determinado ordenamiento jurídico fijado por su constitución política, leyes,
reglamentos, decretos, etc. 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, 1991)
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.
36
2.6.6 Evaluación financiera de proyectos
La última etapa del análisis de la factibilidad económica de un proyecto es el estudio financiero. Los
objetivos de esta etapa son ordenar y sistematizar la información de carácter monetario que
proporcionaron las etapas anteriores, elaborar los cuadros analíticos y antecedentes adicionales para la
evaluación del proyecto y evaluar los antecedentes anteriores para determinar su rentabilidad.
La sistematización de la información financiera consiste en identificar y ordenar todos los ítems de
inversiones, costos o ingresos que puedan deducirse de los estudios previos.
Las inversiones del proyecto pueden clasificarse, según corresponda, en terrenos, obras físicas,
equipamiento de fábricas y oficinas y capital de trabajo, puesta en marcha y otros. Puesto que durante la
vida de operación del proyecto puede ser necesario incurrir en inversiones para ampliar la capacidad
instalada, reponer equipos o adicionar capital de trabajo.
Los ingresos de operación se deducirán de la información de precios de venta de energía y potencia,
además de los probables ingresos que se puedan percibir por la venta de bonos de carbono.
Los costos de operación se obtendrán en base a la información de prácticamente todos los estudios
anteriores.
a. Enfoque de descuento de flujos de caja
El enfoque de descuento de flujos de caja incluye diversas técnicas para ayudar a la toma de decisiones
asociadas a la evaluación de proyectos de inversión. Estas técnicas no son teorías matemáticas, pero si
utilizan cálculos matemáticos para determinar los flujos de caja de los diferentes períodos. El hilo común
entre estas técnicas es que los flujos de caja son descontados para reflejar el valor del dinero en el
tiempo.
a.1 El valor actual neto
La primera técnica de descuento de flujos de caja es el método del valor actual neto (VAN). En este se
calculan todos los flujos de caja asociados a un proyecto, tanto los positivos como los negativos son
descontados al tipo de descuento seleccionado y luego se suman. La tasa de descuento seleccionada
responde al tipo de rendimiento ideal que las compañías buscan para sus inversiones. Si el valor actual
neto de un proyecto es positivo, la inversión generará flujos de caja adecuados ya que su tasa de
rentabilidad es mayor que el tipo ideal. Si por el contrario este es negativo, el proyecto no se debería
37
llevar a cabo. La determinación del VAN simplemente indica si la rentabilidad de un proyecto es mayor o
menor que la tasa objetivo pero no indica cuanto difiere del objetivo. (POZO, 2001)
La fórmula para determinar el VAN es:
(2.1)
Donde:
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.
Se trata de calcular el tipo de descuento al cual el valor actual del proyecto es cero. Por tanto, más que
seleccionar un tipo de interés y calcular el valor actual, se iguala el valor actual a cero y se calcula el tipo
de interés. Los proyectos disponibles pueden entonces ser ordenados por la tasa interna de retorno,
seleccionando primero aquellos con tasas más altas.
Para el cálculo de la tasa interna de retorno se introducen los gastos de las inversiones con signo
negativo y los ingresos con signo positivo y se omiten los beneficios y pérdidas. Por ejemplo se ignora la
depreciación de una inversión en la determinación de la tasa interna de retorno, pero los impuestos sobre
los beneficios derivados de esa depreciación son incluidos si afectan a los flujos de caja reales. El cálculo
es el siguiente:
(2.2)
Un problema con la solución de esta ecuación es que r puede tener más de un valor si los signos de los
flujos de caja cambian más de una vez. En una inversión típica, el flujo de caja es negativo el primer año
y positivo los siguientes. Esto implica un solo cambio de signo y al resolver la ecuación sólo se obtendrá
38
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 un solo 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)
b. 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.
c. Ingresos
Los ingresos más relevantes a considerar en el proyecto son aquellos que se derivan de la venta del bien
o servicio que producirá el anterior. Sin embargo pueden existir otros ingresos potenciales, que deriven
de la venta de subproductos o de externalidades positivas, generadas al medio, que otorguen un valor
agregado a la operación misma del proyecto.
d. Costos
Los costos que componen el flujo de caja, deben definir los recursos básicos necesarios para la
implementación y operación óptima del proyecto.
39
e. 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, 1998)
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, 1998). 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.
f. Determinar el costo de la deuda
La medición del costo de la deuda, ya sea que el inversionista utilice bonos o prestamos, se basa en el
hecho de que estos deben reembolsarse en una fecha futura especifica, en un monto generalmente
mayor que el obtenido originalmente. La diferencia constituye el costo que se debe pagar por la deuda.
Por ejemplo, si es posible conseguir un préstamo al 11 por ciento de interés anual, el costo de la deuda
se define como ese 11 por ciento.
El costo de la deuda se simboliza como kd y representa el costo antes de impuesto.
g. Determinar el costo del capital propio
Se consideró como capital propio en la evaluación del proyecto a aquella parte de la inversión que el
inversionista financió con recursos propios. Es por esto, que el costo de capital propio kp, se definió como
la tasa de rentabilidad exigida al capital, que refleja el riesgo de la inversión y el riesgo financiero
vinculado al proyecto.
40
h. Determinar el costo promedio ponderado de capital (WACC)
Una vez definidos kd y kp, se calculó una tasa de descuento ponderada, k0, que incorporó ambos factores
en la proporción adecuada.
El costo promedio de capital es un promedio de los costos relativos a cada una de las fuentes de fondos
que el proyecto utilice, y se pondera de acuerdo con la proporción de los costos dentro de la estructura de
capital que se defina. (SAPAG, 1991)
De acuerdo con esto:
(2.3)
Donde D es el monto de la deuda, P es el monto del capital propio puesto por el inversionista, y V el valor
de la inversión total requerida por el proyecto.
Es importante señalar que cuando el flujo de caja no se ha corregido según los efectos tributarios de los
gastos financieros, se deberá actualizar mediante una tasa de descuento ponderada ajustada por
impuestos, k0’, que se expresa como
(2.4)
Donde t corresponde a la tasa impositiva.
Una vez que se dedujo del flujo de caja del proyecto el interés y la amortización del préstamo, quedará el
excedente para el inversionista. Al comparar este flujo con el aporte de capital propio y actualizándolo a la
tasa de descuento pertinente para el inversionista, kp, debería indicar el VAN de su inversión, después de
cumplidas las obligaciones contraídas con el endeudamiento.
i. 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.
41
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.
La repercusión que un error en una variable tiene sobre el resultado de la evaluación varía, dependiendo
del momento de la vida económica del proyecto en que ese error se cometa. El valor del dinero en el
tiempo explica que errores en los períodos finales del flujo de caja para la evaluación tengan menor
influencia que los errores en los períodos más cercanos. Sin embargo son más frecuentes las
equivocaciones en las estimaciones futuras, por lo incierta que resulta la proyección de cualquier variable
incontrolable, como por ejemplo, los cambios en los niveles de los precios reales de la energía eléctrica.
j. Árboles de decisión
El árbol de decisión es una técnica gráfica que permite representar y analizar una serie de decisiones
futuras de carácter secuencial a través del tiempo.
Los árboles de decisión no solo permiten considerar el riesgo en las distintas etapas, sino que además
permite elaborar una respuesta adecuada, de acuerdo a los resultados provenientes de estas etapas.
(DAMODARAN, 2010)
Los pasos para elaborar un árbol de decisión son los siguientes: (DAMODARAN, 2010)
A. El nodo raíz representa el inicio del árbol de decisión, lugar donde el tomador de decisiones se
puede encontrar con una alternativa de decisión o un resultado incierto. El objetivo de este ejercicio es
evaluar cuan valiosa es una inversión riesgosa en este nodo.
B. Los nodos evento representan los posibles resultados de una apuesta riesgosa, para el caso en
estudio, hacer o no hacer la exploración geotérmica. Para esto se deben suponer los posibles resultados
y las probabilidades de obtener esos resultados, basándose en la información disponible hoy en día.
42
C. Los nodos de decisión representan las alternativas propuestas por el tomador de decisiones –
expandirse desde un prueba de mercado hacia un mercado nacional, luego de conocer los resultados de
la prueba de mercado.
D. Los nodos terminales usualmente representan el resultado final de otros resultados previos y las
decisiones tomadas ante estos.
La representación gráfica de cada uno se presenta a continuación:
Nodo de decisión
Nodo evento
Nodo terminal
Para simplificar el entendimiento de los árboles de decisión se presenta un ejemplo bastante simple.
Se ofrece una opción donde se puede tomar un cierto monto de 20 $US o ser parte de una apuesta,
donde se puede ganar 50 $US con una probabilidad del 50 por ciento y ganar 10 $US con la probabilidad
restante del 50 por ciento. El árbol de decisión para esta apuesta propuesta se muestra en la siguiente
figura. (DAMODARAN, 2010)
$ 50
Aceptar monto fijo
$ 20
Apostar
$ 30
50%
Ganar pozo mayor
50%
Ganar pozo menor
Tomar la apuesta
$ 30
$ 10
Figura 2.8: Árbol de decisión simple
Fuente: Damodaran 2010, en http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/
43
Sobre la base de un valor esperado puro, la apuesta es mejor (con un valor esperado de 30 US$) que el
monto garantizado de 20 $US; las líneas paralelas en la rama inferior indican que no será seleccionada.
A pesar de que el ejemplo puede parecer simplista, los elementos para la construcción de un árbol de
decisión están en el.
44
3. DISEÑO METODOLÓGICO
La estructura del diseño metodológico se configuró de la siguiente forma.
Figura 3.1: Estructura del diseño metodológico
Fuente: Elaboración propia
•Definir decisión de localización, tamaño y tecnología de explotación
•Determinar elementos necesarios para la Exploración, Construcción y Explotación
•Valorar económicamente las variables técnicas
Estudio de Factibilidad Técnica
•Seleccionar la metodología para elaborar el estudio de impacto ambiental
•Considerar aspectos legislativos medioambientales
•Clasificar posibles impactos sobre el medio
Estudio de Factibilidad Ambiental
•Determinar las disposiciones legales que rigen el proyecto
•Definir el contexto político institucional
• Identificar posibles políticas de fomento
Estudio de Factibilidad Política-Legal
•Elaborar esquema organizacional que más se adecue al proyecto
•Determinar competencias requeridas en el personal para operar ejecutar el proyecto
Estudio de Factibilidad en Gestión
•Definir horizonte de planeación, ingresos, costos e inversiones necesarios para llevar a cabo el proyecto
•Calcular WACC, VAN, TIR y PRC para el proyecto
•Desarrollar análisis de sensibilidad contemplando variables internas y externas
•Elaborar escenarios a través de árboles de decisión en la etapa de exploración
Estudio de Factibilidad Económica
45
Este diseño metodológico buscó identificar todas las variables críticas que inciden en la ejecución de un
proyecto geotérmico. La metodología que se aplicó, siguió la línea tradicional de la evaluación de
proyectos, con respecto a sus componentes de factibilidad técnica, ambiental, legal, de gestión, política y
económica. Haciendo la salvedad en esta última, ya que se utilizó la metodología tradicional de los flujos
de caja descontados para la etapa de operación del proyecto, mientras que para la etapa de exploración
se utilizó el enfoque de los árboles de decisión.
Todo lo anterior, con el propósito de establecer una suerte de bitácora para la implementación de
proyectos geotérmicos, con una metodología de evaluación económica un poco más flexible, no menos
exhaustiva, adaptada a este tipo de iniciativas.
La recolección de datos para esta metodología, fue de carácter bibliográfico, valiéndose en gran parte de
publicaciones científicas de revistas de texto completo, provenientes de la base de datos de
EBSCOHOST. Esto debido, a la falta de información a nivel nacional sobre el tema. Aún así es
importante señalar que sitios nacionales pertenecientes a la CNE y al Ministerio de Energía, así como un
estudio realizado por la Universidad de Chile sobre energía geotérmica y eólica (AREA DE ENERGIA
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA, 2003) fueron de gran contribución para el desarrollo de
este proyecto.
Se clasificó la información recolectada en 5 grandes categorías de evaluación: Factibilidad Técnica,
Factibilidad Ambiental, Factibilidad Política y Legal, Factibilidad de Gestión y Factibilidad Económica.
46
3.1 Estudio De Factibilidad Técnica
Técnicamente pueden existir diversos procesos de exploración o explotación, cuya selección puede variar
en función de su conveniencia financiera. Sin embargo, las características que presente el sitio de interés,
serán determinantes para la selección de la tecnología de explotación.
La decisión de la localización dependerá exclusivamente de la información que se disponga sobre
estudios realizados previamente en zonas de posible interés. Para el caso de Chile, se dispuso de
información bastante útil aportada por estudios de ENAP, que detallan el potencial geotérmico
desglosado por región. El apartado Potencial geotérmico de Chile, en este informe, explica mejor esta
situación.
La determinación del tamaño estará estrictamente ligada al potencial geotérmico que presente la locación
seleccionada, de acuerdo a la información que entregue la etapa de exploración del proyecto.
La elección de la tecnología de explotación estará determinada por la definición de los parámetros de
selección. Dichos parámetros son:
Temperatura del agua
Permeabilidad de la formación rocosa
Química del agua
Profundidad de la perforación
De manera general estos parámetros contribuirán a seleccionar la tecnología que mejor se adapte al
yacimiento. Así fue posible elaborar las siguientes tablas de selección de tecnologías en función de los
parámetros presentados.
Tabla 3.1: Parámetros de selección tecnología vapor seco
Parámetros de Selección Valores
Temperatura del vapor o agua Tecnología vapor dominante (presencia de vapor
seco entre 150 °C – 400°C)
Permeabilidad de la formación rocosa Estrato fracturado (Fuente de calor magmático)
Capa semipermeable (Reservorio Hídrico)
Estrato Impermeable (Superficie)
Química del agua Aguas Ácidas
Profundidad de la perforación 300 – 2500 m
Fuente: Elaboración propia
47
Tabla 3.2: Parámetros de selección tecnología vapor flash
Parámetros de Selección Valores
Temperatura del vapor o agua Tecnología agua dominante (presencia de agua a
alta presión y temperaturas superiores a 182 °C)
Permeabilidad de la formación rocosa Estrato fracturado (Fuente de calor magmático)
Capa semipermeable (Reservorio Hídrico)
Estrato Impermeable (Superficie)
Química del agua Aguas Ácidas
Profundidad de la perforación 300 – 2500 m
Fuente: Elaboración propia
Tabla 3.3: Parámetros de selección tecnología binaria
Parámetros de Selección Valores
Temperatura del vapor o agua Tecnología agua dominante (presencia de agua a
baja presión y temperaturas entre 107°C – 180°C)
Permeabilidad de la formación rocosa Estrato fracturado (Fuente de calor magmático)
Capa semipermeable (Reservorio Hídrico)
Estrato Impermeable (Superficie)
Química del agua Aguas Ácidas
Profundidad de la perforación 300 – 2500 m
Fuente: Elaboración propia
Tabla 3.4: Parámetros de selección tecnología HDR
Parámetros de Selección Valores
Temperatura del vapor o agua Tecnología agua dominante (presencia de agua a
bajas temperaturas entre 50°C – 90°C)
Permeabilidad de la formación rocosa y tipo de
roca (relevante para esta aplicación)
Estrato fracturado (Fuente de calor magmático)
Capa semipermeable (Reservorio Hídrico)
Estrato permeable (Superficie)
Tipo de roca granítica o precámbrica
Química del agua Aguas Ácidas o Alcalinas (estas últimas en mayor
presencia)
Profundidad de la perforación 3000 – 5000 m
Fuente: Elaboración propia
48
Dependiendo de la tecnología seleccionada, se determinarán los requerimientos de equipos de fábrica
para la operación de la planta y el monto de inversión correspondiente. Esto permitirá estimar inversiones
en obras físicas y elaborar un balance de las últimas. El balance de obras físicas y el de equipos para un
proyecto geotérmico, deberá considerar en general los siguientes elementos.
a. Elementos necesarios para la exploración
Construcción de caminos de acceso
Perforación de pozos exploratorios
b. Elementos necesarios para la explotación (Etapa Construcción)
Perforación de pozos productores.
Equipamiento de superficie
Vaporductos y Acueductos
c. Elementos necesarios para la explotación (Etapa Producción)
Equipos de generación
Obras civiles
Montaje e instalación
Subestación
Transmisión
Una vez definida la localización, el tamaño del proyecto y la tecnología de explotación se debe determinar
el personal necesario para operar la planta a nivel administrativo y operacional. La presentación de la
información recabada se deberá plasmar en el balance de personal, que deberá contemplar el número de
personas necesario para dirigir la planta y el campo geotérmico. Las competencias, así como la
estructura organizacional que deberá asumir la empresa una vez que haya sido creada, se deberán
determinar con mayor detalle en el estudio de factibilidad de gestión de este proyecto.
49
3.2 Estudio De Factibilidad Ambiental
La metodología que se utilizó para elaborar el estudio de impacto ambiental, consideró los aspectos
legislativos ambientales vigentes en el país. El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) establece que es
responsabilidad de cada titular de proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambientales,
en cualesquiera de sus fases, de las indicadas en el artículo 10 de la Ley Nº 19.300, y especificadas en el
artículo 3º del Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), someterse al SEIA.
Las correspondientes políticas y la institucionalidad referida a estos proyectos se explicarán en el estudio
de factibilidad política y legal del proyecto.
El SEA, como administrador del sistema, puede pronunciarse respecto de si determinado proyecto o
actividad debe someterse al SEIA en base a una consulta de pertinencia. (Http: //www.sea.gob.cl, 2010)
Este tipo de proyectos, considerando su envergadura y los eventuales impactos sobre el medio que su
ejecución pueda ocasionar, debe ser sometido al SEIA.
Los estudios de impacto ambiental deben considerar las siguientes materias: (http: //www.leychile.cl,
2010)
a) Una descripción del proyecto o actividad;
b) La descripción de la línea de base, que deberá considerar todos los proyectos que cuenten con
resolución de calificación ambiental, aún cuando no se encuentren operando.
c) Una descripción pormenorizada de aquellos efectos, características o circunstancias del artículo
11 que dan origen a la necesidad de efectuar un Estudio de Impacto Ambiental.
d) Una predicción y evaluación del impacto ambiental del proyecto o actividad, incluidas las
eventuales situaciones de riesgo. Cuando el proyecto deba presentar un Estudio de Impacto Ambiental
por generar alguno de los efectos, características o circunstancias señaladas en la letra a) del artículo 11,
y no existiera Norma Primaria de Calidad o de Emisión en Chile o en los Estados de referencia que
señale el Reglamento, el proponente deberá considerar un capítulo específico relativo a los potenciales
riesgos que el proyecto podría generar en la salud de las personas.
e) Las medidas que se adoptarán para eliminar o minimizar los efectos adversos del proyecto o
actividad y las acciones de reparación que se realizarán, cuando ello sea procedente;
50
f) Un plan de seguimiento de las variables ambientales relevantes que dan origen al Estudio de
Impacto Ambiental, y
g) Un plan de cumplimiento de la legislación ambiental aplicable.
Para efectos de estudio, se decidió considerar el desarrollo de los puntos a), c), d) y e), por disponer de
mayor información al respecto y por el alcance de este trabajo.
Para elaborar la línea de base se deberá tener en cuenta que esta consiste en la descripción detallada
del área de influencia de un proyecto o actividad, en forma previa a su ejecución.
Los elementos del medio ambiente que debe considerar una línea de base son, en síntesis, los
siguientes, de acuerdo a lo establecido en el artículo 12 literal f), del Reglamento del SEIA:
El medio físico, incluyendo, entre otros, la caracterización y análisis del clima, geología,
geomorfología, hidrogeología, oceanografía, limnología, hidrología, edafología y recursos hídricos.
El medio biótico, incluyendo una descripción y análisis de la biota.
El medio humano, incluyendo información y análisis de sus dimensiones geográfica, demográfica,
antropológica, socioeconómica y de bienestar social, poniendo especial énfasis en las comunidades
protegidas por leyes especiales.
El medio construido, considerando, entre otros, su equipamiento, obras infraestructura y
descripción de las actividades económicas.
El uso de los elementos del medio ambiente comprendidos en el área de influencia del proyecto o
actividad, incluyendo, entre otros, una descripción del uso del suelo.
Los elementos naturales y artificiales que componen el patrimonio cultural, incluyendo la
caracterización de los Monumentos Nacionales.
El paisaje, incluyendo, entre otros, la caracterización de su visibilidad, fragilidad y calidad.
Las áreas de riesgos de contingencias sobre la población y/o el medio ambiente, con ocasión de
la ocurrencia de fenómenos naturales, el desarrollo de actividades humana, la ejecución o modificación
del proyecto o actividad, y/o la combinación de ellos.
51
La estimación de los posibles impactos provocados por la instalación de una planta geotérmica, deberá
tomar en cuenta los criterios establecidos en la “Guía de criterios para evaluar la alteración significativa
de los sistemas de vida y costumbres de grupos humanos en proyectos o actividades que ingresan al
SEIA”. Para la aplicación del enfoque metodológico se consideró la dimensión del impacto
socioeconómico, sin embargo, y dependiendo de la localización del proyecto, también deberían evaluarse
los impactos sobre las dimensiones geográficas, demográficas, antropológicas y de bienestar social
básico.
Otra disposición importante que debe tenerse en cuenta, la compone el “Reglamento sobre condiciones
sanitarias y ambientales básicas en los lugares de trabajo” que tiene por objetivo velar porque en los
lugares de trabajo existan condiciones sanitarias y ambientales que resguarden la salud y el bienestar de
las personas que allí se desempeñan. Por su extensa composición y sus diversos temas de incumbencia
sólo se mencionó este, para tener en cuenta su inclusión en la presentación del estudio de impacto
ambiental.
Se consideró una metodología de EIA análoga y de revisión bibliográfica, que se sustentó sobre la
experiencia presentada por un proyecto de título, de la Universidad Pontificia de Comillas (Madrid), que
detalla los probables impactos del funcionamiento de una central geotérmica (Complejo Miravalles) en las
faldas del volcán Miravalles en Costa Rica. Esto se complementó con datos presentados en el documento
Generación de energía geotérmica a lo largo del mundo: Perspectiva Global, Tecnología, Experiencia de
Campo, Investigación y Desarrollo. Ambos estudios, presentes en la bibliografía de este informe.
A continuación se presentan los posibles impactos que podría generar la implementación del proyecto y
que se utilizaron para la aplicación del enfoque metodológico.
A. Recursos de la tierra, que consideró los efectos de perforación, contaminación del subsuelo,
subsidencia del terreno y perturbación del paisaje.
B. Recursos hídricos, que ponderó los efectos de la ocurrencia de contaminación del agua
superficial, la presencia de CaCO3, la contaminación química o térmica y los reventones de pozos.
C. Recursos del aire, que evaluó la posible contaminación del aire y altos niveles de ruidos.
D. Impacto socioeconómico, que consideró los probables conflictos con aspectos culturales y
arqueológicos y los posibles problemas socioeconómicos que pueda originar la instalación de una central
geotérmica.
52
3.3 Estudio De Factibilidad Política Y Legal
El objetivo de este estudio fue determinar las disposiciones legales que afectaran la implementación de
este tipo de proyectos, de acuerdo al marco legal y a la institucionalidad energética existente en el país.
La determinación de lo anterior permitió establecer las obligaciones legales que deberá cumplir el
proyecto y que el inversionista deberá tener en cuenta, antes de poner en marcha el anterior.
Para esta etapa fue clave la interpretación de la Ley Nº 19.657, del Ministerio de Minería, sobre
concesiones de energía geotérmica y de los respectivos decretos que la soportan. Además se debió
identificar el marco político institucional, asociado al sector energético chileno, y todas sus interrelaciones
que rigen la puesta en marcha de este tipo de proyectos.
En lo que respecta al impacto del proyecto sobre el contexto político es crucial analizar si la
institucionalidad nacional se declara proclive al desarrollo de ERNC y si apoya con políticas de fomento.
53
3.4 Estudio De Factibilidad En Gestión
Este estudio contempló la gestión del proyecto, considerando la creación de la planta geotérmica y la
puesta en operación de la misma. Los elementos que se incluyeron en este estudio fueron los siguientes:
Estructura organizativa que más se adecue a las necesidades de puesta en marcha y operación
del proyecto.
En base a la estructura organizacional, se definieron las necesidades de personal y las
competencias requeridas de cada uno.
Es importante señalar que al no disponer de información a nivel nacional sobre la estructura
organizacional ni los tipos de profesionales necesarios para la operación de una planta geotérmica, se
decidió tomar la estructura de una central geotérmica en Filipinas, por presentar esta, similitudes
operacionales con el proyecto Copahue.
54
3.5 Evaluación De Factibilidad Económica
3.5.1 Horizonte de planeación
Para el caso de proyectos geotérmicos, el componente más importante de vida económica, es el
reservorio hídrico o el campo de vapor, del que depende la planta generadora.
Un proyecto geotérmico puede mantenerse productivo por hasta 50 años o más en algunos casos. En
términos conservadores este lapso de tiempo puede alcanzar los 25 a 30 años. Por esto, puede resultar
muy castigador un horizonte de evaluación pequeño, más aun si se consideran los elevados montos de
inversión inicial que requiere una planta geotérmica.
3.5.2 Ingresos
Para el caso de los proyectos geotérmicos, se consideraron los siguientes ingresos:
Ingresos por concepto de ventas de energía en el mercado spot.
Ingresos por concepto de potencia,
Ingresos por concepto de subsidios o franquicias asociadas a fomentos de desarrollo de energías
renovables.
Ingresos por la venta de bonos de carbono.
3.5.3 Costos
Para el caso del proyecto estudiado, se consideraron los siguientes costos:
Subproyectos: Permisos, caminos de acceso, concesiones, estudios de impacto ambiental,
indemnizaciones, difusión del proyecto y apoyos a la comunidad.
Exploración de la zona (incluye en general 3 pozos profundos por área de exploración).
Equipamiento de los pozos y vaporductos,
Construcción de la central generadora,
Construcción de subestación y líneas de transmisión,
Operación y mantenimiento del campo geotérmico,
Operación y mantenimiento de la central,
Costos de peajes asociados al sistema de transmisión.
55
3.5.4 Inversiones
Las inversiones para la generación de energía geotérmica incluyen el costo del terreno, de las
perforaciones de exploración y de la construcción, de los pozos del campo geotérmico y de la planta
física, incluyendo edificios y turbinas generadoras. Las plantas geotérmicas son relativamente intensivas
en capital, con costos variables bajos y sin costos por concepto de combustibles.
Es relevante mencionar que se deberá estudiar si se produce un desfase entre los flujos de bienes y
servicios (ventas y compras) y los flujos financieros (cobros y pagos) que haga necesario realizar una
estimación del capital de trabajo.
3.5.5 Determinar el costo promedio ponderado de capital (WACC)
Para el análisis de resultados de esta metodología, se consideró un financiamiento del proyecto,
compuesto por un 50 por ciento de deuda y un 50 por ciento de capital propio. Cabe destacar que esto se
estimó así para efectos de estudio y no representa la norma en las decisiones de inversión asociadas a
este tipo de proyectos. El monto del financiamiento se evaluó en función de la adquisición simulada de un
préstamo concedido por el Banco Interamericano del Desarrollo, al igual que la tasa de interés impuesta
para dicho préstamo.
El costo de capital exigido para este tipo de proyectos se definió en una tasa del 15 por ciento (tasa que
alcanza hasta un 20 por ciento para proyectos energéticos), con el objeto de reflejar el riesgo asumido
por el inversionista.
3.5.6 Cálculo del VAN, la TIR y el período de recuperación (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.
3.5.7 Análisis de sensibilidad
Una vez calculados los indicadores económicos previamente descritos, se procedió a realizar un análisis
de sensibilidad sobre ellos. Dicho análisis consideró el comportamiento de los indicadores de acuerdo a 2
categorías.
56
Variables Externas, que consideró la variación de los factores precio de la energía y de la
potencia y factor de costos operacionales y mantención.
Variables Internas, que consideró la variación de los factores tasa de descuento y horizonte de
evaluación.
3.5.8 Construcción de escenarios durante la etapa de exploración, a través de árboles de
decisión
La probabilidad de fracaso inmersa en la búsqueda de un pozo geotérmico explotable, luego de haber
realizado las perforaciones correspondientes, no es menor. Se habla que posterior a los estudios
superficiales respectivos, aún obteniendo resultados satisfactorios de estos, existe un 40 por ciento de
probabilidad de encontrarse con un pozo seco.
De acuerdo al potencial y a la calidad del recurso geotérmico, que para el caso de Chile, es alto en
ambos casos, esto de acuerdo, al catastro realizado sobre el potencial geotérmico, presentado
previamente en la tabla 2.2 de este informe, existe la probabilidad de un 70 por ciento de desarrollar una
planta de tamaño grande (>30 MW), un 20 por ciento una planta mediana (5 a 30 MW) y el 10 por ciento
restante una planta pequeña (<5 MW).
Ante tal situación, se decidió incorporar la técnica de los árboles de decisión para considerar el riesgo, al
que se verá enfrentado el inversionista, durante las distintas etapas. Además de esto, se buscó proponer
las respuestas más adecuadas ante los distintos escenarios que se den una vez iniciada la exploración.
Todo lo anterior permitirá elaborar un árbol de decisión que pueda ofrecer un análisis financiero al
inversionista, y se constituya como una herramienta de decisión, para evaluar la conveniencia de explorar
o no explorar, previa a la ejecución de este tipo de proyectos.
57
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS: METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN Y SU SIMULACIÓN SOBRE
UN CASO EN LA REGIÓN DEL BIOBÍO
Una vez establecida la metodología, se procedió a analizar los resultados obtenidos en cada categoría de
evaluación. Estos últimos respondieron a criterios establecidos, que se aplicaron sobre los datos
obtenidos y procesados, correspondientes a un sector con potencial geotérmico en la región del Biobío,
como se presenta a continuación.
58
4.1 Estudio De Factibilidad Técnica
4.1.1 Parámetros de selección de la tecnología de explotación (Etapa Exploración)
Para esta etapa de evaluación es importante identificar si el sitio de exploración seleccionado responde
a una primera clasificación de recursos geotérmicos, distinguiendo entre los llamados, recursos
hidrotérmicos naturales (Vapor Seco, Flash y Binaria) y los de roca caliente seca (HDR), explicados
anteriormente en el apartado Producción de Energía Eléctrica, elaborado en este informe.
El atractivo de una u otra tecnología dependerá de las características del yacimiento: temperatura del
agua, permeabilidad de la formación rocosa, química del agua y profundidad de la perforación. Estas
características se deben determinar a través de técnicas superficiales y de perforación de pozos, como se
describió en el apartado Exploración de este proyecto.
De acuerdo a los datos obtenidos de catastros realizados por ENAP, la zona centro sur del país se
encuentra favorecida para este tipo de proyectos dado que se encuentra prácticamente encima del arco
volcánico de la Cordillera de los Andes. Basándose en esta información, se decidió aplicar esta
metodología y su simulación sobre el sector cordillerano de la región del Biobío, vecino al volcán
Copahue.
Una vez establecido el punto de estudio, se procedió a realizar la siguiente tabla resumen para los
Parámetros de Selección de la Tecnología de Explotación.
Tabla 4.1: Parámetros de Selección de la Tecnología de Explotación
Temperatura del agua 150° C – 180° C
Permeabilidad de la formación rocosa Estrato fracturado (Fuente de calor magmático)
Capa Semipermeable (Reservorio Hídrico)
Estrato Impermeable (Superficie)
Química del agua Aguas ácidas
Profundidad de la perforación 1500 m
Fuente: Elaboración propia
Teniendo en cuenta los parámetros obtenidos, la tecnología de explotación que más se ajustó a estos fue
la de Tipo Flash. La tecnología anterior se describió en detalle en el apartado Producción perteneciente al
Marco Teórico.
59
El punto de interconexión factible es la Subestación Eléctrica La Esperanza, de 220 kV, ubicado en la
región del Biobío a una distancia aproximada de 50 km del sector cordillerano colindante al volcán
Copahue. La siguiente figura señala la ubicación geográfica aproximada del yacimiento geotérmico.
Figura 4.1: Ubicación geográfica del yacimiento geotérmico
Fuente: Google Maps (modificado)
Las características técnicas de este yacimiento se definieron de acuerdo a la información disponible en la
CNE y en el estudio Simulación preliminar de desempeño operacional y comercial de centrales de
generación eléctrica geotérmicas y eólicas, realizado por el Departamento de Ingeniería eléctrica de la
Universidad de Chile. Dichas características fueron las siguientes:
Se estimó un potencial de capacidad de generación eléctrica de 250 MW.
Para efectos de la simulación operacional del proyecto, se supusieron proyectos modulares de 50
MW con un número máximo de 5 módulos, equivalentes a una central con potencia instalada de 250 MW.
La entrada de estos proyectos es secuencial.
60
Se considera una línea de transmisión de circuito simple, diseñada para operar a voltaje nominal
de 220 kV.
Longitud aproximada de sistema de transmisión 50 km.
Longitud de caminos de acceso requeridos 10 km.
No se considera coproducción de productos, tales como Litio o agua potable.
Una desventaja comparativa del proyecto Copahue, respecto de otros yacimientos geotérmicos,
fue la no disponibilidad de estudios y certeza del potencial y características del recurso. Desde el punto
de vista privado, este elemento es crucial, dado que minimiza el riesgo de la inversión en el ítem sujeto a
mayores incertezas en este tipo de tecnologías.
Cabe señalar que este proyecto se ubica en el SIC donde no existe una sobre instalación en
generación. El hecho de que la entrada de este tipo de proyectos no desplace generación de centrales
existentes, puede ser interpretado como una ventaja o impulso en su desarrollo.
Teniendo en cuenta los datos anteriores se elaboró la siguiente ficha técnica para el proyecto Copahue.
Tabla 4.2: Ficha técnica del proyecto
Localización Región del Biobío, en la zona cordillerana
colindante al volcán Copahue
Potencia Nominal 250 MW, con 5 módulos de 50 MW cada uno
Tecnología Tipo Flash
Punto de Conexión Red Eléctrica Subestación La Esperanza, 220 kV, ubicada a una
distancia aproximada de 50 km
Potencia Firme Potencia firme preliminar para Copahue de 45.82
MW y definitiva de 36.98 MW
Fuente: Elaboración propia en base a datos proporcionados por estudio del Departamento de Ingeniería
eléctrica de la Universidad de Chile
Es importante señalar que los valores de potencia firme preliminar para Copahue de 45.82 MW y
definitiva de 36.98 MW, son valores que son usuales dentro de las centrales térmicas. El factor de
reducción resultante de 0.807 corresponde a la razón entre la demanda máxima del sistema y la potencia
firme de éste, resultado de las estimaciones realizadas en estudios de la Universidad de Chile. Este valor
sólo consideró las unidades de mayor tamaño del SIC, pero este hecho no afecta a la participación que le
cabe a la central dentro del sistema.
4.1.2 Elementos necesarios para la exploración
Caminos de acceso
61
Basados en la memoria anual del Ministerio de Obras Públicas (MOP), se estimó un valor promedio para
la construcción de caminos de bajo estándar en sectores de difícil acceso de US $70.000 por cada km.
Perforación de pozos exploratorios.
Para profundizar y verificar los estudios realizados, se deberán realizar perforaciones para la construcción
de 6 pozos exploratorios con TR de 4” de diámetro a 1500 m de profundidad, 3 pozos en cada área
seleccionada en la etapa previa. Cabe hacer notar que no se pretende utilizar estos pozos posteriormente
como pozos productores. El costo de cada pozo asciende a US $1.000.000.
4.1.3 Elementos necesarios para la explotación (Etapa Construcción)
Perforación de pozos productores.
Para obtener el vapor necesario para generar 50 MW, se deben realizar perforaciones para la
construcción de 8 pozos productores con TR de 9”5/8 de diámetro a 1500 m de profundidad, de los
cuales, 1 será un pozo no productor o fallido y otro se destinará a reinyección. El criterio de definir 1 pozo
de reinyección cada 6 pozos de extracción se sustentó en la relación de volumen existente entre el
estado líquido y de vapor del agua extraída. Cada pozo tiene un costo aproximado de US $1.500.000.
Equipamiento de superficie
Que debe estar compuesto por bombas, equipos de control y equipos de apoyo de procesos tales como
grúas, equipos contra incendio, grupo auxiliar, entre otros. El costo es de US $800.000 por cada módulo
de 50 MW.
Vaporductos y Acueductos
Los cuales deben estar compuestos por tuberías de aducción de vapor y de conducción de los fluidos
destinados a la reinyección. Se estimó un costo de US $500.000 y US $100.000, respectivamente para
cada pozo.
4.1.4 Elementos necesarios para la explotación (Etapa Producción)
Equipos de generación
62
Constan de una turbina de 2 flashes sucesivos de diferente presión y dos ingresos de vapor, con
condensador, torres de enfriamiento y cámaras de baja presión; un generador con potencia nominal de
50 MW; totalizando un costo de US $35.000.000 por cada módulo de 50 MW. Esta cifra se estimó de
acuerdo a cotizaciones informales disponibles en la web.
Obras civiles
Conformadas por estructuras de la central tales como los edificios, principal y auxiliar, que cobijan la casa
de control, las oficinas, los tableros, el local de baterías y talleres. El costo asciende a US $2.500.000 por
cada módulo de 50 MW.
Montaje e instalación
Etapa que considera el trabajo de ingeniería requerido para la habilitación de la planta, lo que significa
dejar totalmente operacional la Subestación y el transformador, a un costo de US $2.500.000 por cada
módulo de 50 MW.
Transmisión
Se debe considerar la construcción de una línea de transmisión de 50 km para la integración del proyecto
Copahue al SIC, por medio de la subestación La Esperanza. Esta línea debe ser diseñada para operar a
voltaje nominal de 220 kV. El costo aproximado es de US $150.000 por cada módulo de 50 MW.
Subestación y transformador
El costo aproximado es de US $1.000.000 por cada módulo de 50 MW.
4.1.5 Balance de obras físicas y de maquinarias
Una vez asignados los costos a las obras físicas y los equipos necesarios, se procedió a realizar los
balances respectivos.
63
Tabla 4.3: Balance de obras físicas del proyecto Copahue
Ítem Unidad de
medida
Monto unitario
(US$)
Cantidad Monto total (US$)
Caminos de Acceso Km 70.000 10 700.000
Perforación de
pozos exploratorios
Unidad 1.000.000 6 6.000.000
Perforación de
pozos productores
Unidad 1.500.000 40 60.000.000
Vaporductos Unidad 500.000 30 15.000.000
Acueductos Unidad 100.000 5 500.000
Obras civiles Kw 50 250.000 12.500.000
Montaje e
instalación
Kw 50 250.000 12.500.000
Transmisión Km 150.000 50 7.500.000
Inversión total de obras físicas 114.700.000
Fuente: Elaboración propia
Tabla 4.4: Balance de maquinaria
Maquinaria Unidad por
módulo
Monto unitario
(US$)
Cantidad Monto total (US$)
Equipamiento de
superficie
1 800.000 5 4.000.000
Equipos de
generación
1 35.000.000 5 175.000.000
Subestación y
transformador
1 1.000.000 5 5.000.000
Inversión total de maquinaria 184.000.000
Fuente: Elaboración propia
Es importante señalar que estas inversiones se llevarán a cabo por medio de una expansión modular, lo
que significa que se irá invirtiendo a medida que se instalen los módulos de 50 MW. El monto total
presentado en el balance será abordado en un período de 5 años.
64
4.1.6 Balance de personal
Habiendo presentado los balances anteriores, a continuación se presenta el balance de personal para el
proyecto Copahue.
Tabla 4.5: Balance de Personal proyecto Copahue
Remuneración Anual
Cargo Número de Puestos Unitario (US$) Total (US$)
Director de Planta 1 75.000 75.000
Jefe de Operación 1 50.000 50.000
Jefe de Mantenimiento 1 50.000 50.000
Jefe de Servicios
Técnicos
1 50.000 50.000
Jefe de Administración 1 50.000 50.000
Responsable de
Prevención
3 25.000 75.000
Administrativo 6 22.000 132.000
Ingeniero químico 1 30.000 30.000
Ingeniero ambiental 1 25.000 25.000
Ingeniero de proceso 2 30.000 60.000
Jefe de turno 3 25.000 75.000
Operador de panel 3 24.000 72.000
Operador de campo 3 22.000 66.000
Ingeniero
mecánico/eléctrico
2 30.000 60.000
Técnico
mecánico/eléctrico
2 24.000 48.000
Técnico de limpieza
industrial
3 20.000 60.000
Fuente: Referencias salariales en centrales eléctricas en
http://www.renovetec.com/referenciassalariales.html (modificado)
El balance presentado debe ser tomado como una simple referencia media en el sector. Cada empresa
tiene establecidos sus propias normas para evaluar los méritos personales de cada funcionario, y por
tanto, sus propias retribuciones.
65
4.2 Estudio De Factibilidad Ambiental
La explotación de Energía Geotérmica ocasiona una serie de efectos sobre el medio ambiente, que
deben ser considerados, pero que aún así, son menores que los causados por las fuentes de energía
tradicionales, especialmente el carbón y el petróleo.
Se han construido centrales geotérmicas en campos de cultivos, áreas de recreo boscosas, en desiertos
frágiles y en zonas de bosque tropical. Debido a que funcionan con éxito, y el entorno no se ha visto
afectado, se puede considerar que el impacto ambiental de este tipo de energía es escaso.
Sin embargo, es necesario analizar los aspectos ambientales relacionados con la producción de
electricidad mediante energía geotérmica, para tener un mayor conocimiento de su impacto sobre el
ambiente y decidir así la viabilidad de su uso en diferentes entornos.
En la mayoría de los casos el grado con que la explotación geotérmica afecta al ambiente es proporcional
a la magnitud de su explotación.
Cualquier modificación del ambiente deberá evaluarse cuidadosamente, de acuerdo con las disposiciones
legales nacionales, pero también debido al hecho de que una aparentemente insignificante modificación
podría desencadenar una serie de eventos cuyo impacto es difícil de evaluar completamente de
antemano. Teniendo en cuenta lo anterior, los resultados que a continuación se presentan, corresponden
a una estimación de los posibles impactos que conllevaría el desarrollo del proyecto geotérmico. Se debe
ser enfático en recalcar que estas estimaciones no reemplazan un Estudio de Impacto Ambiental, por el
contrario, es un análisis a priori que contribuye al entendimiento de los posibles impactos, sobre el medio,
vinculados a estos proyectos.
La disposición de la información, se realizó de acuerdo a lo establecido en la ley 19.300 sobre Bases
Generales del Medio Ambiente, que establece los elementos del el estudio de impacto ambiental.
4.2.1 Descripción del proyecto
El proyecto Copahue, se emplaza en la Región del Biobío a las faldas del volcán Copahue, y tiene como
principal objetivo proveer de energía eléctrica adicional al SIC, contribuyendo a satisfacer la demanda de
consumo eléctrico y respondiendo eficazmente a los requerimientos del sistema en el mediano y largo
plazo.
66
Se optó por la tecnología de generación geotérmica tipo vapor flash. Esta energía calificada como ERNC
y de alto potencial en el país, posee impactos al medioambiente que pueden ser controlados dentro de
los márgenes establecidos por la legislación ambiental mediante la misma tecnología de explotación,
tecnología probada y confiable, cuyas inversiones no ponen en riesgo la factibilidad del proyecto. Esto
permitirá contribuir con 250 MW nominales de potencia al SIC (entregados por 5 unidades de generación
de 50 MW cada una), lo que a su vez ayudará a diversificar la matriz energética del país y aumentará la
seguridad en el despacho frente a eventuales problemas de sequía o abastecimiento de otros
combustibles.
4.2.2 Justificación de la aplicación del estudio de impacto ambiental
Para el caso del proyecto Copahue se justifica la elaboración de un estudio de impacto ambiental. Esto
debido a que las etapas de exploración, construcción y explotación del recurso pueden significar la
ocurrencia de externalidades expuestas en los siguientes puntos del artículo 11 de la ley sobre Bases
Generales del Medio Ambiente.
Efectos adversos significativos sobre la cantidad y calidad de los recursos naturales renovables,
incluidos el suelo, agua y aire;
Localización en o próxima a poblaciones, recursos y áreas protegidas, sitios prioritarios para la
conservación, humedales protegidos y glaciares, susceptibles de ser afectados, así como el valor
ambiental del territorio en que se pretende emplazar y la;
Alteración significativa, en términos de magnitud o duración, del valor paisajístico o turístico de
una zona
Los detalles pormenorizados de los posibles impactos y las medidas de mitigación propuestas para cada
uno se describen a continuación.
4.2.3 Evaluación de impactos y medidas de mitigación
Los criterios para el análisis de factibilidad ambiental, que midieron los posibles impactos de las formas
de contaminación asociadas al funcionamiento del proyecto, se clasificaron dependiendo de su grado de
incidencia sobre 3 grandes categorías: recursos de la tierra, recursos hídricos y recursos del aire.
(GALANTE, 2007)
67
a. Recursos de la tierra
El primer efecto perceptible sobre el ambiente es el de la perforación, durante las etapas de exploración y
explotación. Se debe ponderar el impacto sobre los recursos de la tierra, provocados por la instalación de
la maquinaria de sonda y de todo el equipo accesorio vinculado a la construcción de caminos de acceso y
a la plataforma de perforación. Esta última requerirá un área que va de los 300-500 m2 para una pequeña
sonda montada en camión (profundidad máxima de 300-700 m) o hasta los 1200–1500 m2 para una
sonda pequeña o mediana (profundidad máxima de 2000 m). Para el caso del proyecto Copahue, se
requerirá una sonda mediana para una profundidad de 1500 m. Estas operaciones modificarán la
morfología superficial del área y podrían dañar las plantas y la vida silvestre local. Normalmente los
impactos sobre el medio ambiente causados por la perforación terminan una vez que el procedimiento es
completado.
La extracción de grandes cantidades de fluidos del reservorio hídrico puede ocasionar fenómenos de
subsidencia, esto es, un gradual hundimiento del terreno. Este fenómeno deberá monitorearse y
controlarse, de lo contrario, podrían producirse disminuciones de los niveles de agua subterránea, con las
consiguientes pérdidas de presión, hundimientos del terreno, y compactación de formaciones rocosas.
En muchos casos la subsidencia puede ser evitada o reducida mediante la reinyección de las aguas
geotermales previamente utilizadas.
Por otro lado, dicha reinyección de los fluidos geotermales puede provocar o aumentar la frecuencia
sísmica en ciertas áreas. Sin embargo se trata de micro-sismos que sólo pueden detectarse mediante
instrumentos.
Además de los impactos mencionados anteriormente se deben considerar las perturbaciones del paisaje,
provocadas por la excavación de pozos y la instalación de ductos de contacto, que afectarán la belleza de
la locación seleccionada. También es importante mencionar que aumentan las probabilidades de sequía,
en los manantiales termales, debido a los ciclos de bombeo.
La tabla 4.6 resume la probabilidad y la gravedad relativa de los efectos del proyecto Copahue sobre el
recurso tierra.
68
Tabla 4.6: Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el recurso tierra en la zona cordillerana
del Volcán Copahue
Impacto Probabilidad de ocurrencia Gravedad de las
consecuencias
Perforación Alta Media
Contaminación del subsuelo Baja Media
Subsidencia de terreno Baja Baja a Media
Perturbación del Paisaje Alta Baja a Media
Fuente: Galante (modificada)
b. Recursos hídricos
La contaminación de las aguas superficiales puede producirse por el vertido o acumulación de fluidos
geotérmicos ó la descarga de aguas de desecho.
Debido a las altas concentraciones de constituyentes como: sodio, potasio, calcio, flúor, magnesio,
silicatos, yodatos, antimonio, estroncio, bicarbonato, boro, litio, arsénico, sulfuro de hidrógeno, mercurio,
rubidio, amoníaco, etc., este caso se trata de contaminación química, pues todos ellos influyen, en
distinto grado, en un ecosistema acuático. El vertido de fluido suele originarse debido a reventones
durante la extracción del mismo. Por ese motivo, cuando se perforen los pozos de explotación, para evitar
los reventones, deben instalarse unos dispositivos denominados BOT (blow-outs preventers),
presuponiendo altas temperaturas y presiones.
A continuación se describen los procesos y sus posibles impactos sobre el recurso hídrico.
b.1 Reinyección del fluido-vapor y gases no condensables
La reinyección tiene la doble finalidad de evitar la contaminación de suelos y ríos, y restituir al yacimiento
una parte del agua extraída para prolongar la vida útil del campo geotérmico.
Los pozos de reinyección deberán ubicarse en la periferia de las áreas en las cuales se localizan los
pozos productores, a una distancia tal que permita que las aguas que son restituidas al yacimiento a
temperaturas inferiores a las de extracción tengan suficiente tiempo de residencia para que se calienten
antes de llegar a los pozos productores.
Para evitar cualquier tipo de derrame o contaminación superficial, el transporte de los fluidos geotérmicos
deberá realizarse por medio de tuberías de acero en un circuito cerrado, que lleven el fluido bifásico de
69
los pozos productores a las estaciones de separación y a los pozos para reinyectar en lo que se
denomina sistema de “reinyección en caliente”. Cuando por alguna razón las aguas no puedan ser
reinyectadas en caliente, se deberá utilizar un sistema conocido como “reinyección en frío”, que se usa
por períodos cortos.
En este segundo caso, se deberá usar un alcantarillado de tubos de cemento que interconecte todas las
plataformas de perforación y las estaciones de separación con lagunas impermeabilizadas en las cuales
se acumule el agua antes de ser enviada al pozo de reinyección.
b.2 Depósito de CaCO3 en fracturas
Cuando las aguas geotérmicas se mueven desde el yacimiento hacia la superficie, podrían dar origen
dentro de la tubería que recubre el pozo, en correspondencia con el punto de vaporización, a una
reacción química que produce y deposita carbonato de calcio (CaCO3). Si la formación de carbonato no
es evitada, en pocas semanas el pozo podría obstruirse y cesar la producción.
Figura 4.2: Depósito de calcita, CaCO3, en el revestimiento de una tubería.
Fuente: Universidad Pontificia Comillas
Por esta razón, es necesario instalar un sistema para inhibir la formación de calcita.
Este sistema consiste en un tubo de acero inoxidable de menos de 1cm de diámetro, que se hace
descender dentro del pozo y a través del cual se bombea unos 100 m por debajo del punto de
vaporización una solución del inhibidor de formación de calcita, usualmente un poliacrilato estable a altas
temperaturas.
70
b.3 Acidez del fluido del yacimiento geotérmico
Otro aspecto ambiental a tener en cuenta a la hora de explotar el yacimiento, es el pH del fluido extraído.
Como ya se definió en la etapa de criterios para el análisis de factibilidad técnica, las aguas del sitio son
de pH ácido.
Adicionalmente podría darse, que los yacimientos dentro del campo geotérmico presenten similar
composición química, idéntico contenido de gases no condensables y misma temperatura, pero distinta
acidez. Para evitar la corrosión de las tuberías al contacto con los fluidos ácidos, las aguas de estos
pozos deben ser neutralizadas. Para la neutralización, se usa un sistema similar al usado en el proceso
para inhibición de formación de carbonato de calcio. En este caso, se inyecta en cada pozo una solución
de hidróxido de sodio (NaOH) para elevar el pH a valores cercanos a 5,5 y anular así la capacidad
corrosiva de estas aguas.
Las aguas de desecho de la planta tienen también una mayor temperatura que la del ambiente y por lo
tanto constituyen una potencial contaminación termal. Estas aguas deberán ser enfriadas en piletas o
estanques especiales de almacenamiento para evitar modificaciones de los ecosistemas acuáticos
naturales cercanos al volcán: río (Alto Biobío).
b.4 Calor
Es muy probable que gran parte del calor proveniente de las aguas utilizadas, sea liberado sin otro
aprovechamiento del mismo. Esto podría originar masas de aire caliente que afectarían el clima local.
Mientras que el vertimiento de aguas utilizadas, en ríos o napas, podría cambiar todo el sistema
ambiental existente. Es por esto que los excedentes de agua deberán ser re-inyectados de manera
segura al reservorio hídrico. Por otra parte el vapor deberá ser procesado en los condensadores y
posteriormente llevado a las torres de enfriamiento que permitan lograr el mínimo de pérdidas térmicas
hacia la atmosfera.
La tabla 4.7 resume la probabilidad y la gravedad relativa de los efectos del proyecto Copahue sobre el
recurso hídrico.
71
Tabla 4.7: Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el recurso hídrico en la zona cordillerana
del Volcán Copahue
Impacto Probabilidad de ocurrencia Gravedad de las
consecuencias
Contaminación del agua
superficial
Media Media
Presencia de CaCO3 Media a Alta Alta
Contaminación química o
térmica
Baja Media a Alta
Reventones de pozos Baja Baja a Media
Fuente: Galante (modificada)
c. Recursos del aire
Las centrales geotérmicas de generación de electricidad no queman combustible ni emiten humo. Sin
embargo, sí hay ciertas emisiones gaseosas y líquidas que hay que considerar.
Durante la operación normal de la planta, se producirán gases no condensables, los cuales serán
liberados a la atmósfera junto con el vapor. Estos vertidos gaseosos están compuestos principalmente
por dióxido de carbono y sulfuros de hidrógeno, con trazas de amoníaco, hidrógeno, nitrógeno, metano,
radón y algunas especies volátiles como boro, arsénico y mercurio, las cuales deberán ser tratadas antes
de su vertido. De este tipo de gases, los que revisten importancia debido a sus efectos, ya sea sobre el
medio o sobre la salud de las personas, son el dióxido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrógeno (H2S).
(HAMMONS, 2003)
c.1 Dióxido de carbono (CO2)
El CO2 es un gas que se encuentra de forma natural en la atmósfera, es inodoro y de sabor ácido. El
dióxido de carbono también está presente en los fluidos utilizados en las plantas geotermoeléctricas. Sin
embargo, en estas plantas se descarga mucho menos CO2 que en las plantas alimentadas por
combustibles fósiles: 13-380 g. por cada Kwh de electricidad producida en plantas geotérmicas,
comparado con los 1042 g/Kwh de las plantas de gas natural.
En altas concentraciones produce confusión mental, dolor de cabeza y finalmente pérdida de conciencia.
Inclusive podría ocasionar la muerte debido a alteración del pH de la sangre.
A continuación se presenta una comparación entre emisiones geotérmicas y combustibles fósiles.
72
Tabla 4.8: Emisiones geotérmicas y de combustibles fósiles en kg de CO2 por Kwh
Fuente: Universidad de Glasgow
c.2 Sulfuro de hidrógeno (H2S)
El H2S es un gas venenoso que al igual que el CO2 se encuentra en el aire proveniente de fuentes
naturales tales como volcanes, fumarolas y materia orgánica en descomposición. El H2S en bajas
concentraciones causa efectos negativos en la flora. En los humanos causa lagrimeo, irritación de la
mucosa nasal y afecta la visión debido a efectos en las corneas. El umbral de olor para el H2S en el aire
es alrededor de 5 partes por billón en volumen y ciertos efectos fisiológicos leves pueden ocasionarse en
concentraciones levemente mayores. En muy altas concentraciones puede ocasionar la muerte.
c.3 Ruido
Durante la fase de producción es probable que ocurra el mayor grado de ruido, asociado al vapor
transportado a través de las tuberías y la ocasional descarga de vapor, aunque normalmente estos
niveles son aceptables. En las plantas eléctricas la principal contaminación acústica proviene de los
ventiladores de las torres de enfriamiento, de los inyectores de vapor y del zumbido de las turbinas.
Se deberán identificar los sitios de interés desde el punto de vista del impacto del ruido para la salud
humana o los más vulnerables de ser afectados por cambios en los niveles de presión sonora dentro de
las áreas de influencia ambiental del proyecto geotérmico. Experiencias previas en este campo (Complejo
Miravalles, Costa Rica), recomiendan montar una campaña intensiva de mediciones de los niveles de
ruido, la cual consiste en tomar mediciones en cada uno de esos sitios tres veces al día (en horas de la
mañana, medio día y en la noche). Como el oído humano no responde igual a todas las frecuencias de un
ruido, el sonido se mide en decibelios A (dBA), una unidad de nivel sonoro medido con un filtro previo que
quita parte de las bajas y las muy altas frecuencias. De esta manera, antes de la medición se conservan
solamente los sonidos más dañinos para el oído, razón por la cual la exposición medida en dBA es un
buen indicador del riesgo auditivo.
73
De los posibles resultados de estas mediciones, se concluirá sobre la necesidad de instalar silenciadores,
para mitigar los ruidos.
d. Efectos socioeconómicos
Las operaciones de la planta, serán de una envergadura no menor y se ubicarán para su ejecución, en un
lugar alejado de la ciudad, que para este caso corresponde a la zona cordillerana que yace a los pies del
volcán Copahue, a 109,2 km de Victoria, 144,3 km de Los Ángeles, 157,4 km de Temuco, 162 km de
Chillán y 172,3 km de Pucón. Esto implica la necesidad de adquirir mano de obra que se desplace desde
estos centros urbanos hasta la planta. Esto puede resultar, en el incremento temporal de la población
cercana a la planta, y el correspondiente potenciamiento del rubro turismo de aquellas zonas. Por otra
parte, la construcción de caminos y edificios aledaños a la planta, puede significar un mayor interés en la
zona misma de explotación, que también puede aprovecharse para fines turísticos.
La tabla 4.9 resume la probabilidad y la gravedad relativa de los efectos del proyecto Copahue sobre el
recurso aire y sobre el factor socioeconómico.
Tabla 4.9: Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el recurso aire y factor socioeconómico en
la zona cordillerana del Volcán Copahue
Impacto Probabilidad de ocurrencia Gravedad de las
consecuencias
Contaminación del aire Baja Media
Altos niveles de ruidos Alta Baja a Media
Conflictos con aspectos
culturales y arqueológicos
Baja a Media Media a Alta
Problemas Socio-económicos Baja Baja
Fuente: Galante (modificada)
74
4.3 Estudio De Factibilidad Política Y Legal
La ejecución del proyecto Copahue se verá inmersa en un contexto político institucional y legal que regirá
su operación en el mercado eléctrico chileno, es por esto que se consideró necesario explicar aquél
contexto y cómo afectará a la implementación del proyecto.
4.3.1 Contexto político institucional
El sector eléctrico chileno se encuentra estrechamente relacionado con diferentes instituciones del sector
público y privado. Estas instituciones y los agentes del mercado se relacionan entre sí en interacciones
que pueden ser de coordinación, de dependencia directa, de relaciones contractuales, de propiedad, de
efecto vinculante, entre otras. La Figura 4.3 muestra la interacción de los actores del sector eléctrico con
las instituciones.
Figura 4.3: Sector eléctrico e instituciones
Fuente: Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno (Modificada)
75
a. Comisión nacional de energía (CNE)
La Comisión Nacional de Energía (CNE) es un organismo fiscal, autónomo y descentralizado, encargado
de elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector
de energía y asesorar al gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía.
El Área Eléctrica de la CNE realiza una planificación indicativa de inversiones en generación y
transmisión, elabora los reglamentos y normas; le corresponde efectuar el cálculo de tarifas a clientes
regulados, entre otras actividades que se encuentran expresamente indicadas en la ley. (PALMA,
JIMENEZ Y ALARCÓN, 2009)
b. Superintendencia de electricidad y combustibles (SEC)
La SEC tiene por misión vigilar la adecuada operación de los servicios de electricidad, gas y
combustibles, en términos de su seguridad, calidad y precio.
Es responsabilidad de la SEC fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y
normativas, otorgar las concesiones provisionales de plantas productoras de gas, de centrales
productoras de energía eléctrica, de subestaciones eléctricas, de líneas de transporte y de líneas de
distribución de energía eléctrica, resolver conflictos, autorizar servidumbres, amonestar y aplicar multas,
entre otras. (PALMA, JIMENEZ Y ALARCÓN, 2009)
c. Ministerio del medio ambiente (MMA)
El Ministerio del Medio Ambiente de Chile, es el órgano del Estado encargado de colaborar con el
presidente de la República en el diseño y aplicación de políticas, planes y programas en materia
ambiental, así como en la protección y conservación de la diversidad biológica y de los recursos naturales
renovables e hídricos, promoviendo el desarrollo sustentable, la integridad de la política ambiental y su
regulación normativa. (Http: //www.mma.gob.cl, 2010)
d. Servicio de evaluación ambiental (SEA)
El SEA es un organismo público funcionalmente descentralizado con personalidad jurídica y patrimonio
propio.
Su función central es tecnificar y administrar el instrumento de gestión ambiental denominado “Sistema
de Evaluación de Impacto Ambiental” (SEIA), cuya gestión se basa en la evaluación ambiental de
76
proyectos ajustada a lo establecido en la norma vigente, fomentando y facilitando la participación
ciudadana en la evaluación de los proyectos. Este Servicio cumple la función de uniformar los criterios,
requisitos, condiciones, antecedentes, certificados, trámites, exigencias técnicas y procedimientos de
carácter ambiental que establezcan los ministerios y demás organismos del Estado competentes,
mediante el establecimiento de guías trámite. (Http: //www.sea.gob.cl, 2010)
e. Centros de despacho económico de carga (CDEC)
Son órganos de derecho privado encargados de coordinar la operación del sistema eléctrico, tienen sus
funciones definidas en la Ley Eléctrica y en el Reglamento aprobado por el Decreto Supremo N° 291 de
fecha 4 de octubre de 2008, con la responsabilidad de:
Preservar la seguridad global del sistema eléctrico.
Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema
eléctrico.
Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión.
Determinar los costos marginales de energía y las transferencias económicas entre los
integrantes del CDEC.
Cada sistema interconectado mayor posee su propio CDEC, por lo que existen el CDEC-SIC y CDEC-
SING para los sistemas interconectados central y del norte grande respectivamente.
Los integrantes del CDEC corresponden a todas aquellas empresas que posean instalaciones de
generación, transmisión, subtransmisión, transmisión adicional y clientes libres conectados directamente
a instalaciones de transmisión. (PALMA, JIMENEZ Y ALARCÓN, 2009)
f. Panel de expertos de la ley general de servicios eléctricos
El Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos es un órgano creado por la Ley Nº 19.940
en forma exclusiva para el sector eléctrico, con competencia acotada, integrado por profesionales
expertos, cuya función es pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas
discrepancias y conflictos que se susciten con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica que le
deben ser sometidas conforme a la ley y sobre las demás que dos o más empresas del sector eléctrico,
de común acuerdo, sometan a su decisión. (PALMA, JIMENEZ Y ALARCÓN, 2009)
Habiendo explicado este contexto político institucional, los requisitos que debe cumplir el proyecto y los
estamentos institucionales que las exigen, se resumieron en la siguiente tabla.
77
Tabla 4.10: Requisitos que debe cumplir el proyecto Copahue e instituciones que lo exigen
Requisito Institución fiscalizadora
Realizar estudios de impacto ambiental SEA
Solicitar integración al nodo y subestación
respectiva
CDEC
Con un período de antelación (estipulado en 6
meses) informar de la integración al sistema
CNE, SEC y CDEC
Dar aviso de sincronización a la SEC con 15 días
de antelación
SEC
Fuente: Elaboración Propia
4.3.2 La política de fomento
El Gobierno de Chile mantiene instrumentos de fomento que apoyan la inversión privada en ERNC,
mediante la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO). Los interesados en emprender
proyectos de ERNC en Chile pueden postular tanto al cofinanciamiento de los estudios de preinversión,
como a líneas de financiamiento de la inversión de los proyectos.
Además, los proyectos de ERNC tienen la posibilidad de postular a la obtención de financiamiento
mediante el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo de Kyoto; que nació en el marco de la
Convención de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático.
En Chile, el organismo estatal a cargo de la administración de los instrumento de MDL es el Ministerio del
Medio Ambiente (MMA). (www.cne.cl, 2010)
a. Apoyo al financiamiento de estudios de preinversión
Iniciativa conjunta de CORFO y la CNE, que entrega cofinanciamientos (subsidios) para el desarrollo de
estudios que permitan evaluar la viabilidad técnica y económica de los proyectos de ERNC. Con ello se
pretende apoyar y acelerar el desarrollo del mercado de proyectos de energía que usen fuentes
renovables no convencionales en Chile.
CORFO cuenta con dos líneas de fomento que se encargan de esta tarea: el Programa de Promoción y
Atracción de Inversiones Todo-Chile, dependiente de la Gerencia de Inversión y Desarrollo, y el
Programa de Preinversión para proyectos ERNC, que depende de la Gerencia de Fomento. (www.cne.cl,
2010)
78
a.1 Programa Todo-Chile
Se aboca al fomento de proyectos de inversión en las regiones de Chile distintas a la Metropolitana.
A este tipo de apoyo pueden postular empresas nacionales y extranjeras que estén evaluando proyectos
cuyas perspectivas de inversión superen los US$ 400,000. La postulación se realiza en la Dirección
Regional de CORFO correspondiente a la Región del país en la cual se emplazará el proyecto de
inversión en caso de que este se concrete.
El apoyo consiste en un subsidio de hasta el 50% del costo de los estudios o hasta el 2% de la inversión
estimada y sin sobrepasar los US$ 60,000.
Se financia todo tipo de estudios de preinversión: estudios de pre-factibilidad y factibilidad, asesorías
especializadas necesarias para materializar el proyecto (estudios prospectivos del recurso energético;
técnico-económico; ingeniería básica; ingeniería de detalle; impacto ambiental; entre otros), estudios
necesarios para evaluar e incorporar el proyecto al Mecanismo de Desarrollo Limpio, etc.
Los proyectos que se consideran elegibles, son aquellos factibles de conectarse a los sistemas eléctricos
y que aprovechen la energía geotérmica, la eólica, la de la biomasa o la hidráulica, este último caso
restringido a pequeñas centrales hidroeléctricas (< 20 MW). Como requisito indispensable para optar al
subsidio se exige acreditar el acceso al recurso energético primario, ya sea mediante su propiedad (o del
derecho de explotación) o con un compromiso formal del propietario. Para estudios prospectivos (ej.:
viento, solar) basta con autorización del propietario del terreno. (www.cne.cl, 2010)
a.2 Programa preinversión para proyectos ERNC sólo para la Región Metropolitana
Este instrumento es un programa al cual se puede postular durante todo el año. Sólo opera en la Región
Metropolitana y es administrado por Agentes Operadores Intermediarios de la RM autorizados por
CORFO, instituciones a disposición de los empresarios que ejecutan los instrumentos de CORFO.
A través de este programa, pueden acceder a cofinanciamiento aquellas empresas que demuestren
ventas anuales netas que no excedan de 1.000.000 UF, con proyectos a materializarse en la Región
Metropolitana y que se encuentren evaluando proyectos de inversión en generación de energía de
pequeño tamaño a partir de fuentes renovables, por montos de inversión iguales o superiores a 12.000
UF.
79
El aporte de CORFO será de hasta un 50% del costo total del estudio o asesoría, siempre y cuando el
subsidio no supere el 2 por ciento del valor estimado de la inversión del proyecto, ni la suma de 1.700 UF.
a.3 Cofinanciamiento de estudios avanzados de ingeniería o de ingeniería de detalle de
proyectos de ERNC
Este instrumento de apoyo a la preinversión, complementa los subsidios otorgados actualmente, de
manera de acelerar la finalización de los estudios de preinversión. Las empresas que postulen al
beneficio deberán encontrarse en etapas avanzadas del desarrollo del proyecto, habiendo finalizado al
menos los estudios de prefactibilidad técnica y económica.
Los aportes del Estado de Chile para el financiamiento de este instrumento son reforzados con una
cooperación financiera no reembolsable del Gobierno Alemán. (www.cne.cl, 2010)
b. Apoyo al financiamiento de la inversión
A través de su Gerencia de Intermediación Financiera, CORFO pone a disposición líneas de crédito de
largo plazo que pueden ser destinadas a financiar proyectos de ERNC, a las cuales se puede acceder por
medio de la Banca Local. Entre ellas se encuentra, la línea de crédito para financiar inversión en medio
ambiente, financiada con aportes del Gobierno Alemán. A través de ella se puede optar a créditos de US$
5 millones, con condiciones de plazos y tasas, muchas veces preferentes, respecto de la Banca.
Además, CORFO dispone de otras iniciativas de apoyo, entre ellas, promoción y búsqueda de
inversionistas e instrumentos que promuevan la creación de fondos de inversión. (www.cne.cl, 2010)
c. Subsidio contingente para perforación profunda geotérmica
El Ministerio de Energía maneja este subsidio como una manera de ayudar a la implementación de estos
programas en áreas que cuentan con una concesión de exploración geotérmica vigente. Con este
subsidio se puede cubrir parte de los costos en los que hayan incurrido las empresas que hayan
efectuado perforación de pozos sin éxito.
El objetivo del subsidio es compartir el riesgo de fracaso, compensando económicamente a la compañía
geotérmica que ha llevado a cabo la exploración profunda sin encontrar recursos comercialmente
explotables y que decide renunciar a su concesión de exploración geotérmica
.
80
Esta iniciativa cubre programas que consideren la perforación de hasta 3 pozos verticales de más de
1.000 metros de profundidad. En el caso del primero, se cubrirá el 70 por ciento del gasto, en el segundo
50 por ciento y 30 por ciento en el tercero.
El interesado se debe acercar y se revisa si el sitio donde se quiere hacer la exploración profunda es
viable o no y si presenta un plan de inversión. Si luego de hecha la exploración, no tiene buenos
resultados, puede devolver la concesión con toda la información que levantó y el Ministerio comparte el
costo en el cual incurrió. (LA NACIÓN, 2009)
d. Mecanismo de desarrollo limpio (MDL)
Chile ratificó el Protocolo de Kyoto en agosto del 2002. Este Protocolo que entró en vigencia en febrero
del 2005, determinó que para el período 2008-2012, los países desarrollados deberán reducir el 5% de
las emisiones totales de gases de efecto invernadero (GEI).
Los países en vías de desarrollo como Chile, no tienen obligaciones de reducción de emisiones, sino más
bien tienen la posibilidad de obtener aportes financieros a proyectos, postulando a los MDL que fueron
establecidos por el Protocolo de Kyoto. (www.cne.cl, 2010)
Las características que deben tener los proyectos que pueden postular a los MDL son las siguientes:
El proyecto debe contribuir al desarrollo sustentable del país.
El proyecto debe contar con la aprobación de la Autoridad Nacional designada.
El proyecto debe contribuir a reducir los GEI.
Las reducciones de GEI deben ser reales, medibles y de largo plazo.
4.3.3 Contexto legal
El marco regulatorio que rige este tipo de proyectos a nivel nacional, basa sus exigencias bajo la ley Nº
19.657 “Sobre Concesiones de Energía Geotérmica”, promulgada el año 2000.
La ley establece –señala la Comisión Nacional de Energía– que la energía geotérmica es un bien del
Estado, susceptible de ser explotado, previo otorgamiento de una concesión por parte del Estado. La ley
define las condiciones reglamentarias para la participación de empresas privadas en las actividades de
exploración y explotación de la energía geotérmica, excluyendo las aguas termales utilizadas para fines
turísticos o medicinales. Asimismo, la ley regula las relaciones entre los concesionarios, el Estado, los
81
dueños de los terrenos superficiales, los titulares de pertenencias mineras, las partes involucradas en
operaciones petroleras o empresas autorizadas a explorar y explotar hidrocarburos, entre otras materias.
Las concesiones –agrega la CNE– pueden otorgarse para exploración o explotación. El cuadro siguiente
detalla las características principales de las concesiones:
Tabla 4.11: Principales requisitos del sistema nacional de concesiones
Característica Exploración Explotación
Superficie máxima 100.000 ha 20.000 ha
Duración 2 años prorrogables a 2 más Indefinida
Aparo o garantía No tiene Patente anual
Extinción Por caducidad de período
Por renuncia
Por no pago de patente
Por no desarrollar la explotación
Por renuncia
Titular Persona natural chilena
Persona jurídica
Persona natural chilena
Persona jurídica
Patrimonio o capital mínimo
exigido
5.000 UF Persona natural
10.000 UF Persona jurídica
5.000 UF Persona natural
10.000 UF Persona jurídica
Método de asignación Directa
Licitación: obligatoria para
fuentes probables
Directa
Licitación: obligatoria para
fuentes probables
Fuente: CNE en www.cne.cl/fuentes_energeticas/e_renovables/geotermica.php
La Ley Nº 19.657, del Ministerio de Minería, sobre concesiones de energía geotérmica, regula la energía
geotérmica en diversos aspectos. Esta ley, es apoyada adicionalmente por tres misivas legales más,
entre las cuales se encuentran, el Decreto Supremo Nº 32 de Minería, promulgado el 2004, el Decreto
Supremo Nº 142 de Minería, promulgado el 2000 y la resolución Nº 30 de Minería.
Los aspectos de competencia atribuibles a cada disposición legal, y que inciden sobre la ejecución del
proyecto, se resumieron en la siguiente tabla.
82
Tabla 4.12: Disposiciones legales nacionales y su incidencia sobre proyectos geotérmicos
Disposición Legal Aspectos de Competencia
Ley Nº 19.657 Concesiones y licitaciones sobre exploración y explotación
Funciones del Estado relacionadas con la energía geotérmica
Relaciones entre los titulares de pertenencias mineras y las partes
de los contratos de operación petrolera o empresas autorizadas por
ley para la exploración y explotación de hidrocarburos, y los titulares
de derechos de aprovechamiento de aguas
Condiciones de seguridad que deben adoptarse para el desarrollo
del proyecto
Relaciones entre concesionarios, el Estado y los dueños del terreno
superficial
Construcción de servidumbres necesarias para la exploración y
explotación
Decreto Supremo Nº 32 Disposiciones reglamentarias para la ley Nº 19.657
Decreto Supremo Nº
142 Reglamento que identifica fuentes probables de energía geotérmica,
basado en un estudio preparado por el SERNAGEOMIN
Resolución Nº 30
Procedimiento administrativo, jurídico y técnico, a que deben
ajustarse, las licitaciones públicas que el Ministerio convoque, para
el otorgamiento de una concesión de energía geotérmica
Fuente: Elaboración propia en base a datos obtenidos del sitio www.cne.cl
Es relevante tener claridad sobre la propiedad renovable de la energía geotérmica. Actualmente existe
polémica por la categoría de energía renovable que se le atribuye a la energía geotérmica, entendiéndose
por ésta, aquella forma de energía derivada de procesos naturales que son restablecidos
constantemente. La energía geotérmica es considerada una fuente de energía renovable, en tanto la tasa
de extracción de calor y/o agua sea menor a la tasa de reposición por parte de la tierra. Una vez agotada
una fuente de generación geotérmica, la restauración de sus condiciones térmicas puede durar entre 30 y
200 años. Asimismo, en yacimientos geotérmicos, donde no se reinyecta el agua utilizada, la posibilidad
de utilización del recurso vapor de agua necesario en el proceso puede agotarse, quedando inutilizado el
yacimiento. Este punto puede ser de gran relevancia para el fomento de este tipo de proyectos, en
función de un marco regulatorio que realice un tratamiento particular a fuentes de generación con
energías renovables. Es decir, debido a lo relativo de la definición de energías renovables, es
conveniente explicitar los tipos reconocidos a nivel reglamentario.
83
Finalmente es importante señalar que el impacto del proyecto Copahue a nivel político representa una
externalidad positiva, con amplio apoyo por parte de la institucionalidad energética, que sin dejar de ser
rigurosa en sus exigencias, manifiesta una política proclive a desarrollar proyectos de energía renovable.
En lo que respecta a las políticas de fomento, el proyecto se perfila hacia la obtención de dos potenciales
instrumentos. El subsidio contingente para la perforación profunda geotérmica y la certificación de MDL.
La posibilidad de que el proyecto perciba otro tipo de impulsos, producto de los instrumentos de fomento
restantes, es muy compleja, debido a las altas inversiones que este requiere en sus fases de exploración
y construcción, en contraparte con los montos ofrecidos por los programas anteriormente señalados.
84
4.4 Estudio De Factibilidad En Gestión
En esta etapa del estudio se asumió un esquema organizacional en base a la estructura presentada por
la central geotérmica Tiwi, en Filipinas. Esta genera 330 MW a través de tecnología vapor flash.
Gerente de
Planta
Servicios Técnicos de
Planta
Jefe de Servicios
Técnicos
División de
Mantención
Jefe de Mantenimiento
División de Operación
Jefe de Operación
Operador de panel
Operador de campo
Administración y
Finanzas
Jefe de
Administración
Planeación
Ingeniero de
proceso
Desempeño de
Procesos
Ingeniero de
proceso
Seguridad y
Medio ambiente
Responsable de
Prevención
Ingeniero
ambiental
Laboratorio
Químico
Ingeniero
químico
Sección
Mecánica
Ingeniero
mecánico/eléctrico
Técnico mecánico/
eléctrico
Sección Eléctrica
Ingeniero
mecánico/eléctrico
Técnico mecánico/
eléctrico
Instrumentación
Operador de panel
Jefe de turno
Servicios
Generales
Técnico de
limpieza industrial
Administración
Especialista de
RRHH
Secretaria
Oficial de
Seguridad
Enfermera
Finanzas
Contador
Auditor
Contador
Figura 4.4: Diagrama Organizacional de una planta geotérmica
Fuente: Planta Geotérmica Tiwi en Filipinas en
http://www.jica.go.jp/english/operations/evaluation/oda_loan/post/2009/pdf/philippines04.pdf (modificada)
Habiendo realizado una definición de lo que sería el diagrama organizacional para la planta geotérmica
Copahue, posteriormente fue posible determinar las competencias del personal requerido.
En general el tipo de profesionales requeridos para la operación de una central geotérmica, va desde la
necesidad de contar con expertos en los campos de la geología, hidrología, geofísica y geoquímica, que
serán cruciales durante la etapa de exploración del proyecto. Posteriormente la necesidad de ingenieros
85
eléctricos, ingenieros mecánicos, ingenieros ambientales, ingenieros químicos, ingenieros de procesos o
industriales, prevencionistas de riesgo, y técnicos industriales especializados, entre otros, serán cruciales
para el desempeño operacional de la planta.
86
4.5 Estudio De Factibilidad Económica
En esta etapa de la simulación del proyecto Copahue, se definieron todos los ingresos, costos e
inversiones necesarias para la puesta en marcha del proyecto y para su operación en el tiempo. A
continuación se explican todas las variables que fueron ponderadas para la evaluación económica del
proyecto.
4.5.1 Horizonte de evaluación
Un proyecto geotérmico puede mantenerse productivo por hasta 50 años o más en algunos casos. En
términos conservadores este lapso de tiempo puede alcanzar los 25 a 30 años. Por esto, puede resultar
muy castigador un horizonte de evaluación pequeño, más aun cuando la magnitud de la inversión inicial
es considerablemente alta. Esto mismo es lo que se usó como justificación para expandir el horizonte de
evaluación hasta los 25 años y que correspondió al ciclo de vida seleccionado para el proyecto.
4.5.2 Ingresos
En Chile, con el marco regulatorio vigente, los ingresos de una central generadora se producen
principalmente por la venta de dos productos:
Ventas de Energía.
Ventas de Potencia.
Por su parte, las ventas de energía provienen, dependiendo de la estrategia de mercado que se vincule al
proyecto, de su participación en tres posibles mercados:
i. Mercado spot o de transferencias entre generadores coordinado por el CDEC respectivo (MS),
ii. Mercado de clientes libres (MCL) y
iii. Mercado de clientes regulados (MCR).
La participación en el MS es obligatoria para las empresas participantes en el CDEC respectivo, mientras
que la participación en los mercados MCL y MCR dependerá de la gestión comercial de cada empresa.
La simulación de la participación en cada uno de estos mercados requiere de un nivel mínimo de
información, la que a continuación se detalla para cada mercado:
MS: nivel de despacho y costos marginales en la barra de inyección de las centrales de
generación. El precio estará determinado por el costo marginal horario.
87
MCL: matriz de contratos bilaterales de la empresa con clientes libres, especificando el precio y
duración libremente pactado del contrato, los montos de potencia y energía involucrados y el punto
eléctrico de ubicación de los retiros. El precio es de carácter libre.
MCR: matriz de contratos bilaterales de la empresa con empresas de distribución, estimando la
duración libremente de acuerdo a lo pactado en el contrato, los montos de potencia y energía
involucrados y el punto eléctrico de ubicación de los retiros. Se requiere de una estimación del precio de
nudo para cada una de las barras de retiro especificada.
Por lo general la situación inicial de evaluación de una empresa corresponde a su participación exclusiva
en el mercado spot. La decisión u oportunidad de participación en mercados MCL o MCR, dependerá de
las oportunidades que se le presenten a la empresa. Sin embargo, las empresas en general optan por
participar en MCL y MCR con el fin de mejorar su situación respecto de la participación en el mercado
MS, ya sea porque perciben una disminución en el riesgo del negocio o porque la estimación de los
ingresos esperados se incrementa en forma sustancial. En este contexto, para la evaluación económica
base se decidió simular la participación del proyecto exclusivamente en el mercado spot, ya que de este
se dispuso de mayor información. Además se asumió una estructura de contratos, tanto para la
electricidad como para los bonos de carbono, que asegure un desfase mínimo entre los flujos físicos y los
flujos financieros.
4.5.3 Proyección de cantidades a producir
A. Cantidad de energía
Tal y cual como se presentó en la ficha técnica del proyecto, la cantidad de energía a producir responde a
una expansión modular, del año 1 al 5, hasta completar un total de 250 MW. Se estimó que la energía
anual generada por la central sería de 394.200.000 kWh por cada 50 MW de potencia instalada
suponiendo un factor de planta de 0.9 (cociente estimado entre la potencia firme y la nominal). La energía
estimada se obtuvo a través de la siguiente expresión.
(4.1)
Donde E(e) corresponde a la cantidad de energía a producir estimada en el período de un año.
La tabla 4.13 explica de mejor manera la proyección que se realizó de la cantidad de energía a producir
por año, considerando la expansión modular descrita con anterioridad.
88
Tabla 4.13: Proyección de la cantidad de energía a producir durante el ciclo de vida del proyecto
Fuente: Elaboración propia
Sin embargo la cantidad a inyectar a la barra de generación estará determinada por la venta de energía
durante los horarios punta, que son aquellos donde se registra la mayor demanda de suministro eléctrico.
Actualmente el horario de punta definido para el SIC es el comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas
de cada día de los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre.
Luego, la cantidad estimada de energía a comercializar en el período de un año será la siguiente:
(4.2)
La tabla 4.14 explica de mejor manera la proyección que se realizó de la cantidad de energía a
comercializar por año, considerando la expansión modular descrita con anterioridad.
Tabla 4.14: Proyección de la cantidad de energía a comercializar durante el ciclo de vida del proyecto
Fuente: Elaboración propia
B. Cantidad de potencia
Es importante recordar que esta potencia, representa un valor nominal, la potencia firme, como se explicó
anteriormente entregó un valor preliminar de 45.82 MW, por cada 50 MW de capacidad instalada, que se
generará durante los primeros 5 años, por módulo, hasta alcanzar una potencia definitiva de 36.98 MW a
partir del año 6.
La tabla 4.15 explica de mejor manera la proyección que se realizó de la cantidad de potencia a producir
por año.
Años 0 1 2 3 4 5 6 …..25Energía a
producir(Kwh) 394.200.000 788.400.000 1.182.600.000 1.576.800.000 1.971.000.000 1.971.000.000 1.971.000.000
Años 0 1 2 3 4 5 6 …..25Energía a
comercializar(Kwh) 41.175.000 82.350.000 123.525.000 164.700.000 205.875.000 205.875.000 205.875.000
89
Tabla 4.15: Proyección de la cantidad de potencia a generar durante el ciclo de vida del proyecto
Años 0 1 2 3 4 5 6 …..25
Cantidad de
potencia a
producir en
MW
45,82 91,64 137,46 183,28 229,1 184,9 184,9
Fuente: Elaboración propia
Las cantidades de energía aumentan de acuerdo a la expansión modular y la descripción del factor de
reducción de potencia firme, anteriormente descrito. De este modo se puede observar un peak en la
producción durante el año 5, con un 100 por ciento de los módulos de generación funcionando. Sin
embargo se experimenta un descenso de esta potencia firme, debido al factor de reducción, que se
mantendrá hasta el final del horizonte de evaluación.
4.5.4 Proyección de precios de energía y potencia
Los precios de nudo se fijan semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año. Su
determinación es efectuada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien a través de un Informe
Técnico comunica sus resultados al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, el cual procede
a su fijación, mediante un Decreto publicado en el Diario Oficial.
La política de costos reales y la ausencia de economías de escala en el segmento generación, permiten a
la CNE fijar como precio el costo marginal de suministro, constituido por dos componentes:
Precio básico de la energía
Promedio en el tiempo de los costos marginales de energía del sistema eléctrico operando a mínimo
costo actualizado de operación y de racionamiento, durante el período de estudio; y
Precio básico de la potencia de punta
Costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico considerando las
unidades generadoras más económicas, determinadas para suministrar potencia adicional durante las
horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, incrementado en un porcentaje igual al margen de
reserva de potencia teórico del sistema eléctrico.
90
Para cada una de las subestaciones del sistema eléctrico se calcula un factor de penalización de energía
y otro de potencia que multiplicado por el respectivo precio básico de la energía y potencia de punta,
determina el precio de la energía y potencia en la subestación respectiva.
En el gráfico 4.1 se muestra la variación del costo marginal medio diario del nodo Quillota (nodo de
referencia para la fijación de precios del SIC) y del nodo Charrúa (Región del Biobío) con sus respectivos
precios de nudo, durante el período 2009-2010.
91
Gráfico 4.1: Costo marginal (CMg) medio diario y precio de nudo (PrN)
Fuente: Información proporcionada por profesional de la Compañía General de Electricidad (CGE)
Para el caso de los proyectos geotérmicos no se consideran efectos estacionales ni horarios, lo que
permitió estimar el valor de la energía de acuerdo al último precio de nudo calculado por la CNE en
Octubre del 2010 para el nodo Charrúa (Región del Biobío) de 220 Kv, el cual corresponde a 35,874
CLP$/Kwh, equivalente a 0,07 US$/Kwh. La transformación de este valor a dólares se realizó
considerando un tipo de cambio de 493.93 $CLP, valor que utilizó la CNE para realizar sus cálculos.
92
Del mismo modo, la valorización para la potencia entregada, se estimó según el último precio de nudo
calculado por la CNE en Octubre de 2010 para el nodo Charrúa, el cual corresponde a 3895,52
CLP$/kW-mes, equivalente a 7,89 US$/Kw/mes, de acuerdo al tipo de cambio previamente seleccionado.
Los gráficos que se presentan a continuación muestran la evolución de los precios básicos de nudo,
correspondientes a energía y potencia, tanto en el SIC como en el SING.
Gráfico 4.2: Evolución en el tiempo de los precios de nudo de la energía
Fuente: Precios históricos de nudo en www.cne.cl (modificado)
93
Gráfico 4.3: Evolución en el tiempo de los precios de nudo de potencia
Fuente: Precios históricos de nudo en www.cne.cl (modificado)
Se asumió de los datos obtenidos la imposibilidad de deducir una tendencia en la variación anual del
precio de la potencia y la energía., que sería de utilidad para predecir precios futuros. Por ello, en el
estudio de rentabilidad se consideró una variación interanual promedio cercana a la del año 2010, por ser
el año de puesta en funcionamiento del proyecto Copahue. Se consideró un incremento anual del 3 por
ciento para el precio de la energía y de un 0,3 por ciento para el precio de la potencia.
No se consideró una tendencia a la baja debido a la creciente demanda del recurso energético y sus
escasos oferentes.
4.5.5 Ingresos por bonos de carbono
Para cumplir con sus metas de reducción de emisiones, los países desarrollados pueden financiar
proyectos de captura o abatimiento de estos gases de efecto invernadero (GEI) en otras naciones
principalmente en vías de desarrollo, acreditando tales disminuciones como si hubiesen sido hechas en
territorio propio, abaratando significativamente los costos de cumplimiento.
94
Ello significa que una empresa chilena que disminuye sus emisiones de CO2, de manera voluntaria,
puede vender esta reducción a empresas de países desarrollados que estén obligadas, bajo el protocolo
de Kyoto, a bajar sus emisiones de GEI generando beneficios tanto económicos como ambientales.
Es así como estas Reducciones Certificadas de Emisiones de Gases Efecto Invernadero o CERs, por su
sigla en inglés Certified Emission Reductions, se constituyen como bonos de carbono. El CER es la
unidad que corresponde a una tonelada métrica de dióxido de carbono equivalente. Los CERs se
generan en la etapa de ejecución del proyecto; y se extienden una vez acreditada dicha reducción. Son
créditos que se transan en el Mercado del Carbono.
Para el caso de este proyecto geotérmico dichos bonos se tranzarán a través del mecanismo de
Transacciones basadas en Proyectos, donde se tranzan las reducciones cuantificables de un proyecto.
Actualmente estos bonos se están tranzando a un valor aproximado de 15 US$/Ton de carbono
desplazadas.
Una planta geotérmica de 50 MW desplaza aproximadamente 125.000 toneladas de CO2 al año.
La tabla 4.16 muestra la proyección de toneladas de carbono desplazadas que se estimó para el
proyecto.
Tabla 4.16: Toneladas de CO2 a desplazar durante el ciclo de vida del proyecto
Fuente: Elaboración Propia
A partir del año 5 se alcanza la cantidad máxima de CERs, debido al funcionamiento en conjunto de los 5
módulos de 50 MW.
4.5.6 Otros ingresos potenciales
A pesar de los diversos mecanismos de fomento, descritos anteriormente, que se aplican a nivel nacional
para este tipo de proyectos asociados a ERNC, se determinó que sólo uno tenía la posibilidad de
aplicarse sobre este proyecto, debido a las altas inversiones durante la etapa de exploración que se
constituyen como una limitante para acceder a los mecanismos restantes.
Años -1 0 1 2 3 4 5 6 …..25Ton de CO2 a
desplazar 125.000 250.000 375.000 500.000 625.000 625.000 625.000
Precio Bono
(US$/Ton) 15 15 15 15 15 15 15
95
El subsidio contingente para perforación profunda geotérmica, se podría percibir como un posible valor de
salvataje ante la probabilidad de que durante la etapa de exploración, posterior a las perforaciones
profundas, se dé con un pozo seco o inutilizable para la generación de energía. De ser así, este
mecanismo de fomento cubrirá el 70 por ciento del gasto en el que se incurrió para la perforación del
primer pozo, para el segundo el 50 por ciento y un 30 por ciento en el tercero.
A pesar de que este ingreso no se consideró para la elaboración del flujo de caja, si fue ponderado para
la evaluación de la etapa exploración a través de los árboles de decisión, donde fue puesto en
contraparte con los VAN estimados que se obtuvieron por la realización del proyecto.
4.5.7 Proyección de inversiones requeridas
Las inversiones fueron itemizadas de acuerdo a la estructura observada a nivel internacional y a
características particulares de su aplicación al caso chileno, considerando los siguientes puntos:
Subproyectos, Exploración, Pozos y Vaporductos, Planta Eléctrica y Transmisión. El análisis de costos
incorpora el carácter modular del proyecto, motivo por el cual los puntos Pozos y Vaporductos y Planta
Eléctrica contemplan un tamaño de 50 MW, a diferencia de los puntos Subproyectos, Exploración y
Transmisión que están dimensionados para la central instalada en su totalidad, vale decir, para 250 MW.
El desfase mínimo entre los flujos de bienes y servicios y los flujos financieros, hicieron prescindible en
este proyecto específico, calcular una necesidad de capital de trabajo.
a. Subproyectos
Concesiones: La concesión de exploración está liberada de pagos fiscales en el caso de Chile.
Caminos de acceso: Basados en la memoria anual del Ministerio de Obras Públicas (MOP), se
estimó un valor promedio para la construcción de caminos de bajo estándar en sectores de difícil acceso
de US$70.000 por cada km.
Estudios de impacto ambiental. Según opinión de expertos, el costo ascendería a US$150.000.
Indemnizaciones. Se desestimó un desembolso por este concepto debido a que el proyecto está
emplazado en terrenos fiscales.
Total Subproyectos para Copahue: US$850.000
96
b. Exploración
Estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros.
Un área típica para la explotación geotérmica es de aproximadamente 3.000 ha. Para garantizar buenos
resultados, se requiere estudiar al menos 4 áreas, de las cuales se estimó la selección de 2 para la
siguiente etapa, a un costo de US$100.000 por cada área estudiada geológicamente, US$60.000 por
cada área estudiada geoquímicamente, US$200.000 por cada área estudiada geofísicamente, y US
$100.000 por estudios menores, generando un costo total asociado a estudios de US$1.540.000.
Perforación de pozos exploratorios.
El costo de cada pozo asciende a US$1.000.000, arrojando éste un total de US $6.000.000 para este
ítem.
Total Exploración del proyecto: US$7.540.000
c. Construcción de pozos y vaporductos
Perforación de pozos productores
Cada pozo tiene un costo aproximado de US$1.500.000, lo que se traduce en US$12.000.000 como total
para este ítem.
Equipamiento de superficie
El costo es de US$800.000 por cada módulo de 50 MW.
Vaporductos
Se estimó un costo de US$500.000 para cada pozo.
Acueductos
Su costo se estimó en US$100.000.
Total Construcción Pozos y Vaporductos del proyecto: US$15.900.000
97
d. Planta eléctrica
Equipos de generación
Con un costo de US $35.000.000 por cada módulo de 50 MW.
Obras civiles
El costo para este ítem asciende a US$2.500.000.
Montaje e instalación
A un costo de US$2.500.000 por cada módulo de 50 MW.
Subestación y transformador
El costo aproximado es de US$1.000.000
Total Planta Eléctrica: US$41.000.000
e. Transmisión
Línea de transmisión
Se consideró la construcción de una línea de transmisión de 50 km para Copahue a un costo de
US$5.000.000 diseñada para operar a voltaje nominal de 220 kV. Para la puesta en operación se estimó
un costo de US$2.500.000 en el año 0.
Total Transmisión para Copahue: US$7.500.000
Con la estructura de costos anteriormente presentada, se obtuvo la siguiente tabla resumen.
98
Tabla 4.17: Resumen de Inversiones para proyecto Copahue
Fuente: Informe final simulación preliminar de desempeño operacional y comercial de centrales de
generación eléctrica geotérmicas y eólicas (modificada)
4.5.8 Proyección de costos
Los costos fueron itemizados de acuerdo a la estructura que se observó en el Informe final simulación
preliminar de desempeño operacional y comercial de centrales de generación eléctrica geotérmicas y
eólicas, desarrollado por el departamento de ingeniería eléctrica de la Universidad de Chile, considerando
los siguientes puntos: operación y mantenimiento; y permisos.
a. SUBPROYECTOS
Ítem Monto Unitario Cantidad Monto Total (US$)
Indemnizaciones 0 0 0
Estudios de impacto ambiental 150.000 1 150.000
Caminos de Acceso (US$/km) 70.000 10 700.000
Subproyectos 850.000
b. EXPLORACIÓN
Ítem Monto Unitario Cantidad Monto Total (US$)
Estudio geológico de área 100.000 4 400.000
Estudio geoquímico de área 60.000 4 240.000
Estudio geofísico de área 200.000 4 800.000
Otros estudios 100.000 1 100.000
Concesión de exploración 0 4 0
Perforación de pozos exploratorios (1.500 m, 4") 1.000.000 6 6.000.000
Exploración 7.540.000
Total (US$)
400.000
240.000800.000100.000
06.000.000
7.540.000
c. POZOS Y VAPORDUCTOS
Ítem Monto Unitario Unid. por módulo Monto Módulo (US$)
Perforación de pozos productores (1500 m, 9"5/8) 1.500.000 8 12.000.000
Equipamiento de superficie 800.000 1 800.000
Vaporductos 500.000 6 3.000.000
Acueductos 100.000 1 100.000
Pozos y Vaporductos 15.900.000
d. PLANTA ELÉCTRICA
Ítem Monto Unitario (US$/kW) kW por módulo Monto Módulo (US$)
Maquinaria 700 50.000 35.000.000
Obras civiles 50 50.000 2.500.000
Montaje e instalación 50 50.000 2.500.000
Subestación 20 50.000 1.000.000
Planta Eléctrica 41.000.000
e. TRANSMISIÓN
Ítem Monto Unitario (US$/km) Cantidad (km) Monto Total (US$)
Líneas de transmisión (Construcción) 100.000 50 5.000.000
Líneas de transmisión (Puesta en marcha) 50.000 50 2.500.000
Transmisión 7.500.000
99
a. Operación y mantenimiento
Personal
Para operar la planta de 50 MW y el campo geotérmico, se requiere de la participación de 34 personas.
Cabe hacer notar que los requerimientos de personal para plantas de mayor capacidad se incrementan a
una tasa mucho menor en relación a la tasa de incremento de la capacidad instalada. Este aspecto fue
incorporado en la evaluación económica suponiendo incrementos de personal marginales en función de
la entrada en operación de nuevos módulos de 50 MW, según el plan de inversiones considerado. El
monto total inicial para un primer módulo se obtuvo determinando el total del balance de personal
realizado en el estudio técnico, que arrojó un total de US$978.000.
Mantenimiento
Equivale al 1,5% de la inversión en pozos y vaporductos, y en la planta eléctrica.
Administración y gastos generales
Corresponden al 20% de los gastos relativos al personal y mantenimiento.
Seguros
Están evaluados en el orden del 1.2% de la inversión en pozos y vaporductos, y en la planta eléctrica.
En la tabla 4.18 se presenta un resumen de los costos de operación.
Tabla 4.18: Resumen de Costos de Operaciones y Mantenimiento
Fuente: Informe final simulación preliminar de desempeño operacional y comercial de centrales de
generación eléctrica geotérmicas y eólicas (modificada)
a. Costos de Operación
En dólares ($US)
Item 0 1 2 3 4 5 6
Personal 978.000 1.467.000 1.956.000 2.445.000 2.934.000 ……..
Mantenimiento 853.500 1.707.000 2.560.500 3.414.000 4.267.500 ……..
Administración y gastos generales 366.300 634.800 903.300 1.171.800 1.440.300 ……..
Seguros 682.800 1.365.600 2.048.400 2.731.200 3.414.000 ……..
Costos de Operación 2.880.601 5.174.402 7.468.203 9.762.004 12.055.805 ……..
100
b. Permisos
Concesión de explotación
La Ley Nº19.657 Sobre Concesiones de Energía Geotérmica, establece el pago de una patente anual de
0.1 U.T.M. por cada hectárea concesionada a beneficio fiscal para amparar la concesión de explotación
de energía geotérmica. Esto implica un costo aproximado, considerando un área de explotación típica de
3.000 ha, de US$12.400 anuales por el proyecto.
Peajes de transmisión
De acuerdo a estudios previos realizados por el Departamento de Ingeniería eléctrica de la Universidad
de Chile se estimaron los siguientes costos de peajes para el proyecto en función de la potencia
instalada.
Copahue: US$ 2500/MW
A partir del año 5 los costos de operación adquieren un valor constante de US$12.055.805
En la tabla 4.19 se presenta un resumen de los costos asociados a los permisos.
Tabla 4.19: Costos asociados a permisos para proyecto Copahue
Fuente: Informe final simulación preliminar de desempeño operacional y comercial de centrales de
generación eléctrica geotérmicas y eólicas (modificada)
A partir del año 5 los costos de permisos adquieren un valor constante de US$637.406.
4.5.9 Definición de tasa de descuento (WACC)
Como se mencionó anteriormente en el diseño metodológico de este informe, la evaluación financiera del
proyecto, se trabajó bajo el supuesto de que el proyecto de construcción de la planta Copahue sería
financiado en su inversión en un 50 por ciento por capital propio y el 50 por ciento restante mediante la
b. Permisos
En dólares ($US)
Item 0 1 2 3 4 5 6
Concesión de Explotación 12.406 12.406 12.406 12.406 12.406 ……..
Peajes de Transmisión 125.000 250.000 375.000 500.000 625.000 ……..
Costos de Permisos 137.406 262.406 387.406 512.406 637.406 ……..
101
adquisición de un préstamo. Para efectos de lo anterior se decidió simular el financiamiento mediante un
préstamo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). A los gastos anuales propios del funcionamiento
de la planta, se añadió la cuota de devolución del préstamo.
Para ello, se analizaron las condiciones de préstamo del BID, explicadas en la página web www.iadb.org .
El BID ofrece en la actualidad dos productos financieros con garantía soberana para nuevos
compromisos de préstamo. Estos productos son la Facilidad Unimonetaria (FU) y la Ventanilla Dólar (VD).
Ambos ofrecen dos diferentes modalidades de fijación de precios:
a. Facilidad Unimonetaria (FU)
Tasa ajustable basada en una canasta de empréstitos calificados (FU AJ)
Tasa basada en la LIBOR (FU- LIBOR)
b. Ventanilla Dólar (VD)
Tasa fija al desembolso (VD-FD)
Tasa basada en la LIBOR (VD-LIBOR)
De acuerdo al BID -Esta disponibilidad de productos está destinada a brindar a los prestatarios flexibilidad
en su selección de condiciones que sean compatibles con sus estrategias de gestión de deuda y
adaptadas a su capacidad de servicio de la misma-.
Las condiciones supuestas para la evaluación financiera fueron las siguientes:
Facilidad Unimonetaria (FU). Tasa ajustable.
Tasa de interés de 4,02 por ciento.
Tasa básica ajustable de 4,02 por ciento.
Diferencial de 0,3 por ciento.
Importe del préstamo 150.195.000 US$.
Vencimiento 25 años.
Se supuso una cuota anual constante de devolución del préstamo, por lo que cada año se deberá hacer
un pago al BID de US$9.942.186.
102
De esta manera, al final de la vida útil del proyecto, esto es, 25 años, se habrá devuelto el préstamo de
valor US$150.195.000 íntegro más la tasa de interés del 4,32 por ciento.
Tabla 4.20: Resumen financiamiento del proyecto
Cantidad a financiar por el BID 150.195.000 US$
Tasa Básica 4,02%
Diferencial Estándar BID 0,3%
Interés aplicable 4,32%
Duración préstamo (años) 25
Cuota préstamo - 9.942.186 US$
Fuente: Galante (modificada)
Una vez definidas las características del financiamiento se procedió a calcular el WACC usando la
expresión previamente explicada.
(4.3)
Esta fue la tasa de descuento que se utilizó para actualizar los flujos de caja con el compromiso
financiero adquirido, para así calcular el VAN del proyecto.
4.5.10 Cálculo del VAN y la TIR
Para realizar el cálculo del VAN y la TIR se definieron criterios generales que fueron utilizados para la
determinación del desempeño económico del proyecto geotérmico. Se establecieron las siguientes
consideraciones y premisas para el modelo de evaluación económica:
i. El proyecto geotérmico puede ser clasificado como modular y de carácter mediano respecto de
las dimensiones actuales del sistema. En el caso del SIC llega sólo a un 5,8 por ciento de la demanda.
El caso considera la entrada de unidades de generación a partir del año 1, bajo el criterio de invertir en
nuevos pozos una vez iniciada la operación de la planta eléctrica.
103
ii. Se utilizó depreciación acelerada para los activos a 10 años, con valor residual igual a cero.
iii. La carga impositiva corresponde a la Tasa de Impuesto de Primera Categoría de 17 por ciento.
Dada la ubicación aislada de los yacimientos, no se consideraron tasas adicionales atribuibles a
indemnizaciones a eventuales dueños del terreno.
De acuerdo a lo señalado en la sección proyección de precios de energía y potencia, la evaluación de los
ingresos del proyecto se realizó a partir de una simulación de la participación de éste en un mercado de
tipo spot.
A partir de los antecedentes proporcionados a través del presente capítulo, con respecto a inversiones,
costos e ingresos, se construyó un flujo de caja para el proyecto, el cual puede ser visualizado y
manipulado para efectos de simulación en el archivo Copahue.xlsx. , adjunto de manera digital a este
informe.
Las distintas tablas y unidades utilizadas poseen notas explicativas que facilitan su lectura. A
continuación se realiza una breve descripción del contenido de cada planilla de cálculo contenida en el
archivo y presente en apartado Anexos, de este informe.
Inversiones
Incluye el desglose de las inversiones desde el año 0 hasta el año 4, considerando la instalación de las
unidades modulares de 50 MW hasta completar los 250 MW.
Bono_Carbono
Proyección de los beneficios a percibir por la venta de bonos de carbono. Esta hoja contiene el precio por
tonelada de CO2 desplazada, al igual que las cantidades de CERs a originar durante la vida del proyecto.
Cantidades_P_E
Estima las cantidades de Potencia y Energía a producir durante el horizonte de evaluación del proyecto,
considerando los horarios punta y los meses de máxima demanda.
104
Precios_E_P
Almacena los precios esperados de la energía y la potencia para el periodo de evaluación. Además
considera los eventuales incrementos o decrementos sobre estos precios, de acuerdo a la sensibilización
que el usuario estime conveniente.
Costos_Operación
Estima los costos asociados a la operación y mantenimiento de la planta.
Permisos
Estima los costos asociados a la concesión de explotación y los peajes de transmisión involucrados.
Deprec_Acelerada_Impuestos
Que calcula los efectos de la depreciación acelerada sobre el impuesto de primera categoría y
posteriormente estima los pagos al fisco que deben realizarse.
Flujo_Caja
Es la hoja principal del archivo. En ella se presenta el flujo de caja proyectado, los resultados económicos
del proyecto: VAN, TIR y PR (período de recuperación) y un set de parámetros para simular el
desempeño económico, pudiendo el usuario modificarlos a voluntad. En el apartado anexos se agrega el
flujo de caja perteneciente al proyecto.
Se presentan a continuación los resultados del caso base. Las cifras se entregan en las siguientes
unidades: VAN (US$), TIR (por ciento), PR (años).
El estudio económico para el caso base reveló que el proyecto Copahue posee un VAN de US$ -
59.084.341, una TIR de 6 por ciento y un PR de 15 años. Se concluyó que para las consideraciones del
caso base, el proyecto se presenta como poco atractivo desde el punto de vista de la inversión privada.
105
4.5.11 Análisis de sensibilidad
a. Variables internas
a.1 Tasa de descuento
Dada la relación existente entre la tasa de descuento exigida por el inversionista y el nivel de riesgo
asociado a un proyecto, se consideraron tasas alternativas más altas con el fin de incorporar el riesgo
contribuido por el negocio de la generación de energía. Los resultados fueron los siguientes:
Tabla 4.21: Sensibilidad de tasa de descuento para Proyecto Copahue
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Base (15%) -59.084.341 6% 15 años
Aumento a 17% -73.227.568 6% 15 años
Aumento a 20% -90.483.664 6% 15 años
Fuente: Elaboración propia
Puede observarse como el VAN es fuertemente castigado al incrementar la tasa de descuento.
a.2 Horizonte de evaluación
Tal y como se explicó anteriormente un proyecto geotérmico puede mantenerse productivo por hasta 50
años o más en algunos casos. En términos conservadores este lapso de tiempo puede alcanzar los 25 a
30 años. Por esto, puede resultar muy castigador un horizonte de evaluación pequeño, más aun si se
observa la magnitud de los montos que exhiben los flujos de caja en cada periodo.
Tabla 4.22: Sensibilidad en el Horizonte de Evaluación para Proyecto Copahue
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Reducción a 15 años -107.321.104 1% 15 años
Base (25 años) -59.084.341 6% 15 años
Aumento a 30 años -45.622.135 7% 15 años
Fuente: Elaboración propia
Como se previó, el VAN se ve significativamente afectado por las modificaciones sufridas por el horizonte
de evaluación. Sin embargo, a pesar de considerar un horizonte extenso de 30 años, el escenario
106
simulado no permite alcanzar una TIR del 10%, supuesta como típica para el sector. Cabe destacar la
reducción importante que presenta el VAN al considerar un horizonte de evaluación de 15 años.
b. Variables externas
b.1 Factor de precio
Tabla 4.23: Sensibilidad para el precio, Proyecto Copahue
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Reducción de 5% sobre el precio base -159.207.513 <0% >30 años
Base -59.084.341 6% 15 años
Aumento de 5% sobre el precio base 9.669.451 10% 13 años
Fuente: Elaboración propia
El proyecto se revela como muy sensible al precio de mercado, siendo de interés poder actualizar el perfil
de precios considerados para futuros estudios. Es importante señalar que para este proyecto, el
descenso de un 5 por ciento de los precios originales es muy poco probable en el tiempo, sin descartar la
ocurrencia de un descenso puntual que no afecte la tendencia al alza en este tipo de precios.
b.2 Factor de costos operacionales y de mantención
Tabla 4.24: Sensibilidad en costos operacionales y de mantención para Proyecto Copahue
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Reducción del 20% -44.221.136 7% 14 años
Base -59.084.341 6% 15 años
Aumento del 20% -81.557.426 5% 16 años
Fuente: Elaboración propia
Aumentos o descensos en los costos de operación y mantenimiento no afectan de manera significativa
los resultados de la evaluación económica.
4.5.12 Evaluación financiera de escenarios durante la etapa de exploración, a través de árboles
de decisión
El objetivo de esta fase del proyecto fue establecer un análisis a priori de los posibles escenarios que se
pueden presentar antes y después de llevar a cabo el proyecto. La utilización del árbol de decisión buscó
107
generar una herramienta de decisión para el inversionista, basada en las probabilidades de éxito o
fracaso que existen durante la etapa de exploración y posteriormente una vez que se decide la puesta en
marcha de la planta. Es importante señalar que para este estudio, se consideró el incremento de un 6 por
ciento anual, en los precios de la potencia y la energía, presentados en el caso base. Esto con el objeto
de rentabilizar el proyecto, para efectos de análisis, recalcando que de no ser así, no vale la pena realizar
el estudio sobre la fase de exploración.
Finalmente en base a los resultados, se podrá decidir qué tan conveniente es realizar la exploración.
Para llevar a cabo lo anterior, se describió el proceso de la siguiente manera.
Un inversionista se encuentra ante la disyuntiva de invertir en explorar o no explorar un sitio de interés
geotérmico nacional, de decidirse a llevar a cabo a la exploración, este se enfrenta a una primera etapa
de exploraciones superficiales, que aún entregando resultados satisfactorios, requiere la perforación de
pozos exploratorios. En esta etapa existe un 60 por ciento de probabilidad de encontrar pozos
energéticamente explotables, mientras que el 40 por ciento restante constituye la probabilidad de
encontrarse con pozos inutilizables. La exploración tiene un costo de 7,54 millones de dólares. Además si
el inversionista ha acreditado el subsidio contingente para perforación profunda geotérmica y fracasa en
la etapa de exploración profunda, el subsidio entrega 1,5 millones de dólares por la información levantada
sobre el sitio. Este valor de salvataje debe descontarse de la inversión destinada para la perforación de
los 6 pozos, durante la etapa de exploración. Debe recordarse que cada pozo está avaluado en 1 millón
de dólares.
De encontrarse pozos explotables se pasa a la siguiente etapa, que implica la selección del tamaño de la
planta eléctrica, de acuerdo a la cantidad de MW a generarse. El inversionista se verá enfrentado a la
decisión de construir una planta pequeña, mediana o grande. De acuerdo a información levantada por la
ENAP, como se mostró en la tabla 2.2 (Potencial útil de generación eléctrica por región y por fuente
geotérmica) fue posible determinar que las probabilidades de construir una planta eléctrica grande, una
vez confirmada la existencia del recurso geotérmico, son de un 70 por ciento, una planta mediana un 20
por ciento y una pequeña un 10 por ciento.
Si se decide la construcción de la planta eléctrica y su posterior operación, se deben considerar los
costos de inversión y los VAN (sin inversión) por tamaño de planta que a continuación se presentan.
Los valores de inversión fueron tomados bajo un criterio moderado, que utilizó los menores costos de
inversión presentados por el mercado. Los cálculos del VAN para cada tamaño son estimativos y fueron
108
obtenidos a través de la hoja de cálculo Copahue.xls, usando como referencia el caso base y modificando
inversiones y costos operacionales, de acuerdo al tamaño de planta evaluado.
Tabla 4.25: Costos de Inversión y VAN por tamaño de planta
Tamaño de Planta Inversión (US$) VAN (US$) (25 años)
Planta Pequeña (<5 MW) $6.400.000 $372.958
Planta Mediana ( 5 – 30 MW) $39.000.000 $34.236.121
Planta Grande (>30 MW) $287.500.000 $299.854.234
Fuente: The Geothermal Energy Report 2009 (modificada)
Teniendo esta información se procedió a representar el árbol de decisión para estos escenarios.
No Explorar
Explorar
-7,54
60% Exito
40% Fracaso
1,5
70% (P. Grande)
20% (P. Mediana)
10% (P. Pequeña)
Invertir
-287,5
Abandonar
Invertir
-39,0
Abandonar
Invertir
-6,4
Abandonar
299,85
-7,54
-7,54
0,37
-7,54
34,24
Figura 4.5: Árbol de Decisión para el análisis de explotación (valores en millones de dólares)
Fuente: Elaboración en conjunto con profesor guía
El árbol de decisión muestra las probabilidades de éxito en cada etapa, los costos de exploración, la
inversión y los VAN (usando el WACC del caso base) asociados a cada tamaño de planta.
109
En el siguiente y último paso se calculan los valores esperados trabajando desde el final hacia el inicio
del árbol, y estimando la acción idónea en cada fase de decisión.
No Explorar
2,45
Explorar
60% Exito
40% Fracaso
-4,5
7,09
70% (P. Grande)
20% (P. Mediana)
10% (P. Pequeña)
Invertir
Abandonar
Invertir
Abandonar
Invertir
Abandonar
12,35
-7,54
-7,54
-6,03
-7,54
-4,76
Figura 4.6: Árbol de Decisión para el análisis de explotación (calculado hacia atrás, en millones de
dólares)
Fuente: Elaboración propia
El valor esperado de la exploración a futuro, dada la incertidumbre sobre su éxito, es $2,45 millones de
dólares. Este valor refleja todas las posibilidades que se pueden presentar a través del tiempo y muestra
las decisiones tomadas en cada rama de decisión, aquellas seleccionadas y aquellas desechadas.
Existen algunos elementos que podrían malinterpretarse, como por ejemplo la decisión tomada de invertir
y no abandonar, para la planta mediana y pequeña, arrojando esto un valor negativo, lo que responde a
la selección de la menor pérdida para el inversionista.
110
Como conclusión es importante señalar, que la aplicación del árbol de decisión buscó determinar la
conveniencia o no conveniencia, para el inversionista, de realizar la exploración geotérmica, en base a los
posibles escenarios futuros que se presentasen y las probabilidades de ocurrencia de cada uno de ellos.
Finalmente ante los resultados obtenidos, es posible aseverar que para el inversionista es conveniente
explorar en vez de no hacerlo, ya que reporta un mayor valor esperado el llevar a cabo la exploración,
únicamente bajo dos condiciones.
La primera es que exista en el tiempo una proyección al alza, de al menos un 6 por ciento, sobre el nivel
de precios de la energía y la potencia. Esto, de encontrarse con un yacimiento de no más de 250 MW.
La segunda habla sobre el potencial del yacimiento geotérmico, que determinará el tamaño de planta a
instalar. El descubrimiento o la disposición de información previa sobre el sitio de interés, que revele un
potencial de al menos 350 MW, hace conveniente económicamente, el llevar a cabo la exploración. Lo
anterior, de mantenerse los precios planteados para el caso base.
111
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Las conclusiones que se presentan a continuación se obtuvieron a partir de tres elementos. El primero es
una revisión crítica del conocimiento internacional en geotermia. El segundo es el diseño preliminar de un
proyecto ficticio en el SIC (geotermia en Copahue, Región del Biobío). En tercer lugar se realizó una
simulación de este proyecto, en donde se consideraron tanto los aspectos operacionales como
económicos. A continuación se detallan las conclusiones más relevantes de este estudio.
112
5.1 Sobre La Evaluación Económica
El estudio económico para el caso base reveló que el proyecto Copahue presenta los siguientes
parámetros de salida:
VAN ($US) -59.084.341
TIR 6%
PR 15 años
Pudo observarse a partir del VAN que el proyecto no resulta atractivo para el inversionista en estas
condiciones. Aún la TIR presentó un valor poco atractivo alcanzando un 6 por ciento. Por otra parte, el PR
de 15 años es razonable para la recuperación de los montos invertidos, considerando la vida útil del
proyecto. En este contexto, una variable relativamente favorable a considerar es el precio de venta de la
energía y la potencia, dado que el escenario futuro de precios del SIC podría alcanzar valores más altos
que los registrados para el caso base.
El estudio de sensibilización; que consideró variaciones en costos, precios y horizontes de análisis; reveló
que los parámetros más significativos en este estudio fueron los escenarios de precios futuros del
sistema.
El análisis de la etapa de exploración a través de los árboles de decisión, reveló la conveniencia de
realizar la exploración en lugar de no explorar un sitio de interés geotérmico. Sin embargo dicha
conveniencia mostró estar supeditada a 2 condiciones, mutuamente excluyentes.
i. Tendencia al alza, de al menos un 6 por ciento, sobre el nivel de precios de la energía y la
potencia. Esto, de encontrarse con un yacimiento de no más de 250 MW.
ii. Descubrimiento o disposición de información previa sobre un sitio de interés, que revele un
potencial de al menos 350 MW. Lo anterior, de mantenerse los precios planteados para el caso base.
Por último y no menos importante, debe recordarse el enfoque moderado del estudio económico, que
planteó la participación del proyecto únicamente en el mercado spot, dejando de lado los eventuales
ingresos que podrían haber llegado a percibirse por la venta de energía y potencia, en el mercado cliente
libre y regulado. La participación en estos mercados podría entregar beneficios económicos
considerables para este tipo de proyectos.
113
5.2 Barreras De Entrada Y Recomendaciones
Desde el punto de vista técnico no se identificaron problemas significativos para la incorporación de
energía geotérmica. La operación de estas centrales es similar a las térmicas convencionales y las
restricciones operacionales serían similares. Así, habría un mínimo técnico para comenzar a operar, el
control del flujo de calor y vapor las hace lentas en la regulación de frecuencia y toma rápida de carga,
comparadas con las centrales hidráulicas.
Dado que estas centrales se ubican en la zona precordillerana, requieren de líneas de transmisión para
llegar a los puntos de entrega en los sistemas interconectados. Estas distancias pueden llegar a 100
kilómetros o más, dependiendo del yacimiento geotérmico. La seguridad de estas centrales dependerá
por lo tanto de la seguridad que proporcionen las líneas de transmisión. Esto no debe representar
mayores dificultades ya que en la actualidad la mayoría de las centrales hidráulicas en operación se
encuentran también alejadas de las principales subestaciones (puntos de interconexión) del sistema
troncal.
En el desarrollo inicial de los proyectos geotérmicos el riesgo asociado a la fase de exploración se
presenta como una barrera de entrada al desarrollo de esta tecnología. Dicho riesgo se analizó a través
de la aplicación del árbol de decisión. Si bien los montos de inversión son comparativamente bajos
respecto del total, pueden llegar a constituir en términos absolutos una cantidad importante (hasta 15
MMUS$). Esta barrera debería disminuir en forma importante en la medida que se realicen proyectos
geotérmicos exitosos en el país.
En este contexto, en el caso de Copahue existen estudios previos sobre el potencial del yacimiento y en
consecuencia, el riesgo asociado a la fase exploración se reduce en un 60 por ciento. Los proyectos allí
realizados han correspondido a estudios de carácter científico tecnológicos, donde el estado ha cumplido
un rol central en su financiamiento.
Una alternativa para abordar esta posible barrera de entrada es la mejora del subsidio contingente para
perforación profunda geotérmica por parte del estado. Este mejora consistiría en devolver al inversionista
alrededor del 50 por ciento de la inversión en la fase de exploración, no considerando la perforación
tradicional de 3 pozos, ya que a veces se necesita de 6 o más, sino que el valor de la inversión total. En
esta modalidad incluso el estado podría tener alguna participación en las utilidades del proyecto. Lo
anterior podría contribuir a crear un fondo estatal para el desarrollo de éste tipo de tecnologías.
114
5.3 Oportunidades Para El Desarrollo De Proyectos ERNC
Un factor diferenciador que constituye para Chile una fortaleza al fomentar el uso de generación de
energía eléctrica a partir de la geotermia, es su independencia de condiciones internacionales asociadas
a disponibilidad de energéticos al ser recursos energéticos nacionales. Asimismo, su impulso contribuye a
la diversificación de la matriz energética nacional.
115
5.4 Ventajas Y Desventajas Del Uso De Energía Geotérmica
La ubicación de los yacimientos geotérmicos y su explotación se concentra en la zona cordillerana, por lo
tanto la inversión en infraestructura vial puede servir de base para la construcción de una futura carretera
precordillerana.
Cabe señalar la relación natural que existe entre la geotermia e hidrógeno. Una planta geotérmica
dispone de los elementos necesarios para la fabricación de hidrógeno. En efecto, la planta de generación
eléctrica y la existencia de instalaciones para el tratamiento del agua, son ventajas comparativas para el
uso de electrólisis en el proceso de fabricación de hidrógeno. Este combustible, que pudiera ser utilizado
en forma masiva por la industria automotriz en un escenario futuro de escasez de combustibles fósiles,
anticipa un impacto ambiental muy favorable con el uso de celdas de combustible para la conversión final
a trabajo útil. Una visión de desarrollo futuro puede contemplar centrales geotérmicas a lo largo de Chile
en las zonas cordilleranas activas. Cada central podría constituirse en una fábrica de hidrógeno y/o punto
de inyección de energía eléctrica al sistema. Lo anterior podría verse como una externalidad positiva de
la futura carretera precordillerana, que permitiría un acceso económico a estos recursos y la evacuación
del hidrógeno producido en las centrales.
5.4.1 Desventajas
Distintos aspectos regulatorios, tales como la existencia de una regulación específica sobre el uso de
recursos geotérmicos, programas de fomento al desarrollo de energías renovables, traducciones al inglés
de la Ley y Reglamento, pueden constituir barreras de entrada al desarrollo de este tipo de tecnologías.
A nivel mundial, a diferencia con lo observado en otro tipo de energías renovables, la geotermia no ha
experimentado un desarrollo y nivel de penetración de mercado importante. Las tecnologías clásicas de
generación de electricidad con geotermia (vapor seco y flash) se han consolidado y sus costos han
permanecido estables durante la última década. Nuevas tecnologías, como la denominada “Hot Dry
Rock” se encuentran a nivel prototipo.
116
5.5 Trabajo Futuro
Entre los temas que debieran abordarse para profundizar el conocimiento sobre la pertinencia y
potencialidad de las energías renovables en el país, como la geotérmica aquí estudiada, están los
siguientes:
Determinar el monto máximo de generación eléctrica que puede inyectarse a los sistemas
nacionales con energía geotérmica. Los sistemas chilenos son longitudinales y pequeños en general
(comparados con los del primer mundo), por ello hay que obtener valores precisos de las capacidades
disponibles de cada sistema, considerando un período de desarrollo adecuado (10 a 20 años).
Afinamiento de la evaluación económica. Esto tiene al menos dos partes. La primera dice relación
con el levantamiento de datos más afinados (valores de equipos, estimación de costos de transporte,
seguros, costos financieros, etc.). La segunda con la forma en que se realizó la evaluación económica la
cual debería considerar entre otros temas: el apalancamiento mediante fuentes de financiamiento
especialmente dedicados a estos proyectos, profundizar el tema de la depreciación (depreciación
acelerada, etc.), carga impositiva (regímenes especiales, etc.), riesgos financieros, etc.
Exploración de formas futuras de generación con celdas de combustible. Una planta geotérmica
dispone de los elementos necesarios para la fabricación de hidrógeno, el principal componente de las
celdas de combustibles (Islandia de hecho se embarcó en un proyecto muy ambicioso que pretende
migrar su economía desde el petróleo hacia hidrógeno).
Evaluación de potencialidad de manufactura para el desarrollo de tecnologías geotérmicas en
Chile. Las preguntas centrales a responder aquí serían:
i. ¿Qué se puede construir en el país con el actual nivel de desarrollo de la manufactura?
ii. ¿Qué se puede desarrollar en el futuro cercano con posibilidades reales de éxito?
iii. ¿Qué se debería importar?
Estudio de políticas de inserción de energía geotérmica en el mercado chileno. En este tema
sería interesante realizar un catastro de agentes que estarían dispuestos a pagar un poco más para
proteger sus zonas geográficas de energías contaminantes. Por ejemplo viñateros en las áreas de
denominación de origen, sitios residenciales densamente poblados, etc. Asimismo, sería deseable
explorar políticas de transición gradual para la implementación de nuevas tecnologías, así como medidas
de mitigación de conflictos con actuales actores.
117
5.6 Comentarios Finales
El desarrollo de este proyecto de título buscó establecer una suerte de herramienta de decisión para el
inversionista que manifieste su interés en este tipo de iniciativas. Esto, considerando variables de tipo
técnicas, ambientales, legales y económicas que influyan en este tipo de proyectos. Además se buscó
enriquecer el conocimiento, a nivel nacional, sobre esta ERNC y mostrar los beneficios a mediano y largo
plazo, no sólo económicos, sino que ambientales, que pueden llegar a percibirse, a través de la venta
CERs, al incursionar en estas alternativas.
El cambio en el paradigma sobre la utilización de fuentes energéticas es clave si existe la voluntad por
parte de privados y estado de contribuir al desarrollo sustentable de esta nación. En este contexto aún
existen barreras de carácter económico, pero principalmente culturales, ya que el afán de obtener
beneficios en el corto plazo con un mínimo de riesgo asociado, muchas veces nubla la búsqueda de
mayores beneficios sociales, ambientales y económicos de mediano y largo plazo.
118
6. BIBLIOGRAFÍA
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121
ANEXOS
Anexo 1: Tabla de Inversiones
Fuente: Elaboración propia
a. SUBPROYECTOS
Ítem Monto Unitario Cantidad Monto Total (US$)
Indemnizaciones 0 0 0
Estudios de impacto ambiental 150.000 1 150.000
Caminos de Acceso (US$/km) 70.000 10 700.000
Subproyectos 850.000
c. POZOS Y VAPORDUCTOS
Ítem Monto Unitario Unid. por módulo Monto Módulo (US$)
Perforación de pozos productores (1500 m, 9"5/8) 1.500.000 8 12.000.000
Equipamiento de superficie 800.000 1 800.000
Vaporductos 500.000 6 3.000.000
Acueductos 100.000 1 100.000
Pozos y Vaporductos 15.900.000
e. TRANSMISIÓN
Ítem Monto Unitario (US$/km) Cantidad (km) Monto Total (US$)
Líneas de transmisión (Construcción) 100.000 50 5.000.000
Líneas de transmisión (Puesta en marcha) 50.000 50 2.500.000
Transmisión 7.500.000
b. EXPLORACIÓN
Ítem Monto Unitario Cantidad Monto Total (US$)
Estudio geológico de área 100.000 4 400.000
Estudio geoquímico de área 60.000 4 240.000
Estudio geofísico de área 200.000 4 800.000
Otros estudios 100.000 1 100.000
Concesión de exploración 0 4 0
Perforación de pozos exploratorios (1.500 m, 4") 1.000.000 6 6.000.000
Exploración 7.540.000
d. PLANTA ELÉCTRICA
Ítem Monto Unitario (US$/kW) kW por módulo Monto Módulo (US$)
Maquinaria 700 50.000 35.000.000
Obras civiles 50 50.000 2.500.000
Montaje e instalación 50 50.000 2.500.000
Subestación 20 50.000 1.000.000
Planta Eléctrica 41.000.000
Total inversión año 0 -72.790.000
Total inversión año 1 -56.900.000
Total inversión año 2 -56.900.000
Total inversión año 3 -56.900.000
Total inversión año 4 -56.900.000
122
Anexo 2: Tabla de proyección de ventas e ingresos por bonos de carbono
Fuente: Elaboración propia
Anexo 3: Tabla de proyección de cantidades de cantidades de potencia y energía
Fuente: Elaboración propia
Años -1 0 1 2 3 4 5 6 …..30Ton de CO2 a
desplazar 125.000 250.000 375.000 500.000 625.000 625.000 625.000
Precio Bono
(US$/Ton) 15 15 15 15 15 15 15
AñosIngresos por
Bonos
1 1.875.000
2 3.750.000
3 5.625.000
4 7.500.000
5 9.375.000
6 9.375.000
…..30 9.375.000
Años 0 1 2 3 4 5 6 …..30Energía a
comercializar(Kwh) 41.175.000 82.350.000 123.525.000 164.700.000 205.875.000 205.875.000 205.875.000
Potencia a
Producir(MW) 45,82 91,64 137,46 183,28 229,1 184,9 184,9
123
Anexo 4: Tabla de proyección de precios potencia y energía
Ingresos anuales (a partir del año 6)
Años Ingresos energía Ingresos potencia
6 16.706.589 8.884.470
7 17.207.786 8.911.124
8 17.724.020 8.937.857
9 18.255.740 8.964.671
10 18.803.413 8.991.565
11 19.367.515 9.018.539
12 19.948.540 9.045.595
13 20.546.997 9.072.732
14 21.163.406 9.099.950
15 21.798.309 9.127.250
16 22.452.258 9.154.632
17 23.125.826 9.182.096
18 23.819.600 9.209.642
19 24.534.188 9.237.271
20 25.270.214 9.264.983
21 26.028.321 9.292.777
22 26.809.170 9.320.656
23 27.613.445 9.348.618
24 28.441.849 9.376.664
25 29.295.104 9.404.794 Fuente: Elaboración Propia
124
Anexo 5: Tabla de proyecciones de costos de operación y mantenimiento
Fuente: Elaboración propia
Anexo 6: Tabla de proyección de costos derivados de permisos
Fuente: Elaboración propia
a. Costos de Operación
En dólares ($US)
Item 0 1 2 3 4 5 6
Personal 978.000 1.956.000 2.934.000 3.912.000 4.890.000 ……..
Mantenimiento 853.500 1.707.000 2.560.500 3.414.000 4.267.500 ……..
Administración y gastos generales 366.300 732.600 1.098.900 1.465.200 1.831.500 ……..
Seguros 682.800 1.365.600 2.048.400 2.731.200 3.414.000 ……..
Costos de Operación 2.880.601 5.761.202 8.641.803 11.522.404 14.403.005 ……..
2.880.601 5.761.202 8.641.803 11.522.404 14.403.005
% Incremento 0,00%
% Decremento 0,0%
b. Permisos
En dólares ($US)
Item 0 1 2 3 4 5 6
Concesión de Explotación 12.406 12.406 12.406 12.406 12.406 ……..
Peajes de Transmisión 125.000 250.000 375.000 500.000 625.000 ……..
Costos de Permisos -137.406 -262.406 -387.406 -512.406 -637.406 ……..
125
Anexo 7: Tabla de depreciación acelerada
126
Fuente: Elaboración propia en conjunto con profesor guía
AñosUtilidad antes
de ImpuestosDepreciación
Utilidad
después de
Depreciación
Impuesto de
1ra Categ.
Impuesto
acumulado
Pago al
Fisco
0
1 -52.991.638 -8.360.000 -61.351.638 -10.429.778 -10.429.778 0
2 -48.298.121 -12.540.000 -60.838.121 -10.342.481 -20.772.259 0
3 -43.410.813 -16.720.000 -60.130.813 -10.222.238 -30.994.497 0
4 -38.321.562 -20.900.000 -59.221.562 -10.067.666 -41.062.163 0
5 23.878.106 -20.900.000 2.978.106 506.278 -40.555.885 0
6 22.272.848 -20.900.000 1.372.848 233.384 -40.322.501 0
7 22.800.699 -20.900.000 1.900.699 323.119 -39.999.382 0
8 23.343.666 -20.900.000 2.443.666 415.423 -39.583.959 0
9 23.902.200 -20.900.000 3.002.200 510.374 -39.073.585 0
10 24.476.766 -20.900.000 3.576.766 608.050 -38.465.534 0
11 25.067.843 -16.720.000 8.347.843 1.419.133 -37.046.401 0
12 25.675.924 -12.540.000 13.135.924 2.233.107 -34.813.294 0
13 26.301.517 -8.360.000 17.941.517 3.050.058 -31.763.236 0
14 26.945.145 -4.180.000 22.765.145 3.870.075 -27.893.161 0
15 27.607.348 0 27.607.348 4.693.249 -23.199.912 0
16 28.288.679 28.288.679 4.809.075 -18.390.837 0
17 28.989.710 28.989.710 4.928.251 -13.462.586 0
18 29.711.031 29.711.031 5.050.875 -8.411.711 0
19 30.453.248 30.453.248 5.177.052 -3.234.659 0
20 31.216.986 31.216.986 5.306.888 2.072.229 0
21 32.002.887 32.002.887 5.440.491 5.440.491 2.072.229
22 32.811.615 32.811.615 5.577.975 5.577.975 5.440.491
23 33.643.852 33.643.852 5.719.455 5.719.455 5.577.975
24 34.500.301 34.500.301 5.865.051 5.865.051 5.719.455
25 35.381.687 35.381.687 6.014.887 6.014.887 5.865.051
26 36.288.754 36.288.754 6.169.088 6.169.088 6.014.887
27 37.222.272 37.222.272 6.327.786 6.327.786 6.169.088
28 38.183.031 38.183.031 6.491.115 6.491.115 6.327.786
29 39.171.847 39.171.847 6.659.214 6.659.214 6.491.115
30 40.189.558 40.189.558 6.832.225 6.832.225 6.659.214
31 41.237.030 0 41.237.030 7.010.295 7.010.295 6.832.225
127
Anexo 8: Tabla de Flujos de Caja
Fuente: Elaboración propia
128
Anexo 9: Tabla de análisis de sensibilidad para VAN, TIR y PR
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Tasa de descuento Base (15%) -59.084.341 6% 15 años
Aumento a 17% -73.227.568 6% 15 años
Aumento a 20% -90.483.664 6% 15 años
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Horizonte de evaluación Reducción a 15 años
-107.321.104 1% 15 años
Base (25 años) -59.084.341 6% 15 años
Aumento a 30 años -45.622.135 7% 15 años
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Factor de precio Reducción de 5% sobre el precio base -
159.207.513 <0% >30 años
Base -59.084.341 6% 15 años
Aumento de 5% sobre el precio base 9.669.451 10% 13 años
Descripción caso VAN($US) TIR PR
Costos Operacionales y de Mantención
Reducción del 20% -44.221.136 7% 14 años
Base -59.084.341 6% 15 años
Aumento del 20% -81.557.426 5% 16 años
Fuente: Elaboración propia