Alternativas_para_el_Desarrollo_de_Gener

Vista previa del material en texto

Investigaciones Estudiantiles 
Al Servicio de la Comunidad 
 
 
 
 
Alternativas para el desarrollo de 
generación distribuida e incentivos 
económicos para instalaciones 
fotovoltaicas en Chile 
 
 
 
Carlos Bustos 
Ignacio Fernández 
Pedro Lorca 
Axel Sepúlveda 
 
 
 
 Curso: Investigación Ingeniería Propone 
 Sección: Plan de Desarrollo Energético 
 Profesor Guía: David Watts 
 
Noviembre 2012 
 
 
Abstract— The economic and technological development of 
any nation is always associated to a higher power requirement. 
Thus arises the Distributed Generation (DG) for Chile. This 
document presents the state of DG in Chile and diagnoses the 
Challenges in Chile. Alternatives are proposed for photovoltaic 
DG projects, simulating them in different parts of Chile. Results 
shows that investment costs or PV are still to high compared to 
other conventional technologies, but its levelized cost of energy is 
getting closer to conventional technology costs and is already 
below current spot prices in central Chile. We conclude that 
further tax incentives are still needed and more public 
information is required to enhance DG penetration. 
 
Keywords— distributed generation, solar photovoltaic project 
PMGD. 
I. INTRODUCCIÓN 
n el último tiempo los megaproyectos energéticos han 
encontrado una fuerte oposición por parte de la 
ciudadanía, por factores medioambientales y sociales. 
Frente a esto han surgido diferentes complementos al modelo 
de planificación centralizado, entre ellos, la generación 
distribuida (GD). La GD se encuentra sin mucho desarrollo en 
nuestro país, pues si bien ya se ha avanzado en esta materia en 
los últimos 7 años, es fundamental identificar qué puntos se 
debe mejorar en el corto plazo para que la generación 
distribuida comience a tomar un papel más importante en el 
desarrollo energético chileno. Para establecer estas alternativas 
es muy importante identificar la situación actual chilena 
respecto al marco legal, económico y social, junto con las 
distintas realidades locales. Además, las plataformas de 
información son muy importantes para educar a la comunidad 
e incentivar al inversionista sobre los recursos disponibles y 
las distintas formas de implementación. 
A. Generación distribuida 
Por generación distribuida (GD) se puede entender “la 
generación  de  electricidad  que  está  conectada  a  la  red  de 
distribución, cercana a los lugares de consumo”[1]. Algunos 
beneficios de la GD son: la reducción de pérdidas del sistema 
 
C. Bustos, Alumno de 5to año de Ingeniería de la Pontificia Universidad 
Católica de Chile, cobustos@uc.cl 
I. Fernández, Alumno de 4to año de Ingeniería de la Pontificia 
Universidad Católica de Chile, iafernan@uc.cl 
P. Lorca, Alumno de 5to año de Ingeniería de la Pontificia Universidad 
Católica de Chile, pilorca@uc.cl 
A. Sepúlveda, Alumno de 2do año de Ingeniería de la Pontificia 
Universidad Católica de Chile, ansepulveda@uc.cl 
Prof. David Watts, coordinador del área de energía del proyecto IPropone, 
de la Pontifica Universidad Católica de Chile, dwatts@ing.puc.cl 
debido a que la energía no debe viajar largas distancias, la 
reducción de externalidades ambientales y sociales, y una 
mejor respuesta ante cambios en la demanda por tratarse de 
proyectos más pequeños y fáciles de implementar[2]. 
B. Estructura del Trabajo 
La organización del trabajo es la siguiente: en la primera 
parte se muestra el levantamiento de información. A 
continuación se exponen las distintas alternativas existentes 
para la GD en Chile. La cuarta sección presenta un modelo 
que permite determinar en qué lugares conviene más el 
desarrollo de GD fotovoltaica y el la quinta se aplica el 
modelo. Finalmente, se pueden encontrar las conclusiones en 
la sección seis. 
II. LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN 
A. Experiencia Internacional 
La experiencia de países como Dinamarca y Alemania, con 
tradición en GD puede ser de utilidad para Chile. En 
Alemania los procedimientos y requisitos técnicos que deben 
cumplir los GD están bien definidos. Entre estos, se destaca 
que se debe mantener una operación segura de la red bajo 
cualquier circunstancia[3][4]. En Dinamarca la GD es usada 
como generación modular[3][4][5], donde generadores se 
asocian para entrar al sistema de distribución unificados y así 
solucionar problemas como la intermitencia. En general se 
destaca la simpleza y claridad de los procedimientos. 
B. Situación Legal Chilena 
El marco legal de la GD en Chile se basa principalmente 
en la Ley 20.257 y el DS244, además de Ley General de 
Servicios eléctricos (FDL4). 
La Ley 20.257 determina que se debe acreditar que al 
menos un 5% de los retiros de energía realizado por las 
empresas que consumen más de 200 MW, provengan de 
fuentes de ERNC[6], creciendo en el futuro a 10% 
paulatinamente. El DS244 establece las condiciones aplicables 
a los PMGD, términos usados para los GD en la red de 
distribución de hasta 9 MW. Además en este decreto se 
detallan los pasos que debe seguir un interesado para conectar 
un PMGD al sistema[7]. 
C. Proyectos PMGD actuales en Chile 
Los desarrollos PMGD instalados y proyectados en el SIC y 
en el SING del Mapa Energético de la SOFOFA[8] son: 
 
 
 
C. Bustos, I. Fernández, P. Lorca, A. Sepúlveda, Prof. D.Watts 
Alternativas para el Desarrollo de Generación 
Distribuida e Incentivos Económicos para 
Instalaciones Fotovoltaicas en Chile 
E 
mailto:cobustos@uc.cl
mailto:iafernan@uc.cl
mailto:pilorca@uc.cl
mailto:ansepulveda@uc.cl
mailto:dwatts@ing.puc.cl
 
 
Nombre del 
medio de 
generación 
Fuente 
energía 
primaria 
Tipo (Según 
DFL4 y Según 
D.S. 244) 
Potencia 
máxima 
instalada 
en MW 
Región Punto de conexión 
al sistema de 
transmisión 
Alto Hospicio Hídrica MGRNC - PMGD 1,1 1 Alto Hopicio 13,8 kV 
Toro 2 Hídrica MGRNC - PMGD 1,1 1 Alto Hopicio 13,8 kV 
Total 2,2 
Tabla 1. PMGD Instalados en el SING. 
Proyecto Tipo Potencia en MW Inversión en Mill. $USD Región 
Pozo Almonte Solar 2 Solar 8 40 I 
Huerta Solar Fotovoltaica Solar 8 31,87 II 
Seltec Solar 9 20 I 
Calama Solar 1 Solar 9 40 II 
Calama Solar 2 Solar 9 40 II 
Total 43 172 
Tabla 2. PMGD proyectados en el SING. 
Según las tablas 1 y 2 existe en el SING una casi nula 
penetración de proyectos PMGD instalados, pero gran 
potencial de proyectos solares fotovoltaicos. 
 
Nombre del 
Medio de 
Generación 
Fuente 
energía 
primaria 
Tipo (Según 
DFL4 y Según 
D.S. 244) 
Potencia 
máxima 
instalada 
[MW] 
Región Punto de conexión 
al sistema de 
transmisión 
Puclaro Hídrica MGRNC - PMGD 5,6 4 Pan Azúcar 110 kV 
La Paloma Hídrica MGRNC - PMGD 4,5 4 Monte patria 66 kV 
El Tártaro Hídrica MGRNC - PMGD 0,13 5 San Felipe 110 kV 
Purísima Hídrica MGRNC - PMGD 0,43 7 Molina 13.2 
HBS Energía Biomasa MGRNC - PMGD 2,2 8 El Avellano 13 kV 
Cristoro Eolica MGRNC - PMGD 3,54 8 Lebu 66 kV 
El Diuto Hídrica MGRNC - PMGD 3,3 8 Los Ángeles 66 
Total 74 
Tabla 3. PMGD Instalados en el SIC. 
Proyecto Tipo Potenci
a [MW] 
Inversión 
[Mill. $USD] 
Región 
Río Huasco Hidroeléctrica 4 9 III 
Denersol Ii Solar 7,5 32 III 
Río Grande Hidroeléctrica 4 6 IV 
Huentelauquén Eólica 9 0 IV 
Punta Curaumilla Eólica 9 18 V 
Túnel Melado Hidroeléctrica 3 11,3 VII 
Roblería Hidroeléctrica 4 4 VII 
Los Hierros Ii Hidroeléctrica 5,1 16 VII 
Huenteleufú Hidroeléctrica 6,7 16 XIV 
Florín Hidroeléctrica 9 22 XIV 
Lepanto Termoeléctrica 3 0 RM 
Total 236 451 
Tabla 4. PMGD Proyectados en el SIC. 
En el SIC hay una predominancia de proyectos PMGD 
hidroeléctricos de pasada y una limitada proyección de 
entrada de generadores solares o eólicos. (Tablas 3 y 4) 
III. ALTERNATIVAS PARA EL DESARROLLO DE PMGD EN 
CHILE 
A. Electrificación rural 
Según los últimos datos encontrados (del año 2010) del 
porcentaje de viviendas que no poseen electricidad[9][10], el 
total nacional equivale al 96% de viviendas electrificadas. Por 
esto nace la necesidadde crear nuevos sistemas y evaluar 
incentivos para la entrada de proyectos que puedan dar 
soluciones y apoyar este desarrollo. Al considerar las distintas 
alternativas se deben evaluar económica y socialmente, y 
escoger la más rentable. Las opciones son las siguientes: 
a) Extensión de redes existentes: Es rentable dentro de un 
rango de 50 km aproximadamente. Normalmente estos 
proyectos son financiados por el Fondo Nacional de 
Desarrollo Regional. 
b) Sistema de distribución local: Pensando en generación no 
convencional para pueblos pequeños donde actualmente 
predomina la generación diesel un par de horas al día. 
c) Generación individual: Cada vivienda genera la energía 
que consume. Puede ser operada tanto por las mismas 
localidades como por alguna distribuidora. El municipio puede 
hacer de nexo entre la distribuidora y la familia. 
B. Micro redes basadas en ERNC 
Las microredes ERNC se refieren a sistemas de distribución 
pequeños, que se encuentran aislados o lejanos a las grandes 
urbes y se sustentan en la generación con ERNC de pequeña 
escala[11]. Dentro de sus ventajas se encuentra que se 
promueve la utilización de ERNC, se desarrolla el mercado de 
los PMGD y se evitan inversiones en instalaciones de 
transmisión. A continuación a modo de ejemplo se evalúa un 
proyecto de sistema de distribución para una microred 
fotovoltaica. Se considera la construcción de una red de 
distribución de baja tensión. En un pueblo con una carga de 35 
kW, en base a 150 habitantes[13]. El costo por kilómetro de la 
red de distribución es de $9.970.982/km[12]. Como diseño 
muy simplificado se tomó en consideración una red con una 
extensión de 1,94 km. 
Figura 1. Diseño de red de distribución. 
Con el ejercicio se obtiene un costo total de $19.343.705, al 
que habría que agregar los costos de los medios de generación 
para obtener el de la red completa. Trabajo que requiere del 
estudio de potencial ERNC del sitio y de las tecnologías 
disponibles. 
IV. CASO DE ESTUDIO: MODELO DE INVERSIÓN DE UN PMGD 
FOTOVOLTAICO 
Para identificar las localidades donde conviene instalar 
proyectos PMGD fotovoltaicos se desarrolló el modelo que se 
presenta en esta sección. La información de radiación de las 
localidades fue obtenida del Explorador Solar de la 
Universidad de Chile[17]. 
A. Costo de un proyecto solar fotovoltaico FV por metro 
cuadrado 
Acá se estiman los costos de implementación de proyectos 
FV en función del área. Se consideran costos de inversión con 
un rango entre 3000 y 7000 US$/kW, una eficiencia de 15% 
en los paneles, por lo que para una irradiancia máxima de 
1000 W/�態 se podría generar hasta 150 W/�態. Por tanto, para 
poder generar 1000 W se necesitan aproximadamente 6,67 �態. Con esas consideraciones se obtiene que el rango de las 
inversiones varía aproximadamente entre 450 US$/�態 y 1050 
US$/�態. 
 
 
B. Ventas de energía de un proyecto solar fotovoltaico por 
metro cuadrado 
Con el modelo se busca determinar los ingresos que 
percibirán diversos proyectos solares fotovoltaicos por 
concepto de venta de energía a precio estabilizado[14][15]. 
Para esto se evalúan ciudades y/o poblados del norte que 
pertenezcan al SIC y al SING. Además se usan valores 
promedios anuales de la radiación considerando que los 
paneles están fijos. Por la intermitencia de la energía solar, se 
consideró que no aporta a la potencia de punta, por lo que el 
pago por potencia no se considera y la venta de la energía es a 
precio estabilizado, obtenidos de [10] y [11]. Los resultados 
son los siguientes: 
Localidad Radiación 
GHI 
[kWh/m2-
día] 
Barra AT Precio 
nudo 
[$/kWh] 
Venta 
[$/m2 -día] 
Factor 
planta 
[%] 
Vicuña 6.26 Pan de Azúcar 49.54 46.51 26.08 
Vallenar 6.09 Maitencillo 48.35 44.17 25.38 
Copiapó 6.21 Cardones 51.88 48.33 25.88 
Salamanca 5.96 Los Vilos 39.36 35.19 24.83 
Andacollo 6.42 Pan de Azúcar 49.54 47.70 26.75 
Caldera 5.45 Cardones 51.88 42.41 22.71 
Tabla 5. Proyectos en el SIC. 
Localidad Radiación 
GHI [kWh/m2-
día] 
Barra AT Precio 
nudo 
[$/kWh] 
Venta 
[$/m2 -día] 
Factor de 
planta [%] 
Antofagasta 6.03 Atacama 33.67 30.45 25.13 
Calama 7.11 Crucero 33.74 35.99 29.63 
María Elena 6.94 Encuentro 33.82 35.20 28.92 
Tocopilla 6.3 Crucero 33.74 31.89 26.25 
Alto Hospicio 6.59 Tarapacá 35.27 34.87 27.46 
Pozo Almonte 6.88 Tarapacá 35.27 36.40 28.67 
Tabla 6. Proyectos en el SING. 
C. Costo de Desarrollo o Costos tecnológicos de producción 
(CTeP) 
Se procedió a calcular el CTeP de los proyectos con una 
vida útil entre 20 y 30 años como máximo. Se asumió que los 
proyectos no tienen que pagar peajes por el uso de las 
líneas[16] y costos variables no combustibles (CVNC) de 5 
US$/MWh. Además se consideró una tasa de descuento del 
10% anual y los factores de planta encontrados anteriormente 
para las distintas localidades. 
Tabla 7. Costos tecnológicos de producción SIC. 
Tabla 8. Costos tecnológicos de producción SING. 
Comparando con el costo de desarrollo de otras tecnologías 
se puede ver que el costo de la tecnología solar fotovoltaica es 
considerablemente alto respecto al costo de otras alternativas 
convencionales, pero menor a los elevados precios spot que se 
observan en el SIC en Septiembre 2012. 
 
Tabla 9. Costos desarrollo de otras tecnologías. Fuente 1: Systep, 2012. 
Fuente 2: Ministerio de Energía, 2010. (Ambas columnas corresponden a 
Costos de Desarrollo, pero de distintas fuentes). 
 
V. RESULTADOS: EXPLORADOR DE PUNTOS DE CONEXIÓN 
PARA PMGD SOLAR FOTOVOLTAICO 
Con los resultados obtenidos anteriormente, se considera 
la opción de desarrollar un mapa de Chile que contenga la 
información de los puntos de conexión disponibles para el 
desarrollo de PMGD fotovoltaico. La idea es utilizar la 
plataforma de Google Maps®, obteniendo lo siguiente: 
 
 
Figura 2. I Región. 
VI. CONCLUSIONES Y DISCUSIÓN: LA ENERGÍA SOLAR PUEDE 
SER COSTO EFECTIVA 
En primer lugar cabe mencionar que la generación 
distribuida tiene mucho con que aportar a Chile, con mucho 
potencial no explotado. Si bien existe una valiosa experiencia 
internacional en países como Dinamarca y Alemania, algunos 
componentes de sus modelos son inaplicables en Chile, 
especialmente los modelos de subsidios. 
En relación a lo que se ha hecho en Chile en GD se puede 
concluir que falta pulir el procedimiento que deben seguir los 
PMGD para lograr su conexión a los sistemas de distribución. 
Si bien este parece muy estructurado, muchos proyectos 
presentan problemas para acordar la conexión y en 
consecuencia son retrasados tremendamente o incluso 
abandonados en esta etapa al convertirse en negociaciones 
insalvables entre los involucrados. Algunos de los problemas 
detectados en este procedimiento son que la normativa 
garantiza a los PMGD el acceso a conexión, pero no define de 
forma clara los estándares de inversión que son exigidos para 
la conexión de un PMGD. Por esto las empresas distribuidoras 
Localidad SIC CTeP min [US$/MWh] CTeP máx [US$/MWh] 
Vicuña 144.28 364.85 
Vallenar 148.17 374.89 
Copiapó 145.40 367.75 
Salamanca 151.29 382.96 
Andacollo 140.81 355.88 
Caldera 164.98 418.33 
Localidad SING CTeP min US$/MWh CTeP máx US$/MWh 
Antofagasta 149.59 378.57 
Calama 127.63 321.83 
María Elena 130.63 329.59 
Tocopilla 143.39 362.56 
Alto Hospicio 137.30 346.83 
Pozo Almonte 131.73 332.42 
Tecnología Costo de Desarrollo [US$/MWh] 
 Fuente 1 Fuente 2 
Hidro pasada 69.7 51 
Hidro embalse 69.8 - 
Geotermia 71.1 59 
Mini hidro 75.5 - 
Carbón 91 79 
Eólico 111.1 105 
GNL CC 154.5 89 
Solar PV 198.2 - 
Diesel 270.9 273 
 
 
pueden aprovechar la situación para mejorar sus instalaciones 
a costas de los costos de conexión que debe pagar el 
interesado en instalar un PMGD. 
También es importante mencionar que existe un déficit en 
la presentación de información para los inversionistas 
interesados en la generación distribuida. Como se pudo 
observar, el producto de esta investigación finalmentefue la 
propuesta de implementación de distintos canales de 
información, ya sean los mapas o la recopilación de proyectos. 
Estos medios de información son vitales a la hora de 
incentivar la inversión ya que facilitan la evaluación de 
proyectos evitando en cierto modo la dependencia de expertos 
en una primera etapa de prospección. 
Con respecto a las simulaciones finales del proyecto 
PMGD solar fotovoltaico, se puede ver que a pesar que las 
localidades del SING tienen una mayor radiación solar y un 
mayor factor de planta, en general, reciben menos ingresos. 
Esto debido a que los precios en los nudos del SING son 
menores a los del SIC, donde la energía es mas escasa. Gracias 
al mayor factor de planta que tienen en general las localidades 
del SING, se tiene que los costos de desarrollo de los 
proyectos solares fotovoltaicos son más bajos que en el SIC, 
pero siguen siendo altos comparados con los costos de otras 
tecnologías. La discusión nacional actual presenta costos 
incluso menores a los propuestos en este artículo y deja a los 
PMGDs solares a costos mucho mas cercanos a los 
convencionales y por debajo de los precios spot actuales, 
augurando un gran desarrollo futuro. Si se mantiene mas cara 
que sus alternativas, se requiere de otro tipo de incentivos para 
que esta tecnología se desarrolle masivamente, aprovechando 
los recursos ERNC del país. 
REFERENCIAS 
[1] Petrie, Lee, Takahashi. Distributed Generation in Developing Countries, 
Cambridge. 2003. 
[2] Martin. Distributed vs. centralized electricity generation: are we 
witnessing a change of paradigm? Paris. 2009. 
[3] Connor, Mitchell. A Review of four European regulatory systems and 
their impact on the deployment of Distributed Generation, Eindhoven. 
2002. 
[4] Corfee, Korine. Distributed Generation in Europe – Physical 
Infrastructure and Distributed Generation Connection, Zurich. 2011. 
[5] Van der Vleuten, Raven. Lock-in and change: Distributed generation in 
Denmark in a long-term perspective, Eindhoven. 2005. 
[6] Herrera. Normativa Chilena referida a Generación Distribuida como 
Agente del Mercado Eléctrico, Valparaíso. 2009. 
[7] BNC Chile. Decreto Supremo N°244, Reglamento para medios de 
generación no convencionales y pequeños medios de generación 
establecidos en la ley general de servicios eléctricos. 2006. 
[8] SOFOFA. Mapa energético de Chile, Santiago. 2010. 
[9] Argomedo. Electrificación rural en la Región de Coquimbo: primer 
proyecto fotovoltaico masivo en Chile, Santiago. 2012. 
[10] Ministerio de Energía. Programa de Energización Rural y Social, 
Santiago. 2011. 
[11] Palma-Behnke, Ortiz, Reyes, Jiménez-Estévez, Garrido. La micro-red de 
Huatacondo: Solución Tecnológica para Electrificación Rural, Santiago. 
2011. 
[12] Chilectra. Cálculo de las componentes de Costo del VAD, Santiago. 
2008. 
[13] Covarrubias, Irarrázaval. Desafíos de la Electrificación Rural en Chile, 
Santiago. 2010. 
[14] CNE, Fijación de precios de nudo SIC, Informe técnico definitivo. 
Santiago, Octubre 2011. 
[15] CNE, Fijación de precios de nudo SING, Informe técnico definitivo. 
Santiago, Octubre 2011. 
[16] Decreto con Fuerza de Ley 4, Ley General de Servicios Eléctricos, En 
Materia De Energía Eléctrica. Santiago, 2007 
[17] Explorador Solar de la Universidad de Chile, 
http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/ 
Carlos Bustos estudiante de Ingeniería Civil de 
Industrias de la Pontificia Universidad Católica de 
Chile. Sus intereses radican en Mercados Eléctricos, 
Política Ambiental y Energías Renovables No 
Convencionales. cobustos@uc.cl 
 
 
Ignacio Fernández estudiante de Ingeniería Civil de 
Industrias de la Pontificia Universidad Católica de 
Chile. Sus intereses radican operación económica de 
sistemas eléctricos y energías renovables no 
convencionales. iafernan@uc.cl 
 
 
 
Pedro Lorca estudiante de Ingeniería Civil de 
Industrias de la Pontificia Universidad Católica de 
Chile. Licenciado en Ciencias de la Ingeniería. Sus 
intereses radican en el área de operación de sistemas 
eléctricos y planificación de los mercados. 
pilorca@uc.cl 
 
 
Axel Sepúlveda estudiante de Ingeniería Civil de 
Industrias de la Pontificia Universidad Católica de 
Chile. Sus intereses radican en generación fotovoltaica 
y movilidad eléctrica. ansepulveda@uc.cl 
 
 
 
David Watts PhD University of Wisconsin-Madison, 
profesor del departamento de Ingeniería Eléctrica de la 
Pontificia Universidad Católica de Chile. Sus intereses 
radican en Economía aplicada a Mercados Eléctricos y 
Recursos Naturales, Operación y Planificación de 
Sistemas Eléctricos de Potencia e integración de 
generadores eólicos a sistemas eléctricos de potencia. 
dwatts@ing.puc.cl 
http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
mailto:cobustos@uc.cl
mailto:iafernan@uc.cl
mailto:pilorca@uc.cl
mailto:ansepulveda@uc.cl
mailto:dwatts@ing.puc.cl