Magíster en Economía Energética (MEE)

En los sistemas de transmisión adicional, se tiene que su desarrollo se apoya fuertemente en acuerdos entre privados. Además, no son considerados como servicio público, siendo estas diferencias de las más relevantes respecto al segmento Troncal y Subtransmisión. Por otra parte, su tratamiento regulatorio no es tan detallado como los otros dos mencionados segmentos, lo que ha dado lugar a algunas interpretaciones discrepantes que finalmente han sido resueltas por el Honorable Panel de Expertos. Si bien estos sistemas han funcionado relativamente bien, el mayor desarrollo de proyectos de generación vs un menor desarrollo en infraestructura de transmisión ha hecho más evidente algunos aspectos aún pendientes en las leyes que los regulan, como por ejemplo un reglamento específico, el cual aún está en desarrollo a pesar de ya haber sido considerado en 2004, cuando se promulgó la ley N°19.940 (Ley Corta Uno). Con el fin de describir, analizar y proponer cambios que perfeccionen la regulación de los sistemas de transmisión adicional, se desarrollaron los siguientes puntos: Desarrollo histórico de la regulación de transmisión en Chile, desde las primeras leyes para el sector eléctrico chileno hasta la regulación vigente. Descripción de algunos casos de aplicación de la regulación vigente de sistemas de transmisión adicionales, en los cuales es posible observar algunos de detalles que adolece la actual regulación. Análisis crítico de los casos analizados, condensando los temas comunes y realizando un breve examen de las implicancias de estos. Propuestas de cambios con la finalidad de mejorar la regulación vigente de Sistemas de Transmisión Adicional, las cuales se pueden resumir en: - Elaboración de un procedimiento de para el cálculo de capacidad de líneas de transmisión. - Perfeccionamiento en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente. - Cambios legales dirigidos a: Perfeccionamiento del acceso abierto a los sistemas de transmisión adicional, la expansión de estos sistemas de transmisión y la asignación de capacidad de transporte de energía eléctrica.

Los principales combustibles empleados en la actividad marítima hoy en día son los derivados del petróleo, para el caso particular de embarcaciones menores tales como los remolcadores, se emplea el petróleo Diésel Marino o Marine Gas Oil (MGO). La tecnología actual, ha permitido desarrollar motores a combustión interna que funcionan en base a Gas Natural (GN), o en forma alternada entre GN y MGO. La potencia que se ha alcanzado para estos motores permite la operación sin restricciones de remolcadores con un alto nivel de eficiencia térmica, cumpliendo ampliamente con los estándares de seguridad, a un menor precio para la misma cantidad de energía consumida y con menores emisiones contaminantes al medioambiente. El objetivo general de este trabajo, es evaluar técnica y económicamente la conveniencia de implementar remolcadores de puerto que empleen combustible GN en vez de MGO. Para cumplir este objetivo, en primer lugar se dan a conocer las características y particularidades que tienen los remolcadores y sus sistemas de propulsión de manera de establecer una base de conocimientos en esta área. Luego, se continúa con un análisis general del mercado del Gas Natural Licuado (GNL) a nivel mundial y nacional, un análisis de la regulación existente respecto a este combustible y su aplicación a bordo de las naves que operan en aguas nacionales. Posteriormente se efectúa una comparación entre los motores que emplean estos combustibles. Finalmente, se lleva a cabo una Evaluación Económica y un Análisis de Riesgo, considerando un caso base actual con MGO y el caso en estudio con GNL. Los resultados obtenidos, muestran que debido a las bajas horas de operación, el costo en combustible posee una baja relevancia en los costos operacionales del remolcador en un año, por lo que la evaluación económica demostró estar a favor del caso base con un mayor VAN para el periodo evaluado, gracias al menor costo de inversión que tiene la tecnología diésel. Sin embargo, los beneficios medioambientales a favor del gas natural son claros y superiores a los del MGO. Las normas IMO Tier II y Tier III continuarán impulsando el empleo del GNL como la mejor alternativa entre los combustibles marinos en el futuro. Considerando el Objetivo General planteado, respecto de la conveniencia de implementar remolcadores de puerto que empleen combustible GNL, se puede decir que técnicamente y ambientalmente es conveniente, pero no lo es económicamente. La recomendación derivada de las conclusiones expuestas, es la de llevar a cabo este proyecto en remolcadores con una mayor tasa de utilización, donde el ahorro por menor costo variable, podría financiar el mayor costo de inversión que significa esta tecnología.

El presente trabajo de tesis corresponde a un estudio de un modelo de negocio de integración vertical de una empresa distribuidora de combustible, que utiliza aplicaciones de cogeneración como propuesta de valor para entregar el servicio de venta de energía eléctrica y térmica. En el capítulo de Marco General, se revisa el escenario energético chileno, con su actual oferta y demanda, sus proyecciones de crecimiento. Luego, se introduce el desafío energético de país, en temas de eficiencia energética, de mantener las actuales tasas de crecimiento y de proveer la energía suficiente para el desarrollo de nuevos proyecto, en especial en el sector minero. Todo esto, enmarca la oportunidad que existe para proponer alternativas atractivas al mercado en términos de solución energética. También, se revisa los temas normativos y regulatorios de la Cogeneración, para terminar con una reseña de la Industria de Distribución de Combustibles Líquidos, destacando el mercado industrial y el sentido que existe por diferenciarse. En el capítulo de Marco Técnico, se revisan los temas referentes a Cogeneración, su significado, ventajas, desventajas y aplicaciones. Luego se plantean las tecnologías disponibles para realizar Cogeneración y sus usos más comunes. También los combustibles usados en estas tecnologías. Se concluye implementar el modelo con tecnología Motores de Combustión Interna, debido a la amplia gama de potencias disponibles, que existen variedad de proveedores y soporte técnico, además de ser una tecnología de gran versatilidad, con capacidad de adaptarse fácilmente al requerimiento energético. En el capítulo de Modelo de Negocio, se centra en el detalle de la propuesta, ya concluido que existe potencial para capturar valor y cuál es la mejor tecnología a aplicar, se analiza el modelo mediante análisis FODA y PORTER, se definen la estrategia de comercialización en tres etapas. Una primera, de Venta de Energía, en segundo lugar de Aplicaciones de Cogeneración y por ultimo de Combinación con ERNC. En el modelo de negocio, mediante la herramienta Canvas, se logra identificar claramente el bloque de clientes, aquellos que se autogeneran energía eléctrica o dispuestos a autogenerarse; la propuesta de valor, solución integral energética; los canales de comunicación para transmitir la propuesta de valor; la relación con clientes; flujos de ingresos; los recursos claves; actividades claves; red de partners y la estructura de costos. Por último, las conclusiones del estudio, en la cuales se destacan: “La política nacional está haciendo esfuerzos en promover el desarrollo energético eficiente y es aquí donde las tecnologías de cogeneración presentan una alternativa idónea a la generación convencional de energía”. “Que la propuesta de valor planteada en este estudio se vuelve una alternativa confiable para el suministro energético de gran parte de los proyectos mineros”. “Aparte de la captura de valor, la solución promueve las relaciones de largo plazo con clientes y también la sustentabilidad del negocio, siguiendo el camino de la eficiencia energética”.

El proceso de elaboración de vinos genera un considerable volumen de residuos orgánicos, tanto en la fase de vinificación como en las labores de campo. En el presente trabajo se realizó una revisión bibliográfica acerca de los tipos de residuos producidos por la industria vitivinícola, su composición química y sus posibilidades de aprovechamiento energético. Junto con lo anterior se obtuvieron datos de la temporada 2014 de una viña ubicada en el Valle de Colchagua, de 276 hectáreas la cual procesa 5.813 toneladas de uva. El objetivo de este trabajo fue analizar técnica y económicamente las oportunidades de aprovechamiento energético en una empresa vitivinícola a partir de los residuos generados por los manejos de campo y las labores de bodega. Los residuos de relevancia energética en el proceso vitivinicultural son los restos de poda generados en campo y los hollejos, semillas y raquis en bodega. Los residuos de la viña en estudio tienen un potencial energético de 4.041MWh térmicos. La misma bodega de vinificación tiene un consumo de energía externo de 1.064MWh eléctricos y 535MWh térmicos. Se evaluó la instalación de un sistema CHP (combined heat and power) para el aprovechamiento energético de los residuos a partir de la combustión directa de la biomasa. Este sistema permite un ahorro del 61,6% en el consumo energético desde la red de distribución eléctrica, un 40,8% de ahorro en petróleo diésel y un 100% de ahorro en GLP. Considerando las condiciones de este estudio y el sistema de aprovechamiento energético propuesto, los resultados del análisis económico muestran un VAN negativo, no obstante, el proyecto podría ser rentable en otras condiciones, donde los requerimientos de calor sean mayores (debido a que no toda la energía térmica generada puede ser aprovechada), o en un escenario de mayor precio de los combustibles fósiles y la electricidad.

La región de Magallanes depende fuertemente del consumo de gas natural para generación electrica y calefacción de los hogares y el comercio. Lamentablemente los pozos productores de gas natural de la zona han entrado en una fase de agotamiento, debido a la madurez de las yacimientos y los resultados de las exploraciones de ENAP y empresas particulares han sido negativos. La actual producción de gas no permite la operación continua de ninguno de los trenes de producción de Methanex y se estima que en pocos años más, la producción de gas natural podría llegar a ser menor incluso que el total de los consumos distribuidos. A su vez, la tarifa actual de venta de gas natural que hace ENAP a Gasco Magallanes para abastecer los consumos distribuidos y de generación eléctrica es de 1,75 US$/MMBTU y sólo representa cerca del 20% de los costos de Producción de los pozos de gas de ENAP. A fines del año 2009 el Ministerio de Energía intentó intento subir un 17% las tarifas, los tuvo un fuerte rechazo de la comunidad, que terminó con el bloqueo de la región por cerca de 5 meses y provocó la destitución del Ministro de aquel entonces. Cualquier solución a la crisis del Gas Natural en Magallanes debe incluir una política pública, que fomente la disminución del consumo de gas natural, el cual es actualmente 10 veces superior al de ciudades como Santiago y entre 3 a 4 veces superior al de paises como Canadá, que tiene un clima similar al de Magallanes. Una planta de gasificación que opere con carbón local, podría dar una solución costo efetiva de largo plazo a la crisis del gas natural en Magallanes. En caso que se opte por esta solución, se recomienda que el Ministerio de Energía y ENAP lideren un proceso de licitación internacional, para la construcción y operación de planta por al menos 20 años. Este proceso debe iniciarse lo antes posible, ya que los estudios de ingeniería y ambientales, y la construcción de la planta demorarían al menos 4 años. La licitación incluiría un subsidio del 50% de la inversión y el pago de una anualidad que permita asegurar el retorno de la inversión en 5 años. También se considera un contrato de operación por 20 años y un precio de compra del SNG a un precio tope de 6,8 US$/MMBTU. Sólo se consideran volumenes mínimos de compra de SNG por 5 años, ante la eventualidad de que se pueda obtener gas natural desde otras fuentes a menores costos. Para abastecer los actuales consumos distribuidos y de generación eléctrica a las tasas de crecimiento actuales, se debe considerar una planta de gasificación con una capacidad de producción cercana a los 2,0 MM m3/día (Caso Base). El costo de inversión de la tecnología Lurgi se estimó en US$ 594 Millones y el costo anual de operación en US$ 172 millones, lo que equivale a una anualidad de US$ 243 Millones y a un Costo Medio de producción del SNG de 9,6 US$/MMBTU.