FACTIBILIDAD TÉCNICA-ECONÓMICA Y DIFERENCIAS EN LA INSTALACIÓN DE SISTEMA EÓLICO-FOTOVOLTAICO EN PARCELAS DE PICA (I REGIÓN) Y RENAICO (IX REGIÓN), CHILE

FACTIBILIDAD TÉCNICA-ECONÓMICA Y DIFERENCIAS EN LA INSTALACIÓN DE SISTEMA EÓLICO-FOTOVOLTAICO EN PARCELAS DE PICA (I REGIÓN) Y RENAICO (IX REGIÓN)

MATÍAS ALEJANDRO INOSTROZA MEZA

Profesor Guía Sr. René Sanhueza Robles Profesor Co-Referente Sr. Miguel López González

RESUMEN El presente trabajo contiene un estudio técnico, económico y diferencias en la instalación de dos sistemas de generación híbridos (eólico-fotovoltaico) en 2 parcelas, una ubicada en la comuna de Pica, I Región de Tarapacá y otra ubicada en la comuna de Renaico, IX Región de la Araucanía. En un principio se abordaron los temas referentes a la actualidad chilena en ERNC, analizando su expansión en los últimos años y las distintas leyes, regulaciones y fomento que el estado ha realizado para incorporar éstas tecnologías a la matriz energética, profundizando en la Ley 20.571 de Generación distribuida. Luego se estudiaron los fundamentos de la energía fotovoltaica y eólica, analizando los tipos, componentes y parámetros de cada sistema. También la forma en que se pueden interconectar y así formar un sistema híbrido fotovoltaico-eólico. Posteriormente se estudiaron los diferentes climas de las 2 localidades incluyendo sus potenciales de viento y radiación solar. Después se estudió la demanda eléctrica proyectada para las dos viviendas para así poder dimensionar los distintos componentes que conformarán el sistema y obtener la potencia que debe instalarse para cada tipo de tecnología en cada lugar y la factibilidad de instalar un sistema híbrido, fotovoltaico puro o eólico puro. Seguidamente se realizó una descripción de todos los componentes que van a estar presentes y un análisis del funcionamiento de los 2 sistemas, para saber si pueden o no pueden abastecer sus propios consumos, y en el caso de Renaico, calcular cuánta energía se inyectará al sistema, cuánta energía autoabastecerá a la vivienda y cuanta energía se necesita desde la red de distribución eléctrica. Finalmente, se realizó una evaluación económica para determinar si el proyecto es rentable o no.

ÍNDICE INTRODUCCIÓN CAPÍTULO 1 ACTUALIDAD DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA Y EÓLICA EN CHILE 1.1 Antecedentes históricos 1.2 Políticas que impactan en la inversión 1.2.1 Ley Nº 20.257 (2008) Obligatoriedad en la participación de las ERNC [4] 1.2.2 Ley Nº 20.698 (2013) Ampliación de la matriz energética [5] 1.2.3 Ley N° 20.571 (2012) Generación Distribuída [6] 1.3 Beneficios de las ERNC

2 6 6 7 7 7

CAPÍTULO 2 ASPECTOS REGULATORIOS DE LA LEY 20.571 DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA 2.1 Objetivo de la ley 2.2 Generalidades 2.3 Proceso de conexión 2.3.1 Solicitud de Información 2.3.2 Solicitud de Conexión 2.3.3 Respuesta a la solicitud de conexión. 2.3.4 Manifestación de Conformidad 2.3.5 Instalación del equipo de generación 2.3.6 Notificación de conexión 2.3.7 Firma de Contrato 2.3.8 Conexión del Equipo de Generación. 2.4 Valorización de la energía inyectada 2.4.1 Medidor 2.4.2 Precio de la energía 2.4.3 Medios de pago

9 9 10 10 11 11 12 12 12 13 14 14 14 14 17

CAPÍTULO 3 FUNDAMENTOS DE ENERGÍA SOLAR-FOTOVOLTAICA 3.1 ¿Qué es la energía fotovoltaica? 3.2 La radiación solar. [10] 3.2.1 Radiación Global Horizontal (GHI). 3.3 Tipos de sistemas fotovoltaicos: 3.3.1 Sistemas aislados “Off Grid”: 3.3.2 Sistemas interconectados a la red “On Grid”: 3.3.3 Comparación entre sistema aislado y “On Grid”: 3.4 Componentes de un sistema fotovoltaico 3.4.1 Paneles Solares: 3.4.2 Sistema de Almacenamiento:

18 19 20 20 20 20 21 22 22 25

3.4.3 3.4.4 3.4.5

Regulador de carga: Inversor: Componentes generales

27 29 30

CAPÍTULO 4 FUNDAMENTOS DE ENERGÍA EÓLICA 4.1 ¿Qué es la energía eólica? 4.2 Tipos de aerogeneradores: 4.2.1 Aerogeneradores de eje horizontal 4.2.2 Aerogeneradores de eje vertical:

31 32 32 35

CAPÍTULO 5 CLIMA Y POTENCIALES EN LOS DOS SISTEMAS 5.1 Pica 5.1.1 Radiación y temperatura media mensual 5.1.2 Potencial eólico 5.1.3 Resumen 5.2 Renaico 5.2.1 Radiación y temperatura media mensual 5.2.2 Potencial eólico 5.2.3 Resumen

36 37 37 38 38 39 40 41

CAPÍTULO 6 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SISTEMAS. 6.1 Tipos de sistemas a utilizar: 6.2 Dimensionamiento de los sistemas en Pica: 6.2.1 Consumo: 6.2.2 Paneles fotovoltaicos: 6.2.3 Aerogenerador 6.2.4 Baterías: 6.2.5 Resumen 6.3 Dimensionamiento de los sistemas en Renaico 6.3.1 Consumo 6.3.2 Paneles fotovoltaicos 6.3.3 Aerogenerador 6.3.4 Resumen

42 42 42 43 48 51 52 52 52 53 58 61

CAPÍTULO 7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE CADA SISTEMA 7.1 Descripción general de los sistemas: 7.2 Equipos en Pica: 7.2.1 Módulos Fotovoltaico Marca: Hareon Modelo: 2BB HR-200W 7.2.2 Inversor Victron Phoenix 1600VA

62 63 63 64

7.2.3 7.2.4 7.3 7.3.1 7.3.2 7.3.3 7.3.4 7.3.5

Regulador de Carga Victron BlueSolar MPPT 12/24-40 Batería Victron AGM (Plomo-Ácido) Equipos en Renaico Módulos Fotovoltaico SolarTech SEC-6P-60 MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD Aerogenerador Skymax SM1000 Aerogenerador Skymax SM1500 Inversor ABB UNO 2.0

66 67 68 68 70 72 73 75

CAPÍTULO 8 ANÁLISIS DE CONSUMO, INYECCIÓN Y RETIROS 8.1 Pica 8.2 Renaico 8.2.1 Sistema de baja potencia 8.2.2 Sistema de media potencia 8.2.3 Sistema alta potencia

77 78 78 79 81

CAPÍTULO 9 INVERSIÓN, INGRESOS, COSTOS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 9.1 Inversión 9.1.1 Pica 9.1.2 Renaico 9.2 Evaluación económica 9.2.1 Ingresos, ahorros y costos 9.2.2 VAN 9.2.3 TIR 9.2.4 Flujo de caja 9.2.5 Resultados CONCLUSIONES REFERENCIAS

83 83 83 83 84 89 89 90 90 91 92 94 96

ÍNDICE DE FIGURAS Fig. 1-1 Generación ERNC primer semestre del 2014 [3] 4 Fig. 2-1 Proceso de conexión Ley 20.571 10 Fig. 2-2 Tarifas eléctricas para inyección de energía en la Región de Valparaíso [7] 16 Fig. 2-3 Tarifas eléctricas de inyección y consumo en la Región Metropolitana [8] 16 Fig. 3-1 Secuencia del efecto fotoeléctrico en paneles solares. [9] 18 Fig. 3-2 Sistema fotovoltaico aislado típico. [11] 21 Fig. 3-3 Sistema fotovoltaico “On Grid” típíco. [12] 21 Fig. 3-4 Panel Policristalino. 23 Fig. 3-5 Panel monocristalino. 23 Fig. 3-6 Panel de silicio amorfo. 23 Fig. 3-7 Punto de máxima potencia. 24 Fig. 3-8 Curvas I-V típicas de un panel fotovoltaico [13]. 24 Fig. 3-9 Regulador de carga y su conexión. [14] 28 Fig. 3-10 Regulador de carga para sistema híbrido. 28 Fig. 4-1 Circulación general del aire en la Tierra. 31 Fig. 4-2 Generador de eje horizontal (a) y de eje vertical (b) [16] 32 Fig. 4-3 Orientación de generadores de eje horizontal [16] 33 Fig. 4-4 Ejemplo de curva potencia-velocidad. [15] 34 Fig. 4-5 Aerogeneradores de eje vertical a)Savonius b)Darrieus. [18] 35 Fig. 5-1 Ubicación geográfica de la comuna de Pica [16] 36 Fig. 5-2 Ubicación geográfica de la comuna de Renaico [16] 39 Fig. 5-3 Ciclos medios de velocidad del viento según hora del día [18] 41 Fig. 6-1 Interfaz PVSyst y datos requeridos 44 Fig. 6-2 Ingreso de ubicación de Pica en PVSyst 44 Fig. 6-3 Ingreso de radiación global horizontal y temperatura de Pica en PVSyst 45 Fig. 6-4 Ingreso de consumos de Pica en PVSyst 45 Fig. 6-5 Ingreso de ángulos de orientación horizontal y vertical de Pica en PVSyst 46 Fig. 6-6 Resultados con inclinación de 10° 47 Fig. 6-7 Resultados con inclinación de 20° 47 Fig. 6-8 Resultados con inclinación de 30° 48 Fig. 6-9 Histograma de viento a 15m de altura en Pica 49 Fig. 6-10 Curva de potencia de los 4 aerogeneradores usados 49 Fig. 6-11 Histograma de energía en Pica 50 Fig. 6-12 Energía mensual inyectada por los 4 aerogeneradores en Pica 51 Fig. 6-13 Ingreso de ubicación de Renaico en PVSyst 54 Fig. 6-14 Ingreso de radiación global horizontal y temperatura de Renaico en PVSyst 54 Fig. 6-15 Ingreso de consumos de Renaico en PVSyst 55 Fig. 6-16 Ingreso de ángulos de orientación horizontal y vertical de Renaico en PVSyst 55 Fig. 6-17 Resultados con inclinación de 30° 56 Fig. 6-18 Resultados con inclinación de 45° 57 Fig. 6-19 Resultados con inclinación de 60° 57 Fig. 6-20 Histograma de viento a 15m de altura en Renaico 58 Fig. 6-21 Histograma de energía en Renaico 59

Fig. 6-22 Energía mensual inyectada por los 4 aerogeneradores en Renaico 60 Fig. 6-23 Perfil diario de la velocidad del viento en Renaico 61 Fig. 7-1 Sistema a instalar en Pica. 63 Fig. 7-2 Vistas y dimensiones del módulo Hareon HR-200W 64 Fig. 7-3 Curvas características del módulo Hareon HR-200W 64 Fig. 7-4 Foto del inversor Victron Phoenix 1600VA 65 Fig. 7-5 Regulador de carga Bluesolar MPPT 12/24-40 66 Fig. 7-6 Batería Victron AGM 12-200 67 Fig. 7-7 Sistema a instalar en Renaico 68 Fig. 7-8 Vistas y dimensiones del módulo SolarTech SEC-6P-60 69 Fig. 7-9 Curvas I-V y P-V en diferentes niveles de radiación a 25°C 69 Fig. 7-10 MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD 70 Fig. 7-11 Esquema del sistema de monitoreo con ABB CDD 71 Fig. 7-12 Interfaz gráfica del sistema de monitoreo ABB CDD para PC y smartphones 71 Fig. 7-13 Aerogenerador Skymax SM1000 73 Fig. 7-14 Curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1000 73 Fig. 7-15 Aerogenerador Skymax SM1500 74 Fig. 7-16 Curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1500 75 Fig. 7-17 Inversor ABB UNO 2.0 76 Fig. 7-18 Curva de eficiencia del inversor ABB UNO 2.0 76 Fig. 8-1 Gráfico que muestra los consumos, inyección solar, retiros desde la batería y carga de la batería en Pica 77 Fig. 8-2 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio anual) 78 Fig. 8-3 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio en verano) 79 Fig. 8-4 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio en invierno) 79 Fig. 8-5 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio anual) 80 Fig. 8-6 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio en verano) 80 Fig. 8-7 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio de invierno) 80 Fig. 8-8 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio anual) 81 Fig. 8-9 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio en verano) 82 Fig. 8-10 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio en invierno) 82 Fig. 9-1 Kit autónomo de baja potencia (1000W) de Cresco 83 Fig. 9-2 Kit On Grid con microinversores (500W) de Cresco 84 Fig. 9-3 Precios en USA de los aerogeneradores. 85 Fig. 9-4 Precios en USA del inversor ABB UNO 2.0kW Wind. 85 Fig. 9-5 Costos de importación del aerogenerador Skymax SM1000 86 Fig. 9-6 Costos de importación del aerogenerador Skymax SM1500 86 Fig. 9-7 Costos de importación del inversor ABB UNO 2.0kW Wind 87 Fig. 9-8 Tarifas Frontel 90 Fig. 9-9 Flujo de caja para el sistema de Pica con autogeneración 91 Fig. 9-10 Flujo de caja para la parcela de Pica conectado a la red sin autogeneración 91 Fig. 9-11 Flujo de caja para los sistemas de Renaico 92

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1-1 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2011 [2] 2 Tabla 1-2 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2012 [3] 3 Tabla 1-3 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2013 [3] 3 Tabla 1-4 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW primer semestre de 2014 [3] 4 Tabla 1-5 Comparación entre Capacidad y Energía generada mensual en las ERNC 5 Tabla 3-1 Comparación entre sistema fotovoltaico aislado e interconectado. 22 Tabla 5-1 Parámetros geográficos principales de Pica 36 Tabla 5-2 Radiación solar y temperatura en Pica [17] 37 Tabla 5-3 Promedio mensual de la velocidad del viento en Pica [17] 38 Tabla 5-4 Parámetros geográficos principales de Renaico 38 Tabla 5-5 Radiación solar y temperatura en Renaico [17] 39 Tabla 5-6 Promedio mensual de la velocidad del viento en Renaico a 15m de altura 40 Tabla 6-1 Comparación entre parcelas de Pica y Renaico 42 Tabla 6-2 Consumo diario de energía proyectado en la parcela de Pica (En verano) 43 Tabla 6-3 Resumen de energía generada por cada aerogenerador en Pica 50 Tabla 6-4 Voltaje sistema vs capacidad de baterías. 51 Tabla 6-5 Consumo diario de energía proyectado en la parcela de Renaico 53 Tabla 6-6 Resumen de energía generada por cada aerogenerador en Renaico 59 Tabla 7-1 Combinaciones eólico-solares recomendadas en el capítulo anterior 62 Tabla 7-2 Nueva combinación eólico-solar 62 Tabla 7-3 Especificaciones técnicas del módulo Hareon HR-200W 63 Tabla 7-4 Especificaciones técnicas del inversor Victron Phoenix 1600VA 65 Tabla 7-5 Especificaciones técnicas del regulador Bluesolar MPPT 12/24-40 66 Tabla 7-6 Especificaciones técnicas de la batería Victron AGM de Plomo-Ácido 67 Tabla 7-7 Especificaciones técnicas del módulo SolarTech SEC-6P-60 69 Tabla 7-8 Especificaciones técnicas del MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD 70 Tabla 7-9 Especificaciones técnicas del Aerogenerador Skymax SM1000 72 Tabla 7-10 Especificaciones técnicas del Aerogenerador Skymax SM600 74 Tabla 7-11 Especificaciones técnicas del inversor ABB UNO 2.0 75 Tabla 8-1 Resumen Producción, Inyección, Autoconsumo y Retiros anuales de cada sistema en kWh 82 Tabla 9-1 Cotización del proyecto en Pica. 84 Tabla 9-2 Precio de los equipos a importar 87 Tabla 9-3 Inversión del sistema de baja potencia 1700W 88 Tabla 9-4 Inversión del sistema de mediana potencia 2200W 88 Tabla 9-5 Inversión del sistema de alta potencia 3300W 89 Tabla 9-6 Resultados evaluación económica en Pica 92 Tabla 9-7 Resultados evaluación económica en Renaico 93 Tabla 9-8 Resultados si existiera Net Metering en Chile 93

GLOSARIO DE TÉRMINOS NASA ERNC CNE CDEC CER SING SIC MPPT PWM GRID TIE GHI PVSyst Azimut Wp LED AGM SEC IP SC CIP CI EG ED VAN TIR

National Aeronautics and Space Administration Energías Renovables No Convencionales Comisión Nacional de Energía Centro de Despacho Económico de Carga Centro de Energías Renovables Sistema Interconectado del Norte Grande Sistema Interconectado Central Maximum Power Point Tracking. Pulse Widht Modulation. Grid Tied. Global Horizontal Irradiation. Software de simulación de sistemas fotovoltaicos Ángulo de desviación respecto del norte en plano horizontal Watts peak, potencia máxima del arreglo de paneles fotovoltaicos Light Emitting Diode Absorbent Glass Mat Superintendencia de Electricidad y Combustibles Ingress Protection Solicitud de conexión Capacidad Instalada Permitida Capacidad Instalada Equipo de Generación Empresa de distribución Valor Actual Neto Tasa Interna de Retorno

1 INTRODUCCIÓN A diferencia de las energías fósiles, las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Entre estas fuentes de energías están: la hidráulica, la solar, la eólica y la de los océanos. En Chile se define como fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la eólica, la pequeña hidroeléctrica (centrales hasta 20 MW), la biomasa y el biogás, la geotermia, la solar y la mareomotriz. [1] En nuestro país existe un entorno altamente explotable para las ERNC que se traduce en una oportunidad para desarrollar nuevos proyectos, los cuales podrán solucionar las problemáticas energéticas actuales usando alternativas limpias, inagotables y de mínimo impacto ambiental. Por ejemplo la comuna de Pica en la I Región de Tarapacá se ubica en medio del desierto, con un alto nivel de radiación solar por lo que el sistema fotovoltaico sería, en primera instancia, el sistema principal en este lugar. La comuna de Renaico en la IX Región de Araucanía destaca en su clima a nivel regional ya que posee abundantes días soleados en el año y también se presentan vientos moderados en la zona, por lo tanto un sistema fotovoltaico-eólico sería, en primera instancia, una opción recomendable. El gobierno juega un papel fundamental para el desarrollo y progreso del uso de las ERNC ya que a pesar de sus grandes ventajas, son conocidas por tener un alto costo en su inversión inicial, lo cual hace que no sea una alternativa tan atractiva para los inversionistas o la gente que busque un sistema de energía alternativa para su vivienda, negocio, campo, etc. El gobierno, a través del Ministerio de Energía, ha impulsado algunas propuestas para incentivar el uso de éstas tecnologías, una de ellas es la Ley 20.571 de Generación Distribuida la cual será analizada en profundidad. La mayor cantidad de sistemas que se han instalado a nivel residencial en Chile en el año 2015 son sistemas fotovoltaicos, debido a que son los únicos equipos generadores certificados por la SEC para generación distribuida (a Agosto del 2015), son modulares, son de fácil instalación, requieren mínima mantención, sus costos cada vez son más bajos y su eficiencia cada vez más alta. Al tener conocimiento de esto, cada vez será más atractivo invertir en sistemas de ERNC y estos proyectos estarán cada vez más presentes a lo largo de todo el territorio nacional.

2 CAPÍTULO 1 ACTUALIDAD DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA Y EÓLICA EN CHILE 1.1

Antecedentes históricos

El potencial de las diferentes fuentes ERNC, recién está empezando a cobrar importancia en la política energética del país. Históricamente la matriz energética de Chile ha contado con una participación importante de energías renovables, en particular de la energía hidráulica convencional utilizada para generación eléctrica. La participación de las energías renovables no convencionales en la generación eléctrica del país ha sido marginal. Esta situación contrasta con el gran potencial de esas energías en el país, situación que se explica por la baja competitividad económica que tenían respecto de las energías convencionales y a la ausencia de un marco regulatorio que permitiese eliminar las barreras que tenía su desarrollo en Chile. Ambos aspectos han cambiado en el país, ya que desde el año 2008, el gobierno ha elaborado leyes y proyectos que incentivan el uso de las ERNC. Aunque aún falta un largo camino por recorrer, las ERNC cada vez tienen más presencia en la matriz energética del país. A continuación se detalla la presencia de las ERNC en los últimos 4 años: 

2011: En el año 2011 la capacidad de generación proveniente de la energía solar es nula y la de energía eólica es de 205 MW. Tabla 1-1 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2011 [2] Estado

Operación

Construcción

Mini-Hidro Eólica Biomasa Solar Geotérmia Total

246 205 270 0 0 720

64 6 170 1 0 242

Aprobado sin construir 368 2269 55 467 0 3159

En calificación 93 1041 49 302 50 1535

En el año 2011, la generación bruta total ERNC fue de 2.134 GWh, lo cual representa un 3,4% de la generación bruta nacional. 

2012 En el año 2012 la capacidad de generación proveniente de la energía solar aumenta de 0 a 3,6 [MW] y la proveniente de energía eólica se mantiene respecto del año anterior.

3 Tabla 1-2 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2012 [3] Estado

Operación

Construcción

Mini-Hidro Eólica Biomasa Solar Geotérmia Total

278 205 394 3,6 0 881

114 97 58 1,3 0 270

Aprobado sin construir 228 3250 86 3107 50 6721

En calificación 93 2640 0 804 70 3607

En el año 2012, la generación bruta total ERNC fue de 3.158 GWh, lo cual representa un 4,82% de la generación bruta nacional. 

2013 En el año 2013 la capacidad de generación proveniente de la energía solar aumenta de 3,6 a 6,7 [MW] y la proveniente de energía eólica aumenta de 205 a 335 MW. Tabla 1-3 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2013 [3] Estado

Operación

Construcción

Mini-Hidro Eólica Bioenergía Solar Geotérmia Total

444 335 332 6,7 0 1.117

32 457 68 128 0 686

Aprobado sin construir 84 4.340 283 5.337 120 10.166

En calificación 87 1.761 213 4.781 0 6.842

En el año 2013, la generación bruta total ERNC fue de 3.986 GWh, lo cual representa un 5,85% de la generación bruta nacional. 

2014 Según el reporte del Centro de Energías Renovables (CNE) de agosto del 2014, hasta ese momento del año ha aumentado la capacidad de generación de las ERNC en 599 MW, en las que destaca la inyección de 347 MW de capacidad eólica y 182 MW de capacidad solar. Cabe destacar que entra en construcción la primera planta termosolar en Chile y Latinoamérica ubicada en Antofagasta con 100 MW de capacidad como también 487 MW de plantas solares fotovoltaicas. En la Tabla 1-4 se muestra en detalle los proyectos en operación, construcción, aprobados sin construir y en calificación de los distintas tecnologías de generación. Se destaca que en el año 2014 la capacidad de generación proveniente de la energía solar aumenta de 6,7 a 189 MW y la proveniente de energía eólica aumenta de 335 a 682 MW (más del doble).

4

Tabla 1-4 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW primer semestre de 2014 [3] Estado

Operación

Construcción

Biomasa Biogás Eólica Mini-Hidro Solar-PV Solar-CSP Geotermia Total

461 43 682 342 189 0 0 1.716

22 0 154 34 487 100 0 797

Aprobado sin construir 94 1 4.542 290 6.150 760 120 11.957

En calificación 94 8 2.481 185 4.247 0 0 7.015

En el mes de junio, la generación reconocida por ley llegó a los 338 GWh y la acumulada en el año alcanza los 1.990 GWh, lo cual es bastante similar al escenario de junio del año anterior. La generación proveniente de fuentes ERNC se incrementó fuertemente durante el mes de julio, alcanzando un total de 532,3 GWh, cifra 50% superior al mismo mes del año 2013. Esta inyección de energía equivale al 8,9% de la generación total de los sistemas interconectados. En la Fig. 1-1 podemos apreciar que la biomasa se mantiene como la fuente con mayor aporte en generación (229 GWh), pero el fuerte aumento de la generación ERNC se vio impulsado por la energía eólica cuya inyección registró un incremento de 34% con respecto al mes de junio (130 GWh, correspondiente al 24% de la generación ERNC), seguida por las centrales mini hidráulicas (116 GWh), solar (33 GWh) y finalmente biogás (25 GWh).

Fig. 1-1 Generación ERNC primer semestre del 2014 [3]

La Tabla 1-5 hace una comparación en porcentajes entre la capacidad instalada en ERNC (en MW) y su inyección de energía a la red (en GWh del mes de julio de 2014)

5 Tabla 1-5 Comparación entre Capacidad y Energía generada mensual en las ERNC Tecnología Capacidad Instalada [MW] Porcentaje de capacidad respecto al total nacional [%] Energía inyectada [GWh] Porcentaje de energía respecto al total nacional [%] Factor Energía generada por Capacidad [MW/GWh]

Eólica

Solar

Biomasa

MiniHidráulica

Biogás

Total SIC+SING

682

189

461

342

43

17600

3,88

1,07

2,62

1,94

0,24

130

33

229

116

25

2,17

0,55

3,83

1,94

0,42

5,25

5,72

2,01

2,95

1,72

5980

Con estos datos podemos calcular el factor de planta equivalente total de cada tecnología en Chile. Eólica: Capacidad instalada en parques eólicos: 682 MW Energía total inyectada en eólicas en 1 mes: 130 GWh El factor de planta equivalente total estará dado por la relación real que inyecta el sistema dividido por la energía que inyectaría si trabajara todo el mes a plena carga. [ ] [ ] [ ] Esto significa que los sistemas inyectan un 26,5% de la energía que podrían inyectar si funcionaran a plena carga todo el año. Entre los factores que afectan este factor de planta están: Velocidad del viento muy variable y el promedio es bajo en relación a la velocidad del viento nominal del aerogenerador. Solar: Capacidad instalada en plantas solares: 189 MW Energía total inyectada en solares en 1 mes: 33 GWh Factor de planta: [

[ ]

] [

]

6 Esto significa que los sistemas inyectan un 24,3% de la energía que podrían inyectar si funcionaran a plena carga todo el año. Entre los factores que afectan este factor están las horas de luz solar (sólo se inyecta en el día), los días nublados, lluviosos, fríos y también los desperfectos no previstos que pueden sufrir los sistemas. A pesar de ello, el factor de planta indicado es alto en comparación a otras instalaciones en el mundo. Ésta es una de las grandes desventajas que tienen estos sistemas, ya que su inyección de energía está controlada por el clima existente y por lo tanto causa muy bajos factores de planta y un gran margen de incertidumbre no deseada que altera la continuidad del sistema. 1.2

Políticas que impactan en la inversión

Para un inversionista que pretende realizar un proyecto eólico o fotovoltaico en el país, es importante que se den tres cosas con respecto a las políticas existentes.  Que existan políticas relevantes que impulsen el desarrollo de energías renovables, con planes de desarrollo y de reducción de emisiones de carbono en el corto, mediano y largo plazo. Además es importante que estas políticas vengan de la mano con apoyos a la inversión, como por ejemplo a través de subsidios.  Que estas políticas estén bien diseñadas, entregando incentivos apropiados a los objetivos que se desean lograr. También es importante que sean transparentes, de fácil implementación y operación. Finalmente también tienen que tener una duración suficientemente larga para que los inversionistas consideren que el proyecto tiene un riesgo menor, lo cual pueda incentivar la inversión.  Que las instituciones que están encargadas de implementar estas políticas hagan su trabajo con efectividad. Es importante que la institución que haga entrega de subsidios y que esté a cargo del cumplimiento de los objetivos que están relacionados con la inclusión de generación renovable y disminución de las emisiones de carbono, tenga una operación eficiente. 1.2.1

Ley Nº 20.257 (2008) Obligatoriedad en la participación de las ERNC [4]

La Ley 20.257 obliga a las empresas generadoras de energía que efectúen retiros de energía de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para comercializarla con distribuidores eléctricos o consumidores finales, a que una cantidad de energía equivalente al 10% (para el año 2024) de sus retiros haya sido inyectada a esos sistemas por medios de generación renovables no convencionales. Dicha ley se encuentra orientada a que el generador eléctrico, inyecte ya sea por sí o por un tercero, energía limpia a los sistemas eléctricos.

7 1.2.2

Ley Nº 20.698 (2013) Ampliación de la matriz energética [5]

Modifica la Ley 20.257, aumentando el porcentaje de energía proveniente de ERNC. Propicia la ampliación de la matriz energética mediante fuentes renovables no convencionales. Pretende elevar la meta de generación eléctrica de ERNC desde un 10% para el 2024 a un 20% en el año 2025 (PL 20-25), de manera escalonada. Junto con ello, se establece que el Ministerio de Energía debe efectuar licitaciones públicas para la provisión de bloques anuales de energía provenientes de los medios de generación ya mencionados. 1.2.3

Ley N° 20.571 (2012) Generación Distribuída [6]

Este cuerpo legal viene a establecer el sistema de incentivo a los pequeños medios de generación distribuidos en base a ERNC conocido a nivel internacional como Net Billing. La Ley 20.571 incorpora cuatro nuevos artículos a la Ley General de Servicios Eléctricos, que buscan establecer el derecho de los clientes regulados que tengan medios de generación ERNC a inyectar los excedentes de energía a la red de distribución. Este derecho se encuentra establecido a prima facie para los clientes regulados que cuenten con medios de generación que no superen los 100 kilowatts, sujeto a que no afecte a la seguridad operacional de las redes de distribución. Las inyecciones de energía que realicen estos medios de generación serán valorizadas al precio que las empresas de distribución traspasan a sus clientes la energía conforme a los precios regulados fijados por decreto, lo que debe incluir las menores pérdidas de energía. La Ley 20.571 entra en vigencia en octubre del año 2014. En el CAPÍTULO 2 se profundizará sobre esta ley. 1.3

Beneficios de las ERNC

Las ERNC en Chile están tomando cada vez más importancia y aunque aún falta un largo camino por recorrer, existe la iniciativa y la necesidad de incorporar éstas tecnologías en nuestra matriz energética por los múltiples beneficios que otorgan:  Son fuentes locales que contribuyen a la diversificación y a disminuir la vulnerabilidad externa.  Costos de generación estables. Independientes de costos de derivados del petróleo. Contribuyen a disminuir la incertidumbre del precio a largo plazo de la energía.  Suministro confiable en escalas temporales largas: Poca variabilidad interanual (eólica, biomasa, geotermia), a excepción de la pequeña hidráulica.  Menores plazos de maduración y construcción (eólica, biomasa, pequeña hidráulica), a excepción de la geotermia.  Proyectos pequeños o modulares y distribuidos geográficamente, lo que brinda flexibilidad para adaptarse al crecimiento de la demanda sistémica y local.

8  En términos generales, las ERNC son de menor impacto ambiental (local y global).  Pueden contribuir a valorizar zonas degradadas o de bajo valor. Por ejemplo, proyectos eólicos en zonas de secano costero.  Pueden contribuir a diversificar los giros de negocios de diferentes actividades industriales y agropecuarias (uso de residuos de biomasa).  Oportunidades para el desarrollo tecnológico o de industria de servicios propios (geotermia, biomasa, biogás).

9 CAPÍTULO 2 ASPECTOS REGULATORIOS DE LA LEY 20.571 DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA 2.1

Objetivo de la ley

El objetivo de la ley es dar derecho a los clientes regulados de las Empresas Distribuidoras a generar su propia energía eléctrica, mediante medios renovables no convencionales o de cogeneración eficiente, autoconsumirla y vender sus excedentes de energía a la empresas distribuidoras (clientes regulados corresponden, en general, a pequeños y medianos consumidores que tengan una capacidad conectada inferior a 2.000 kilowatts (kW)). Y donde el sistema de generación con energías renovables tenga una potencia instalada menor a 100 kW nominal. 2.2

Generalidades

Pueden acceder al mecanismo establecido en la ley los clientes finales sujetos a fijación de precios (clientes regulados), como por ejemplo, los clientes residenciales y los comerciales o industriales pequeños, que cumplan con las siguientes condiciones: 

Que instalen equipos de generación de energía eléctrica,



Que la capacidad instalada del sistema de generación no supere los 100 kilowatts,

 Que el sistema de generación eléctrica funcione a partir de fuentes de energía renovable no convencional o que corresponda a una instalación de cogeneración eficiente. 

Que cumplan con los demás requisitos establecidos en la ley y en el reglamento. Las fuentes de energía aplicables a la ley son todas las renovables no convencionales como la energía solar, hidroeléctrica pequeña, eólica, biomasa, etc. También las instalaciones de cogeneración eficiente, en las cuales se genera energía eléctrica y energía térmica útil en un único proceso de transformación. Las Empresas de Distribución están obligadas a aceptar la conexión del equipo de generación, sin embargo ellas pueden imponer modificaciones a la red, las cuales serán costeadas por el Cliente. Se debe instalar un medidor bidireccional (que mida inyecciones y retiros) el cual puede ser provisto por la empresa de distribución o comprado por el cliente (debe estar certificado ante la SEC). Las empresas distribuidoras se encuentran impedidas de imponer a los clientes finales, condiciones técnicas u operacionales diferentes a las dispuestas en la Ley General de Servicios Eléctricos, en el reglamento y en las normas técnicas aplicables. De conformidad a lo anterior, corresponderá a la SEC fiscalizar el cumplimiento de las normas aplicables y resolver fundadamente los reclamos y controversias suscitadas entre

10 la empresa distribuidora y los clientes finales que hagan o quieran hacer uso del derecho a inyectar sus excedentes de energía a la red de la empresa distribuidora. 2.3

Proceso de conexión

El proceso de conexión de un equipo generador está regulado, entre otros, a través del Reglamento de la Ley 20.571, su Norma técnica y los instructivos que le complementan y toda la normativa que aplique dependiendo de la capacidad instalada. El proceso de conexión ha sido ilustrado en la Fig. 2-1.

Fig. 2-1 Proceso de conexión Ley 20.571

2.3.1

Solicitud de Información

Los interesados en instalar un equipamiento de generación pueden solicitar a la distribuidora la información necesaria relativa a las condiciones particulares de la red de distribución en el punto de conexión. Este trámite no es obligatorio, pero puede ser útil para dimensionar su instalación antes de la Solicitud de Conexión.

11 Este trámite se realiza enviando a la Empresa Distribuidora, la Solicitud de Información (Formulario 1). La Empresa Distribuidora tiene 10 días hábiles desde la recepción del documento para enviar al Cliente la Respuesta a la Solicitud de Información (Formulario 2). En caso de que el Cliente reciba observaciones a su Solicitud de Información por parte de la Empresa Distribuidora, éste tiene 10 días hábiles para corregir la información y volver a enviarla a la empresa distribuidora. 2.3.2

Solicitud de Conexión

Independientemente de si se realizó o no la solicitud de información descrita anteriormente, para dar inicio al procedimiento de conexión, se deberá enviar la Solicitud de Conexión a la Empresa Distribuidora, enviando para ello el Formulario 3, y adjuntando la siguiente información:  Información General del Cliente: Nombre completo o razón social y Rol Único Nacional o Rol Único Tributario del solicitante, según corresponda. Si el solicitante es persona natural, deberá acompañar su cédula de identidad. En caso que el propietario del inmueble sea una persona jurídica, la solicitud deberá ser presentada por su representante legal, individualizado con su nombre completo y Rol Único Nacional y documento que acredite su personería con una vigencia no anterior a 30 días contados desde la fecha de la solicitud  Certificado de dominio vigente del inmueble donde se emplazará el Equipamiento de Generación, del Conservador de Bienes Raíces correspondiente, con una vigencia no anterior a 3 meses. 

Dirección donde se instalará el Equipamiento de Generación.



Número de identificación del servicio que corresponde al Usuario o Cliente Final.



Teléfono, correo electrónico u otro medio de contacto.

 Capacidad Instalada del Equipamiento de Generación a conectar y sus principales características, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente.  2.3.3

Cualquier otro antecedente que el Usuario o Cliente final considere relevante. Respuesta a la solicitud de conexión.

La Empresa Distribuidora cuenta con 20 días hábiles para entregar al Cliente la Respuesta a la Solicitud de Conexión (Formulario 4) La respuesta de la Empresa Distribuidora deberá incluir la siguiente información:  La ubicación geográfica del punto de conexión del Equipamiento de Generación a su red de distribución eléctrica, de acuerdo al número de Usuario o Cliente Final.  La propiedad y capacidad del empalme asociado al Usuario o Cliente Final, expresada en kilowatts.

12  La Capacidad Instalada Permitida en la respectiva red de distribución eléctrica, o del sector de ella donde se ubicará el Equipamiento Generación.  Las Obras Adicionales y/o Adecuaciones necesarias para la conexión del Equipamiento de Generación, si se requiriesen, junto con su valoración, plazo de ejecución y modalidad de pago.  El modelo de contrato de conexión que deberá firmarse una vez presentada la Notificación de Conexión.  El costo de las actividades necesarias para efectuar la conexión del Equipamiento de Generación. 2.3.4

Manifestación de Conformidad

El usuario podrá manifestar su conformidad con la respuesta de la empresa de distribución en un plazo no superior a 20 días hábiles contados desde la fecha de recepción de su respuesta de SC mediante carta certificada o en la oficina de partes de la Distribuidora u otro medio de que disponga esta última. De no haber conformidad con lo expresado por la Distribuidora, los solicitantes podrán efectuar reclamos ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles o desistir de realizar el proyecto. 2.3.5

Instalación del equipo de generación

Al finalizar la instalación del equipo de generación el Cliente debe hacer una declaración de la puesta en servicio a través del Formulario TE4 (Procedimiento de Comunicación de Puesta en Servicio de Generadoras Residenciales) ante la SEC, este debe ser completado por instaladores eléctricos clase A o B, quienes acreditarán que la instalación del equipamiento de Generación ha sido proyectada y ejecutada cumpliendo con las disposiciones establecidas en el reglamento y la norma técnica que resulten aplicables en el diseño y construcción de este tipo de instalaciones. Los antecedentes que se deberán acompañar en la comunicación de puesta en servicio serán los indicados en el documento: Procedimiento de Comunicación de Puesta en Servicio de Generadoras Residenciales RGR N°01/2014. 2.3.6

Notificación de conexión

Si el Formulario TE4 es aceptado sin objeciones por la SEC, el cliente se dirigirá a la Empresa Distribuidora presentando la Notificación de Conexión (Formulario 5). El plazo para presentar la Notificación de Conexión es de 6 meses a contar de la recepción de la recepción de la notificación de conformidad por parte de la Distribuidora. En el caso de contemplar Obras Adicionales y/o Adecuaciones, el Cliente deberá acordar con la Empresa Distribuidora un plazo para la presentación de la Notificación de Conexión, el que en ningún caso podrá exceder de 5 días hábiles contados desde el

13 vencimiento del plazo informado por la Empresa Distribuidora en su Respuesta a la Solicitud de Conexión. La Notificación de Conexión debe contener las siguientes menciones y antecedentes:  El nombre o razón social del titular y el Rol Único Nacional o Rol Único Tributario del solicitante, además deberá incluir su domicilio y número de identificación del servicio que corresponde al Usuario o Cliente Final.  La capacidad Instalada del Equipamiento de Generación y sus características técnicas esenciales que deberán ser consistentes con las principales características de dicho equipamiento consignadas en la Solicitud de Conexión, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente.  El o los certificados de la(s) Unidad(es) de Generación y demás componentes del Equipamiento de Generación que así lo requieran, otorgados en conformidad a la normativa vigente. 

La identificación y clase del instalador.

 Copia de la declaración o comunicación de la puesta en servicio del Equipamiento de Generación realizada por el Usuario o Cliente Final ante la SEC. 2.3.7

Firma de Contrato

Dentro del plazo de 5 días hábiles contados desde la recepción de la Notificación de Conexión por la Empresa Distribuidora, ésta última y el Cliente deberán firmar un Contrato de Conexión. Las Empresas Distribuidoras deberán disponer de un modelo de Contrato de Conexión que deberá contener como mínimo las siguientes menciones: 

Identificación de las partes, Usuario o Cliente Final y la Empresa Distribuidora.



Opción tarifaria establecida en conformidad a la normativa vigente.



Capacidad Instalada del Equipo de Generación.



Propiedad del equipo medidor y modalidad de lectura.



Características técnicas esenciales del Equipamiento de Generación.

 Ubicación del empalme y certificado(s) de la(s) Unidad(es) de Generación y demás componentes del Equipamiento de Generación. 

Fecha de conexión del Equipamiento de Generación.



Causales de término o resolución del contrato de conexión.

 El mecanismo optado por el Usuario o Cliente Final para el pago de los remanentes no descontados 

Vigencia del contrato.

14  2.3.8

Medio de comunicación acordado. Conexión del Equipo de Generación.

Una vez firmado el contrato, la distribuidora conectará o supervisará la conexión del equipamiento, según la fecha acordada en el contrato, la cual no podrá ser superior a 20 días hábiles respecto de la suscripción del mismo. La conexión o supervisión se realizará en función de lo indicado en el protocolo respectivo. (Formulario 6: Protocolo de Conexión de un EG). 2.4 2.4.1

Valorización de la energía inyectada Medidor

Para la adecuada contabilización de las inyecciones se requiere que el cliente final disponga de un equipo medidor capaz de registrar tanto las inyecciones que se realicen a la red de distribución como los consumos. Normalmente, las casas cuentan con medidores que sólo registran los consumos, por lo que en ese caso, se requerirá necesariamente cambiar el medidor. Tanto las inyecciones como los consumos son registrados en el medidor, siendo responsabilidad de la empresa distribuidora realizar la lectura de las inyecciones de energía eléctrica efectuadas por el equipo de generación. 2.4.2

Precio de la energía

Las inyecciones de energía eléctrica serán valorizadas al precio de nudo de la energía que las empresas distribuidoras traspasan mensualmente a sus clientes finales sometidos a regulación de precios, descontando el IVA. La valorización de dichas inyecciones, incorporará además las menores pérdidas eléctricas de la empresa distribuidora asociadas a las inyecciones de energía efectuadas por el equipo de generación. La energía inyectada y la energía consumida son valorizadas al mismo precio, salvo para el caso particular de los clientes que se encuentren bajo opción tarifaria BT1a (pequeños consumos en zonas distintas al litoral de la zona central), quienes tienen un sistema especial para el cálculo de su cuenta por suministro eléctrico. A continuación se entregan algunos ejemplos. Ejemplo clientes con tarifas BT1b (pequeños consumos en baja tensión en litoral central), BT2 o superior y con tarifas de alta tensión (AT), en total más de 10 tipos de tarifas: Si un cliente está conectado a la red de alta tensión en Calama (por ejemplo con tarifa AT4.3), como podría ser el caso de un supermercado, sus inyecciones serán valorizadas a aproximadamente 50 pesos el kilowatt hora ($/kWh). En el caso de clientes conectados en baja tensión con tarifa BT2 o superior como podría ser un local comercial,

15 sus inyecciones serán valorizadas a aproximadamente 54 $/kWh. Cabe destacar que, en los anteriores casos, el precio para las inyecciones es el mismo que cobra la empresa distribuidora a sus clientes por sus consumos de energía y corresponde a la tarifa de energía. En este tipo de opción tarifaria, los clientes además de la energía deben pagar por separado el uso de la red de distribución, la cual se dimensiona para la hora del día de mayor consumo agregado (típicamente en la noche). Este servicio se paga mediante la tarifa de “potencia”. Ejemplo cliente con tarifa BT1b (capacidad conectada menor a 10 kW): La tarifa BT1 (típicamente de residencia), a diferencia de las otras 10, es la única que, por simplificación (el medidor sólo mide energía y no potencia), no separa los cargos destinados a pagar las redes de distribución de energía (cargo por potencia), del pago asociado a la generación y pérdidas de energía en su transporte y distribución (cargo por energía). En esta opción tarifaria, los cargos asociados a las redes de transporte son repartidos entre muchos clientes a prorrata de sus consumos de energía. En consecuencia, las tarifas BT1 tienen una tarifa única que se asocia al consumo de energía, pero mediante la cual se recauda tanto el valor de la energía suministrada como el pago de la infraestructura de distribución de energía. Si una casa en Calama con tarifa BT1 instala un sistema de generación eléctrica fotovoltaico, su tarifa de suministro de energía asciende a aproximadamente 92,5 $/kWh. De este valor, aproximadamente $ 54 están asociados al valor de la energía suministrada (incluidas las pérdidas), mientras que los $ 38,5 restantes, corresponden al pago destinado a las redes de distribución o “potencia”. En consecuencia, las inyecciones se valorizan a 54 $/kWh, que es igual a la valorización que se otorga a los clientes con otras tarifas y que también se conectan en baja tensión. Es decir, todas las inyecciones de energía de los clientes conectados en baja tensión en una misma zona de distribución tendrán el mismo valor, independientemente de la opción tarifaria del cliente, y será igual a la tarifa de energía de cualquier opción de tarifa en BT distinta a BT1. De manera similar ocurre para las inyecciones de los clientes conectados en alta tensión, donde la valorización de las inyecciones será igual a la tarifa de energía en alta tensión de distribución. La Fig. 2-2 muestra el precio que tendrá la energía inyectada si nos conectamos a las redes de distribución de Chilquinta a julio de 2015, la cual es de 77,55 pesos el kWh para clientes BT y de 68,47 pesos el kWh para clientes AT. El costo de retirar energía de las redes de Chilquinta es de 140 pesos el kWh en promedio para la tarifa BT1. Para el caso de Chilectra a julio de 2015, la Fig. 2-3 muestra la valorización de la energía inyectada. Para el Area 1ª(a) es de 59,58 pesos el kWh para clientes BT y de 56,59 pesos el kWh para clientes AT. El costo de retirar energía de las redes de Chilectra es de 102,5 pesos el kWh en promedio para la tarifa BT1.

16

Fig. 2-2 Tarifas eléctricas para inyección de energía en Chilquinta en la Región de Valparaíso [7]

Fig. 2-3 Tarifas eléctricas de inyección y consumo de Chilectra en la Región Metropolitana [8]

17 2.4.3

Medios de pago

La ley contempla un mecanismo que no consiste en un pago directo por las inyecciones de energía, sino que el mecanismo establecido es que las inyecciones de energía provenientes del equipo de generación deberán ser descontadas de la facturación correspondiente al mes en el cual se realizaron. De existir un remanente a favor del cliente final, el mismo se imputará y descontará en la o las facturas subsiguientes, los que deberán ser reajustados de acuerdo al IPC. Los remanentes que de acuerdo a la periodicidad señalada en el contrato no hayan podido ser descontados de las facturaciones correspondientes, deberán ser pagados al cliente final por la empresa distribuidora, debiendo ésta remitir al cliente final un documento nominativo representativo de las obligaciones de dinero emanadas de los remanentes no descontados, salvo que el cliente final haya optado por otro mecanismo de pago en el contrato respectivo. Además, la ley contempla la posibilidad de que la energía inyectada proveniente de medios de generación renovables no convencionales pueda ser considerada por las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatts, a objeto del cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 150 bis de la ley.

18 CAPÍTULO 3 FUNDAMENTOS DE ENERGÍA SOLAR-FOTOVOLTAICA 3.1

¿Qué es la energía fotovoltaica?

El fundamento de la energía solar fotovoltaica es el efecto fotovoltaico, basado en el efecto fotoeléctrico, que consiste en la conversión de la luz en electricidad. Este proceso se consigue con algunos materiales que tienen la propiedad de absorber fotones y emitir electrones. Cuando estos electrones libres son capturados, el resultado es una corriente eléctrica que puede ser utilizada como electricidad. Cuando la luz del sol incide sobre ciertos materiales llamados semiconductores, los fotones que la constituyen son capaces de transmitir su energía a los electrones de valencia del semiconductor para que rompan el enlace que los mantiene ligados a los átomos respectivos. Por cada enlace roto queda un electrón libre para circular dentro del sólido. La falta de electrón en el enlace roto se llama hueco, también puede desplazarse libremente en el interior del sólido, transfiriéndose de un átomo a otro debido al desplazamiento del resto de los electrones de los enlaces. Los huecos se comportan en muchos aspectos como partículas con carga positiva igual a la del electrón. La estructura física de los semiconductores crea un campo eléctrico que establece una trayectoria de los electrones liberados de manera que se genera una corriente eléctrica continua. La Fig. 3-1 indica una secuencia básica de transformación de la luz en electricidad con un panel fotovoltaico de silicio.

Fig. 3-1 Secuencia del efecto fotoeléctrico en paneles solares. [9]

19 3.2

La radiación solar. [10]

La radiación solar es la energía electromagnética que emana en los procesos de fusión del hidrógeno (en átomos de helio) contenido en el sol. La radiación solar (flujo solar o densidad de potencia de la radiación solar) recogida fuera de la atmósfera sobre una superficie perpendicular a los rayos solares es conocida como constante solar y es igual a 1353[W/m2], variable durante el año un 3% a causa de la elipticidad de la órbita terrestre. El valor máximo medido sobre la superficie terrestre es, en cambio, de aproximadamente 1000[W/m2], en condiciones óptimas de sol a mediodía y en un día de verano despejado. La radiación solar que llega a la superficie terrestre puede ser directa o dispersa. Mientras la radiación directa incide sobre cualquier superficie con un único y preciso ángulo de incidencia, la dispersa cae en esa superficie con varios ángulos. Es necesario recordar que cuando la radiación directa no llega a una superficie a causa de la presencia de un obstáculo, el área en sombra no se encuentra completamente a oscuras gracias a la contribución de la radiación dispersa. Esta observación tiene importancia técnica para los dispositivos fotovoltaicos, que pueden funcionar incluso solamente con radiación dispersa. Una superficie inclinada puede recibir, además, la radiación reflejada por el terreno o por espejos de agua o por otras superficies horizontales, fenómeno conocido como albedo. Las proporciones de radiación directa, dispersa y albedo recibida por una superficie dependen:  De las condiciones meteorológicas (de hecho, en un día nublado la radiación es prácticamente dispersa en su totalidad; en un día despejado con clima seco predomina, en cambio, la componente directa, que puede llegar hasta el 90% de la radiación total).  De la inclinación de la superficie respecto al plano horizontal (una superficie horizontal recibe la máxima radiación dispersa si no hay alrededor objetos a una altura superior a la de la superficie y la mínima reflejada);  De la presencia de superficies reflectantes (debido a que las superficies claras son las más reflectantes, la radiación reflejada aumenta en invierno por efecto de la nieve y disminuye en verano por efecto de la absorción de la hierba o del terreno). En función del lugar, además, varía la relación entre la radiación dispersa y la total, ya que al aumentar la inclinación de la superficie de captación, disminuye la componente dispersa y aumenta la componente reflejada. Por ello, la inclinación que permite maximizar la energía recogida puede ser diferente dependiendo del lugar. La posición óptima, en la práctica, se obtiene cuando la superficie está orientada al norte (en el hemisferio sur), con ángulo de inclinación igual a la latitud del lugar: la orientación al norte maximiza la radiación solar captada recibida durante el día y si la inclinación es igual a la latitud hace que sean mínimas las variaciones de energía solar entre invierno y verano.

20 3.2.1

Radiación Global Horizontal (GHI).

Es uno de los indicadores más importantes a la hora de evaluar el clima de un lugar para una instalación fotovoltaica. Es la cantidad de radiación que se recibe en una superficie perpendicular al campo de gravedad de la Tierra y por lo tanto va recibiendo con distinto ángulo la radiación directa del sol a través del día. La GHI es la suma de las componentes directa y difusa de la radiación solar. Se expresa generalmente en [MJ/m2] o [KWh/m2] (mega-joules por metro cuadrado o kilo-watt hora por metro cuadrado, respectivamente) y puede indicar la energía en un día, un mes o un año. El Ministerio de Energía junto con la Universidad de Chile ha estudiado la GHI en todo el territorio nacional y tienen disponible esa información en la página web http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/ en la cual hay un mapa interactivo de Chile indicando sus niveles de radiación y se pueden generar informes en formato pdf para la localización deseada [11]. 3.3

Tipos de sistemas fotovoltaicos:

Existen dos tipos de sistemas de energía solar fotovoltaica, los sistemas aislados y los sistemas interconectados a la red eléctrica. En ambos sistemas se utilizan los paneles solares fotovoltaicos para convertir la energía solar en electricidad 3.3.1

Sistemas aislados “Off Grid”:

Los sistemas aislados (mostrados en la Fig. 3-2) toda (o parte de) la energía generada se almacena, típicamente, en un banco de baterías. Es un sistema completamente independiente y gracias a que almacena energía puede ser utilizada en las noches y durante los días nublados (limitados por la autonomía del sistema). Este tipo de sistemas son muy comunes en zonas rurales o alejadas de la ciudad, donde no llega la red eléctrica. Se puede contar con un sistema de energía solar aislado para la casa completa o para una tarea o sección específica. Por ejemplo se puede alimentar de energía un centro de entretenimiento o una pequeña bodega. 3.3.2

Sistemas interconectados a la red “On Grid”:

En los sistemas interconectados a la red (mostrados en la Fig. 3-3) se inyecta directamente la energía generada a la red de distribución eléctrica. Estos sistemas en ocasiones son más económicos ya que no se necesita un banco de baterías, los cuales son uno de los dispositivos más costosos del sistema aislado y los que mayor mantenimiento requieren. Actualmente, en países como España, Alemania o Japón, las compañías de distribución eléctrica están obligadas por ley a comprar la energía inyectada a su red por estas mini-centrales fotovoltaicas. Recientemente en Chile se aprobó la Ley 20.571 “Net-

21 billing”, creada para fomentar el uso de sistemas ERNC en espacios residenciales, sin embargo el incentivo recibido es menor en comparación con la legislación internacional.

Fig. 3-2 Sistema fotovoltaico aislado típico. [12]

Fig. 3-3 Sistema fotovoltaico “On Grid” típíco. [13]

3.3.3

Comparación entre sistema aislado y “On Grid”:

La instalación de un sistema On Grid o uno aislado, se hará de acuerdo a los requerimientos de cada vivienda. Generalmente se instalan sistemas aislados donde no llega energía eléctrica por parte de la distribuidora ya que su inversión es más alta por lo tanto se usa como último recurso. La Tabla 3-1 muestra una comparación entre los dos tipos de sistemas fotovoltaicos.

22 Tabla 3-1 Comparación entre sistema fotovoltaico aislado e interconectado.

Costos de Inversión Costos Mantenimiento Flexibilidad Independencia Obligaciones legales Implementación 3.4

On Grid Económico

Aislado Costoso (baterías) Limpieza más costos de Mínimos, sólo limpieza baterías de reemplazo No hay problema por sobre- No se puede gastar más de uso lo calculado Depende del sistema Totalmente independiente eléctrico nacional Hay que avisar y hacer un No se necesita permiso contrato con la distribuidora Fácil Poco más complicado

Componentes de un sistema fotovoltaico

3.4.1

Paneles Solares:

Los paneles típicos tienen 3 calidades distintas, estos difieren en su costo y en su eficiencia. El uso de uno u otro depende exclusivamente de la necesidad energética que se necesite suplir y el presupuesto asociado a la instalación, los paneles de menor costo son los de silicio amorfo, pero también son los de menor eficiencia.  Paneles Monocristalinos (ver Fig. 3-5): Los cuales se componen de secciones de un único cristal de silicio, basada en secciones de una barra de silicio perfectamente cristalizada en una sola pieza. Las células monocristalinas tienen rendimientos superiores al 24% en laboratorio, pero en la realidad, los paneles comerciales rondan el 15%. Son las primeras que salieron al mercado y su calidad y potencias obtenidas por unidad de superficie son las más elevadas de todas. Por el contrario son las más caras, las más pesadas y las más frágiles frente a impactos, aunque los bastidores en los cuales van montadas ofrecen todo tipo de garantías para su correcta protección.  Paneles Policristalinos (ver Fig. 3-4): Están formados por pequeñas partículas cristalizadas, se basan en secciones de una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales. Visualmente son reconocibles por tener su superficie un aspecto granulado. Las células policristalinas proporcionan rendimientos de hasta un 19% en laboratorio, y de un 14% aproximadamente en los módulos comercializados. La potencia obtenida es un poco inferior a las monocristalinas, pero su costo es inferior.  Células de película delgada o de silicio amorfo (ver Fig. 3-6): basadas también en el silicio, pero a diferencia de los dos anteriores, este material no sigue aquí estructura cristalina alguna. Las células basadas en Silicio amorfo tienen rendimientos máximos alcanzados en laboratorio de hasta un 13%, siendo el de los módulos comerciales de

23 alrededor del 8%. Las células basadas en materiales con características semiconductoras obtienen los siguientes rendimientos en sus versiones comerciales: Teluro de cadmio, en torno al 8%. Arseniuro de Galio, sobre un 20%, siendo éste uno de los materiales más eficientes. Diseleniuro de cobre en indio, en torno al 9%.

Fig. 3-4 Panel Policristalino.

Fig. 3-5 Panel monocristalino.

Fig. 3-6 Panel de silicio amorfo.

Principales parámetros de un panel fotovoltaico:  Corriente de cortocircuito (Isc): Es la intensidad máxima de corriente que se puede obtener de un panel bajo un cortocircuito en sus terminales.  Voltaje a circuito abierto (Voc): Es el voltaje máximo que se podría medir con un voltímetro en condiciones de circuito abierto.  Potencia máxima (Pmp): Decimos que una placa solar trabaja en condiciones de potencia máxima cuando la resistencia del circuito externo es tal que determina unos valores de Imax (corriente a potencia máxima) y Vmax (voltaje a potencia máxima) tales que su producto sea máximo. Normalmente un módulo fotovoltaico no trabaja en condiciones de potencia máxima, ya que la resistencia exterior está fijada por las características propias del circuito, aunque existe la posibilidad de utilizar dispositivos electrónicos conocidos como “seguidores del punto de máxima potencia” o MPPT.

24

Fig. 3-7 Punto de máxima potencia.

 Curva I-V: La curva I-V (mostrada en la Fig. 3-8) indica el comportamiento eléctrico del panel solar a determinadas radiaciones y a determinadas temperaturas de operación. Es importante tener en cuenta que el aumento de la temperatura en los paneles solares produce una disminución del voltaje de cortocircuito, por lo cual es necesario tener un dispositivo que maximice el rendimiento del panel solar (como por ejemplo un regulador con MPPT)

Fig. 3-8 Curvas I-V típicas de un panel fotovoltaico [14].

 Eficiencia total del panel: Es el cociente entre la potencia eléctrica producida por éste y la potencia de la radiación incidente sobre el mismo. 

Parámetros térmicos: Coeficientes de temperatura para tensión y corriente.

 Rangos de operación: temperatura de uso, máxima tensión del sistema y cargas mecánicas, así como la máxima corriente inversa que pueden admitir.

25  Características físicas, donde además de indicarnos las dimensiones del panel y su peso, nos pueden indicar el tipo de marco, caja de conexiones, cables, conectores y sobre todo el número de células en serie de la placa solar. 3.4.2

Sistema de Almacenamiento:

El sistema de almacenamiento está compuesto, típicamente, de un banco de baterías, las cuales almacenan energía y luego cuando la radiación solar disminuye las baterías son las encargadas de alimentar el sistema. El principio de funcionamiento es el siguiente: Para cargarla se necesita un generador de CC, el que deberá ser conectado con la polaridad correcta: positivo del generador al positivo de batería y negativo del generador al negativo de batería. Para poder forzar una corriente de carga el voltaje deberá ser algo superior al de la batería. La corriente de carga provoca reacciones químicas en los electrodos, las que continúan mientras el generador sea capaz de mantener esa corriente, o el electrolito sea incapaz de mantener esas reacciones. El proceso es reversible. Si desconectamos el generador y conectamos una carga eléctrica a la batería, circulará una corriente a través de ésta, en dirección opuesta a la de carga, provocando reacciones químicas en los electrodos que vuelven el sistema a su condición inicial. i) Especificaciones típicas de una batería:  Capacidad: Se evalúa en Amperes-hora (Ah) e indica cuánta corriente se puede obtener de la batería en un rango de tiempo. Si una batería tiene, por ejemplo, una capacidad de 100 Ah, significa que teóricamente puede dar una corriente de 10 A durante 10 h, o de 1 A durante 100 h, etc. Esto en la práctica no es así, ya que entre otras cuestiones cuanto más rápido se descarga una batería, más energía se pierde por la resistencia interna. Por ello la capacidad de carga se suele dar referida a un tiempo estándar de descarga (10 o 20 horas), y para un voltaje final determinado.  Profundidad de descarga (PD): Representa la cantidad de energía que puede extraerse de una batería. Una batería de auto tiene una profundidad de descarga pequeña (altas corrientes para encender el motor en poco tiempo), en cambio una batería solar permite una PD máxima del 80%, es por eso que son llamadas baterías de ciclo profundo (BCP). Mientras más profunda sea la descarga de una batería, menor será la cantidad de ciclos carga-descarga que ésta pueda soportar, es decir es mayor la reducción de su vida útil. La profundidad de descarga típica está entre el 20% y 30%.  Máximo número de ciclos: Se considera que una BCP ha completado todos los ciclos de carga y descarga cuando, al ser cargada nuevamente, la máxima energía que puede almacenar se reduce al 80% de su valor inicial. El número de ciclos de carga/descarga depende de la PD. Cuando ésta disminuye, el número de ciclos aumenta.  Voltaje de salida: El voltaje de salida de una batería no permanece constante durante la carga o descarga. Dos variables determinan su valor: el estado de carga y la temperatura del electrolito. A menor temperatura mayor será la caída de voltaje al

26 descargarse la batería. Esto se produce porque las baterías funcionan en base a reacciones químicas y cualquier reacción química es acelerada cuando la temperatura se incrementa y es retardada cuando ésta disminuye.  Gasificación: Se produce cuando la batería está cargada o próxima a cargarse y se sigue inyectando corriente. El regulador de carga es el encargado de evitar éstas sobrecargas y también controlar las sobredescargas, así aumenta la vida útil de las baterías.  Autodescarga: Una batería que está cargada y permanece inactiva pierde su carga con el tiempo. Este fenómeno es conocido como autodescarga. La rapidez de la descarga depende de la temperatura ambiente y del tipo de batería. ii) Tipos de batería Al igual que los paneles existen baterías de distintas calidades y precio.  Plomo - Ácido: Estas baterías se componen de varias placas de plomo en una solución de ácido sulfúrico. La placa consiste en una rejilla de aleación de Plomo con una pasta de óxido de Plomo incrustada sobre la rejilla. La solución de ácido sulfúrico y agua se denomina electrolito. Las baterías de este tipo se utilizan ampliamente en sistemas fotovoltaicos, la unidad de construcción básica de una batería de cada celda es de 2 Volt.  Niquel - cadmio: Las baterías de Níquel-Cadmio tienen una estructura física similar a las de Plomo-ácido, en lugar de Plomo, se utiliza hidróxido de Níquel para las placas positivas y óxido de Cadmio para las negativas. El electrolito es hidróxido de Potasio. La unidad básica de cada celda es de 1,2 volt, admiten descargas profundas de hasta un 90%, su vida útil es más larga, sin embargo su alto costo en comparación con las de plomo acida las hacen menos utilizadas en sistemas fotovoltaicos.  Ion de Litio: Las baterías de ion de Litio como las usadas en celulares y computadoras son superiores. Actualmente se investiga fuertemente en mejorarlas y en el desarrollo de alternativas como por ejemplo los de 'litio-aire' o de litio de estado sólido, principalmente motivado para solucionar los requerimientos de energía en vehículos eléctricos. Aunque hay noticias muy prometedoras, hasta el momento hay pocas alternativas económicamente viables a los acumuladores de plomo. Las baterías de litio-ferrofosfato (LiFePO4) no contienen elementos tóxicos y tienen una eficiencia de 98%. Se puede descargar hasta un 20% de su capacidad y pueden tener una vida hasta más de 10,000 ciclos. Son más livianos y tienen menos volumen que las baterías de plomo. La gran desventaja actual es el alto precio inicial que es de aproximadamente cuatro veces el de una batería de plomo. Existen tecnologías de batería en desarrollo como lo son:  Baterías de flujo [15]: Una batería de flujo es un tipo de batería donde la recarga es proporcionada por dos componentes químicos, disueltos en líquidos contenidos dentro del sistema y separados por una membrana. El intercambio de iones (que proporciona flujo de corriente eléctrica) se produce a través de la membrana, mientras

27 los dos líquidos circulen en su propio espacio respectivo. El voltaje de la celda va desde 1,0 a 2,2 voltios.  Batería de zinc-aire: Son baterías de metal-aire potenciadas mediante la oxidación del zinc con el oxígeno del aire. Estas baterías tienen altas densidades de energía y son relativamente baratas de producir. Los tamaños varían desde las muy pequeñas pilas de botón de los audífonos, baterías más grandes utilizadas en videocámaras que utilizaban previamente pilas de mercurio, a baterías muy grandes usadas por los vehículos eléctricos.  Batería de Aluminio-aire: Una batería de aluminio-aire o batería de Al-aire produce electricidad a partir de la reacción de oxígeno del aire con aluminio. Tiene una de las densidades de energía más altas de todas las pilas, pero no se utilizan aún ampliamente, debido a problemas con el alto costo del ánodo y a la remoción del subproducto al utilizar electrolitos tradicionales, lo que ha restringido su uso a aplicaciones principalmente militares. Sin embargo, un vehículo eléctrico con baterías de aluminio tiene el potencial para un máximo de ocho veces la autonomía de una batería de iones de litio, con un peso total significativamente menor. 3.4.3

Regulador de carga:

El regulador tiene como función fundamental impedir que la batería continúe recibiendo energía del colector solar una vez que ha alcanzado su carga máxima, para así evitar su gasificación y/o calentamiento. Otra función del regulador es la prevención de la sobredescarga, con el fin de evitar que se agote en exceso la carga de la batería, siendo éste un fenómeno que puede provocar una sensible disminución en la capacidad de carga de la batería. Algunos reguladores incorporan una alarma sonora o luminosa previa a la desconexión para que el usuario pueda tomar medidas adecuadas, como reducción del consumo, u otras. Los reguladores más modernos integran las funciones de prevención de la sobrecarga y sobredescarga en un mismo equipo, que además suministra información del estado de carga de la batería, la tensión existente en la misma, además de ir provistos de sistemas de protección tales como fusibles, diodos, etc., para prevenir daños en los equipos debidos a excesivas cargas puntuales. Estos reguladores también pueden incorporar sistemas que sustituyan a los diodos encargados de impedir el flujo de electricidad de la batería a los paneles solares cuando los paneles no inyectan energía (en las noches o días muy nublados). También es interesante incorporar modelos de regulación que introducen modos de carga “en flotación”, lo cual permite una carga más completa de las baterías y un mejor aprovechamiento de la energía de los paneles. Las características eléctricas que definen un regulador son su tensión nominal y la intensidad máxima que es capaz de disipar. Existen reguladores que aceptan sistemas híbridos solar-eólico de generación, los cuales pueden tener entrada trifásica, monofásica o continua para los aerogeneradores.

28 La Fig. 3-9 muestra un regulador de carga para un sistema fotovoltaico con sus respectivas conexiones. La Fig. 3-10 muestra un regulador de carga para sistemas híbridos solar-eólico el cual tiene entrada trifásica para el aerogenerador y entrada continua para los paneles fotovoltaicos. Tiene una potencia nominal de 550W, puede funcionar a 12V o 24V con detección automática, tiene protección contra sobrecarga y sobredescarga, funciona entre -10 y 40 °C y pesa 1,3kg.

Fig. 3-9 Regulador de carga y su conexión. [16]

Fig. 3-10 Regulador de carga para sistema híbrido.

29 3.4.4

Inversor:

Un inversor es un aparato (normalmente electrónico) que a partir de corriente continua (CC), produce corriente alterna (CA) o viceversa. Se utiliza normalmente para obtener 220 Voltios a partir de bancos de baterías. Las principales especificaciones que han de acompañar a un inversor son: - Tensiones nominales de entrada y salida. - Rendimiento. - Sobrecarga admisible. - Resistencia a cortocircuito. - Potencia. Los inversores permiten transformar la corriente continua de 12 o 24 voltios (o más), en corriente alterna a 125 ó 220 voltios, que es lo que se utiliza generalmente en los puntos de consumo. Todo esto nos permite utilizar aparatos eléctricos, de la misma forma que la red en una casa que tiene energía eléctrica a 220 voltios. Pero esto trae consigo la pérdida de energía del propio inversor, el cual tiene un rendimiento bastante pequeño en determinadas situaciones. Según el tipo de onda producido, podremos hablar de inversores de onda cuadrada, de onda modificada o de onda senoidal. El inversor perfecto es aquel que puede producir la corriente alterna en forma senoidal, pero tiene el problema de que es bastante más caro. Como no siempre es necesario, es más económico usar un inversor de onda cuadrada. Generalmente se usa inversores de onda cuadrada o modificada en instalaciones aisladas residenciales, donde no se alimenten motores de alta potencia. Se usan inversores de onda senoidal en las instalaciones conectadas a la red, ya que debe ser lo más parecida a la red de distribución para no producir problemas.

Características deseadas de un inversor.  Resistir potencias puras punta, como la producida al arrancar un motor, sin que se colapse el inversor. Los de onda cuadrada no aguantan muy bien estas subidas.  Tener una eficacia razonable, por lo que se tendrá que ver si el aparato va a trabajar a una potencia pequeña o a una fracción de la misma, ya que el rendimiento del inversor baja mucho. En general es del 70% trabajando a una potencia del 21% de la nominal y del 85% cuando trabaje a una potencia superior a la del 40% de la nominal.  El montaje debe ser estable con independencia de la potencia en cada instante. Se puede admitir una variación del 5% en convertidores senoidales y del 10% en convertidores de onda cuadrada. Pero si existen acumuladores, la tensión real de entrada no será mayor del 125% ni menor del 85% de la tensión nominal de entrada del convertidor.  Baja distorsión armónica, lo que se refiere a la calidad de la onda. Los parásitos de dicha onda tienen que ser eliminados totalmente con ayuda de los filtros

30 electrónicos, aunque se pierda algo de potencia útil. La variación en la frecuencia de salida será del 3% de la nominal. 

Capaz de instalarse en paralelo, para un posible crecimiento en la instalación.

 Tener un arranque automático, para poder conectarse y desconectarse cuando exista una mayor o menor energía eléctrica una red.  Ser seguro, por lo que tendría que tener las protecciones de cortocircuito, sobrecarga, inversión en la polaridad, etc.  Temperatura de operación entre -5°C y 40°C de temperatura ambiente, por lo que ha de tener un buen comportamiento térmico. 

Incluir las señales luminosas necesarias para indicamos un posible cortocircuito.

 Tener toda la documentación que acredite el correcto funcionamiento y las características del mismo: Tensión de trabajo de entrada y salida, potencia nominal, frecuencia nominal, factor de distorsión, forma de la onda, rango de temperaturas admisibles, rendimiento en función de la potencia demandada, sobrecarga que resiste, resistencia a cortocircuito y factor de potencia. La complejidad de los inversores está en su capacidad de igualar la forma sinusoidal de la onda de corriente alterna, y en la garantía de mantener la frecuencia y el voltaje dentro de unos límites. Para las instalaciones aisladas, los requisitos de estos equipos son menores que en las conectadas a la red. En este último caso, los inversores son unos elementos más sofisticados que deben garantizar que la electricidad de origen solar se vierta a la red en similares condiciones a cómo lo hacen las centrales convencionales. 3.4.5

Componentes generales Algunos componentes generales de las instalaciones fotovoltaicas son:

 Soportes: Existen soportes fijos, los cuales están anclados y son orientados al instalarlos. También están los ajustables que pueden ser ajustados mes a mes para obtener así una mejor eficiencia. Finalmente están también los de seguimiento automático, los cuales siguen el movimiento del sol cada día y en todo momento, al anochecer vuelven a su posición de inicio para repetir un nuevo ciclo.  Fusibles, interruptores y protecciones: El sistema debe estar protegido para cortocircuitos, sobrecargas, sobrevoltajes, etc. que se puedan experimentar.  Cableado: Se deben dimensionar los conductores para que las pérdidas sean mínimas. Cabe destacar que en CC hay bajo voltaje y alta corriente, por lo tanto los conductores deberán tener una mayor sección.  Monitoreo: Si se va a inyectar energía a la red, se debe tener un monitoreo del consumo y de lo generado para saldar cuentas cada mes con la compañía de distribución (medidor bidireccional).

31 CAPÍTULO 4 FUNDAMENTOS DE ENERGÍA EÓLICA 4.1

¿Qué es la energía eólica?

Los vientos tienen su origen en la diferencia de temperatura y presión que se produce cuando el aire caliente en la zona ecuatorial se mueve hacia los trópicos que están más fríos (ver Fig. 4-1). Al calentarse el aire en la línea ecuatorial asciende y es sustituido por el aire más próximo a los Polos, formándose la llamada circulación de Hadley, que se hace inestable a unos 30° de latitud.

Fig. 4-1 Circulación general del aire en la Tierra.

Se conoce como "viento" a la corriente de aire que se desplaza en sentido horizontal y puede ser caracterizado por dos parámetros: la dirección en el plano horizontal y la magnitud de la velocidad. Por lo tanto la energía del viento viene dada por la energía cinética que posee su movimiento y depende de la velocidad y la masa que tiene.

32 Donde : Energía cinética del viento : Masa del viento Esta energía cinética puede ser aprovechada por los aerogeneradores, los cuales la convierten en energía mecánica y luego en energía eléctrica utilizable. 4.2

Tipos de aerogeneradores:

Los aerogeneradores se clasifican según la posición del eje de giro respecto a la dirección del viento, existiendo generadores de eje horizontal (Fig. 4-2 a) y de eje vertical (Fig. 4-2 b).

Fig. 4-2 Generador de eje horizontal (a) y de eje vertical (b) [17]

Los generadores de eje horizontal se encuentran más desarrollados, tanto desde el punto de vista técnico como comercial. 4.2.1 

Aerogeneradores de eje horizontal

Funcionamiento Según la velocidad del viento, este hace que se muevan las palas, el movimiento circular es trasladado al eje del rotor, donde por medio de un conjunto de engranajes se aumenta su velocidad de giro. Este conjunto de engranajes se llama caja multiplicadora. De esta última sale un acople a un generador de energía eléctrica que puede ser tipo CC para producir energía eléctrica continua o generadores asíncronos o síncronos para producir energía eléctrica alterna, en el caso de generación alterna se debe tener en cuenta

33 la frecuencia de salida, ya que ésta dependerá de la velocidad de giro del rotor, y por consecuencia también de la velocidad del viento. En las máquinas eólicas de eje horizontal, para tener un comportamiento uniforme de generación de energía eléctrica, es necesario que las palas se mantengan constantes respecto a la dirección del viento, por lo tanto un sistema de orientación es fundamental en este tipo de aerogeneradores. Según la posición de las palas respecto a la dirección del viento éstas pueden presentar dos posiciones:  Barlovento: en la que el viento viene de frente hacia las palas, teniendo el sistema de orientación detrás. Es el más utilizado (Fig. 4-3 a).  Sotavento: en la que el viento incide primero por el mecanismo de orientación y después actúa sobre las palas (Fig. 4-3 b).

Fig. 4-3 Orientación de generadores de eje horizontal [17]

Componentes de un aerogenerador:  Cimentación: Los aerogeneradores actuales de eje horizontal están constituidos por una cimentación subterránea de hormigón armado, adecuada al terreno y a las cargas del viento, sobre la cual se levanta una torre. Para los generadores de baja potencia los cimientos pueden ser superficiales.  Torre: La torre de un aerogenerador es el elemento estructural que soporta todo peso del aerogenerador y mantiene elevadas del suelo las palas de la turbina. Está hecha de acero y normalmente hueca por dentro para poder permitir el acceso a la góndola. Suele ser típicamente de acero de tipo tubular u hormigón armado (en la actualidad se suelen utilizar estructuras mixtas en las que la parte inferior es de hormigón y la superior de acero). Elevan el aerogenerador lo suficiente como para que sea capaz de acceder a velocidades del viento mayores, en contraste con las bajas velocidades en los puntos cercanos al terreno y la existencia de turbulencias. Al extremo de la torre se fija una góndola giratoria de acero o fibra de vidrio.

34  Rotor y las palas: Normalmente las turbinas modernas están formadas por dos o tres palas, siendo lo normal el uso de tres por la mayor suavidad en el giro que proporciona. Las palas están fabricadas de un material compuesto de matriz polimérica (poliéster) con un refuerzo de fibras de vidrio o carbono para dar mayor resistencia. Pueden medir longitudes en el rango desde 1 metro hasta 100 metros y van conectados al buje del rotor. En algunos casos, dentro del buje hay ciertos elementos mecánicos que permiten variar el ángulo de incidencia (o pitch) de las palas y así controlar la velocidad de rotación.  Góndola: La góndola es un cubículo que se puede considerar la sala de máquinas del aerogenerador. Puede girar en torno a la torre para poner a la turbina encarada al viento. Dentro de ella se encuentran la caja de cambios, el eje principal, los sistemas de control, el generador, los frenos y los mecanismos de giro de la góndola. El eje principal es el encargado de transmitir el par de giro a la caja de cambios.  Caja de cambios: La función de la caja de cambios es adecuar la velocidad de giro del eje principal a la que necesita el generador. Por ejemplo en una turbina de 1 MW que tenga un rotor de 52 metros de diámetro girará aproximadamente a 20 revoluciones por minuto (rpm) mientras que el generador lo hará a 1500 rpm. La relación de la caja de cambios será de 1500/20= 75. Todo aerogenerador tiene su curva de potencia versus velocidad, la cual indica la potencia que inyecta el aerogenerador a cualquier velocidad. Los aerogeneradores indican su potencia nominal a velocidades entre 10 y 12 m/s, las cuales no se alcanzan en la mayoría de los lugares del mundo, por lo tanto es siempre conveniente leer la curva potencia versus velocidad para tener una idea de la potencia real que tendrá el sistema. La Fig. 4-4 muestra la curva potencia-velocidad de un aerogenerador de 3,5kW.

Fig. 4-4 Ejemplo de curva potencia-velocidad. [18]

35 4.2.2

Aerogeneradores de eje vertical:

Este tipo de aerogeneradores no necesitan de un sistema de orientación, pero por las características de flujo presente durante su funcionamiento su utilización es limitada. Los dos aerogeneradores más comunes de este tipo son: Savonius (Fig. 4-5 a) y Darrieus (Fig. 4-5 b).

Fig. 4-5 Aerogeneradores de eje vertical a)Savonius b)Darrieus. [19]

36 CAPÍTULO 5 CLIMA Y POTENCIALES EN LOS DOS SISTEMAS 5.1

Pica

Pica es una comuna de Chile, ubicada en la provincia del Tamarugal, I Región de Tarapacá (ver Fig. 5-1). Se caracteriza por ser un oasis en medio del desierto, su clima es templado comparado con el resto de la región hacia la costa. Algunos parámetros importantes de la comuna de Pica son mostrados en la Tabla 5-1. Tabla 5-1 Parámetros geográficos principales de Pica

Parámetros Localidad Latitud Longitud Elevación T° Promedio

Valor Pica 20,46° Sur 69,27° Oeste 1382 msnm 19,4°C

Fig. 5-1 Ubicación geográfica de la comuna de Pica [20]

37 5.1.1

Radiación y temperatura media mensual

La comuna de Pica, al encontrarse en medio del desierto tiene altos índices de radiación que lo hacen altamente explotable para usar sistemas fotovoltaicos. Tabla 5-2 Radiación solar y temperatura en Pica [21]

Período Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media Anual

Radiación Horizontal diaria [KWh/m2] 8,20 7,74 7,32 6,22 5,30 4,81 4,97 5,82 6,95 7,92 8,45 8,49 6,84

Máximo ángulo de inclinación respecto del horizonte [°] 84,3 75,9 65,3 53,8 44,7 40,4 42,3 49,7 60,4 72,0 81,7 86,4 63,1

Temperatura Media [°C] 23,0 22,8 22,1 20,2 16,8 14,6 14,2 16,5 18,4 20,7 21,6 22,5 19,4

De acuerdo a la Tabla 5-2 el mes con mayor radiación horizontal diaria registrado en el año fue diciembre con 8,49 KWh/m2 y el con menor radiación fue junio con 4,81 KWh/m2. En comparación con otros lugares del país, este sector tiene un alto potencial explotable de radiación solar y es conveniente que el sistema fotovoltaico sea el sistema principal. 5.1.2

Potencial eólico

Los vientos generados en éste lugar son más fuertes en invierno que en verano. Como se puede ver en la Tabla 5-3 el mes con los vientos más fuertes se produce en julio con 4,83 m/s y los menos fuertes en enero con 3,66 m/s. Por lo tanto un sistema eólico es un excelente complemento para el sistema fotovoltaico en los meses de invierno. Cabe destacar que esta velocidad de vientos no es muy favorable y se obtendrá probablemente un factor de planta bajo, por lo cual es importante analizar técnica y económicamente si este sistema se incorporará o no.

38 Tabla 5-3 Promedio mensual de la velocidad del viento en Pica [21]

Período Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media Anual 5.1.3

Velocidad [m/s] 3,66 3,74 4,01 4,19 4,44 4,49 4,83 4,68 4,74 4,63 4,40 3,78 4,3

Resumen

Para la comuna de Pica existe un alto potencial solar que tiene que ser aprovechado. El potencial eólico es escaso, pero se puede analizar la posibilidad de su instalación como un sistema auxiliar. 5.2

Renaico

Renaico es una comuna, ubicada en la Provincia de Malleco en la IX Región de Araucanía (ver Fig. 5-2). El clima destaca en la región ya que son abundantes los días soleados durante todo el año, registrando temperaturas máximas promedio superiores a los 24 grados Celsius. Algunos parámetros importantes de la comuna de Renaico son mostrados en la Tabla 5-4 Tabla 5-4 Parámetros geográficos principales de Renaico

Parámetros Localidad Latitud Longitud Elevación T° Promedio

Valor Renaico 37,67° Sur 72,59° Oeste 75 msnm 13,1°C

39

Fig. 5-2 Ubicación geográfica de la comuna de Renaico [20]

5.2.1

Radiación y temperatura media mensual

A pesar de encontrarse en el sur de Chile, que en general no es favorable la radiación solar para instalar sistemas fotovoltaicos, Renaico presenta altos niveles de radiación, aunque muy variables entre verano e invierno. Tabla 5-5 Radiación solar y temperatura en Renaico [21]

Período Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media Anual

Radiación Horizontal diaria [KWh/m2] 8,22 7,29 5,57 3,80 2,26 1,46 1,83 2,56 4,19 5,47 7,03 7,89 4,78

Máximo ángulo de inclinación respecto del horizonte [°] 73,1 64,7 54,1 42,6 33,5 29,2 31,1 38,5 49,2 60,7 70,5 75,2 51,87

Temperatura Media [°C] 19,8 20,4 18,1 13,4 10,1 7,89 6,87 7,65 9,25 12,0 14,9 17,8 13,1

40 De acuerdo a la Tabla 5-5, en los meses de primavera y verano su radiación promedio es de 6,91 KWh/m2 y en los meses de otoño e invierno es de 2,68 KWh/m2. Es decir en verano hay aproximadamente 2,5 veces la radiación de invierno. Éste será uno de los problemas que tendrá la instalación del sistema solar fotovoltaico: poder encontrar un sistema complementario para suplir el déficit en los meses más fríos. 5.2.2

Potencial eólico

La Tabla 5-6 nos indica un promedio anual de viento de 5,9 m/s. La velocidad promedio en este sector es altamente explotable y se estima un alto factor de planta. La velocidad del viento es mayor en los meses con más calor, por lo tanto bajo esta perspectiva no son complementarios con el sistema fotovoltaico. Sin embargo en la Fig. 5-3 se puede ver el comportamiento diario del viento en cada hora del día, siendo más alto en la noche que en el día. Sube su productividad en las horas de mayor demanda de electricidad residencial (entre 20:00 y 23:00 hrs) y complementa el sistema fotovoltaico. Dado su alto potencial eólico, éste será su sistema principal. Tabla 5-6 Promedio mensual de la velocidad del viento en Renaico a 15m de altura [22]

Período Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media Anual

Velocidad [m/s] 8,3 6,2 6,3 4,9 5,9 4,6 5,1 5,2 4,6 5,5 7,7 6,6 5,9

41

Fig. 5-3 Ciclos medios de velocidad del viento según hora del día [22]

5.2.3

Resumen

En Renaico existe gran potencial eólico y solar, pero se elegirá el eólico como sistema principal ya que tiene mejor continuidad y no existe tanta diferencia entre los meses de verano e invierno. El sistema fotovoltaico debería funcionar de forma complementaria o auxiliar.

42 CAPÍTULO 6 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SISTEMAS. 6.1

Tipos de sistemas a utilizar: La Tabla 6-1 representa una comparación de los dos sistemas: Tabla 6-1 Comparación entre parcelas de Pica y Renaico

Tipo de sistema Latitud Habitantes Número de dormitorios Numero de baños Casa de veraneo o permanente Recurso principal Recurso secundario

Pica Aislado 20° Sur 5 2 1 Usada principalmente en el verano Solar Eólico

Renaico Conectado a la red 37° Sur 5 3 2 Vivienda permanente Eólico Solar

La vivienda de Pica aún no está construida por lo que hay que considerar un sistema que satisfaga las necesidades al inicio y previendo la ampliación del sistema para posteriores modificaciones de la vivienda como un nuevo dormitorio o un espacio de entretenimiento. La vivienda de Renaico si está construida y actualmente usa sólo el sistema de distribución eléctrico para satisfacer sus demandas de energía. Se evaluará también sobredimensionar el sistema con el fin de recibir remuneración por la energía inyectada. 6.2 6.2.1

Dimensionamiento de los sistemas en Pica: Consumo:

En la Tabla 6-2 se expone la demanda diaria proyectada para la parcela ubicada en Pica. Se requiere un total diario de 3595 [Wh] por día lo que mensualmente se traduce en 109,3 [kWh]. Para determinar correctamente la energía que tiene que entregar el sistema para satisfacer ésta demanda, se deben tomar en cuenta las pérdidas en los conductores (3%), la eficiencia del inversor (93% típico) y rendimiento de las baterías (80-90% [23]) y otras pérdidas (1%).

43 Tabla 6-2 Consumo diario de energía proyectado en la parcela de Pica (En verano) Habitación Dormitorio 1 Dormitorio 2 Cocina Cocina Cocina Cocina LivingComedor LivingComedor Baño Patio Otros

Artefacto Iluminación LED Iluminación LED Iluminación LED Utensilios de cocina Hervidor Refrigerador Iluminación LED Televisor LED Iluminación LED Iluminación LED Cargadores, Lavadora, plancha, etc

N° Artefactos

Consumo [W]

Horas de uso [H/día]

Energía consumida por dia[Wh/día]

1

10

3

30

1

10

3

30

2

15

3

90

1

300

1

300

1 1

1600 200

0,25 6

400 1200

2

15

2

60

1

105

2

210

1

15

1

15

4

15

1

60

varios

1600

0.75

1200

Así, la energía que se debe proporcionar diariamente es: ( ) [ [

6.2.2

]

]

Paneles fotovoltaicos:

Se usarán los datos de la Tabla 5-2 del capítulo anterior que indican la radiación global horizontal (GHI) promedio diaria de cada mes en Pica. Se utilizará el software PVSyst para dimensionar el sistema, el cual ofrece una interfaz amigable e intuitiva. Este software permite hacer una evaluación técnica (también económica) de sistemas fotovoltaicos. Se deben ingresar datos climatológicos, de consumo de los usuarios y otros datos propios del sistema fotovoltaico (ver Fig. 6-1). Entre los datos climatológicos están: ubicación del lugar (latitud), radiación global horizontal (promedio diario de cada mes) y temperatura ambiente media (ver Fig. 6-2 y Fig. 6-3).

44 En los datos de consumo se ingresa cada componente eléctrico del hogar, con su respectiva potencia y las horas de uso diarias, para lograr el total de [Wh/día] que en este caso será: 5032[Wh/día] (ver Fig. 6-4). En los datos del sistema fotovoltaico se puede ingresar la orientación horizontal (ángulo azimut) y la inclinación de los paneles solares respecto de un plano horizontal (ver Fig. 6-5). Se evaluará el sistema para un ángulo de 10°, 20° y 30°

Fig. 6-1 Interfaz PVSyst y datos requeridos

Fig. 6-2 Ingreso de ubicación de Pica en PVSyst

45

Fig. 6-3 Ingreso de radiación global horizontal y temperatura de Pica en PVSyst

Fig. 6-4 Ingreso de consumos de Pica en PVSyst

46

Fig. 6-5 Ingreso de ángulos de orientación horizontal y vertical de Pica en PVSyst



Resultados paneles fotovoltaicos Los resultados con una inclinación de 10° respecto de la horizontal se pueden apreciar en la Fig. 6-6. Las barras verdes representan la demanda y las barras café representan la energía generada por el sistema fotovoltaico. Se puede apreciar que con este ángulo se proporciona mayor energía en los meses calurosos y menor en los meses invernales. La potencia instalada en paneles solares debe ser de 881[Wp] ya que con esa potencia instalada se satisfacen las demandas mensuales en todo el año. Los resultados con una inclinación de 20° se pueden apreciar en la Fig. 6-7. Se puede apreciar que con este ángulo se proporciona mayor energía en los meses de otoño y primavera. La potencia instalada en paneles solares debe ser de 925[Wp], mayor a la de 10° ya que proporcionará menos energía en verano que es cuando más se requiere. Los resultados con una inclinación de 30° se pueden apreciar en la Fig. 6-8. Se puede apreciar que con este ángulo disminuye la variabilidad entre las estaciones del año y puede cumplir con la cuota de 3,5[kWh/dia] todo el año. La potencia instalada en paneles solares debe ser de 1004[Wp]. No es una selección óptima ya que se requiere mayor inyección de energía en verano.

47

Fig. 6-6 Resultados con inclinación de 10°

Fig. 6-7 Resultados con inclinación de 20°

48

Fig. 6-8 Resultados con inclinación de 30°



Resumen paneles fotovoltaicos Se recomienda la inclinación de 10° ya que proporciona mayor energía en los meses de verano que es cuando la casa tendrá mayor uso. La orientación horizontal siempre debe ser hacia el norte. La potencia instalada de paneles solares debe ser de al menos 881[Wp] lo que corresponde aproximadamente a 5,9[m2] (1[m2] equivale aproximadamente a 150[Wp]). 6.2.3

Aerogenerador

Para dimensionar el aerogenerador necesitamos su curva de potencia y el histograma de las velocidades del viento anuales del lugar (para una altura de 15[m]). Con esos datos se realiza una multiplicación de la potencia por el número de horas anuales de cada velocidad lo que nos dará como resultado la energía que entrega anualmente cada velocidad y sumando todas esas energías se obtendrá la energía anual que entrega el sistema eólico. El histograma se obtiene de la herramienta pública Explorador eólico de Chile [22] que entrega datos históricos del lugar, con el que luego de un procesamiento de datos y usando la herramienta “tablas dinámicas” de Excel se puede obtener la cantidad de horas al año que está presente cada velocidad. El histograma se puede apreciar en la Fig. 6-9. La curva de potencia del aerogenerador se obtiene con la información que entregan los fabricantes de turbinas eólicas. Para este estudio se utilizarán 4 turbinas eólicas: Whisper 100 (540[W] @ 10[m/s]), Whisper 200 (900[W] @ 10[m/s]), SkyMax SM600

49 (400[W] @ 10[m/s]), SkyMax SM1000 (580[W] @ 10[m/s]). Las curvas de potencia de los 4 aerogeneradores se pueden apreciar en la Fig. 6-10.

Fig. 6-9 Histograma de viento a 15m de altura en Pica

Fig. 6-10 Curva de potencia de los 4 aerogeneradores usados

El histograma muestra que las velocidades menores a 3[m/s] están presentes el 68,7% del año (6019 de 8760 horas), lo cual no es deseable ya que ninguno de los 4 aerogeneradores entrega potencia a esas velocidades.

50 Haciendo la multiplicación y suma para obtener la energía anual que entregarán los aerogeneradores se obtiene el gráfico de la Fig. 6-11, y los resultados se exponen en la Tabla 6-3.

Fig. 6-11 Histograma de energía en Pica

Tabla 6-3 Resumen de energía generada por cada aerogenerador en Pica

Aerogenerador SkyMax SM600 SkyMax SM1000 Whisper 100 Whisper 200 Consumo a satisfacer

Energía Anual [kWh] 157,6 212,1 165,4 434,3 1350,5

Se puede obtener un resultado aún más decisivo si se obtiene la energía que generará cada mes el sistema. Para esto se utilizaron las curvas de potencia de los aerogeneradores (las cuales se traspasaron a una tabla) y la función BUSCARV de Excel, así a cada hora del año se le asignó la potencia que entregan los aerogeneradores de acuerdo a la velocidad en esa hora. Luego se suman todas las potencias de cada mes y se obtiene la energía mensual. En la Fig. 6-12 se puede apreciar la variabilidad mensual de los sistemas respecto a su inyección de energía.

51

Fig. 6-12 Energía mensual inyectada por los 4 aerogeneradores en Pica

6.2.4

Baterías:

El dimensionamiento de las baterías depende de: la demanda diaria de energía requerida (calculada anteriormente), número de días de autonomía (se calculará para 2 días), y la profundidad de descarga recomendada de 0,7 para una duración de 500 ciclos de en la batería Victron AGM [24]. 500 ciclos son suficientes para un periodo de 5 años suponiendo que sólo en verano se alcanzará la profundidad de descarga del 70%. Así, se usará la siguiente ecuación: [ ] [ ] Dependiendo del voltaje en CC que tenga el sistema, la capacidad de las baterías en Ah será: Tabla 6-4 Voltaje sistema vs capacidad de baterías.

Voltaje [V] 12 24 48

Capacidad [Ah] 1198 599 300

Según el Software PVSyst se requiere una capacidad de baterías de 990[Ah]. Esto es menor ya que considera una mayor profundidad de descarga. Éste dimensionamiento es correcto para sistema solar puro o híbrido (solar-eólico).

52 6.2.5

Resumen

En conclusión, el sistema fotovoltaico elegido puede entregar la energía necesaria por si solo para abastecer la demanda (la cual es mayoritariamente requerida en los meses más calurosos). El sistema eólico permanecerá inmóvil 6019 horas al año (horas en que la velocidad es menor a 3[m/s]) lo que representa un 68,7% del año y además no es un buen complemento para el sistema fotovoltaico ya que también disminuye su inyección de energía en los meses invernales. Por lo anterior, se decide evaluar para este lugar, sólo el sistema fotovoltaico, dejando el sistema eólico fuera de evaluación ya que técnicamente no es favorable debido a las bajas velocidades del viento en el lugar y a la baja complementariedad entre los dos sistemas. Se debe instalar un banco de baterías con una capacidad de almacenamiento de alrededor de 1198Ah. 6.3 6.3.1

Dimensionamiento de los sistemas en Renaico Consumo

En la Tabla 6-5 se expone la demanda diaria proyectada para la parcela ubicada en Renaico. Por lo tanto en la parcela de Renaico se requiere un total diario de 3300 [Wh] por día lo que mensualmente se traduce en 100,4 [kWh]. Además Para determinar correctamente la energía que tiene que entregar el sistema para satisfacer esta demanda, se deben tomar en cuenta las pérdidas en los conductores (3%), la eficiencia del inversor (93% típico) y otras pérdidas (1%). Como este será un sistema OnGrid no se tomaron en cuenta las baterías. Así, la energía que debe proporcionar el sistema será: (

)

[ [

]

]

Es decir, el sistema debe ser capaz de inyectar 3695 [Wh] cada día, 112,4[kWh] mensuales. Este resultado es consecuente con las facturaciones de electricidad del lugar, las cuales tienen un promedio mensual de 100kWh en el año 2012.

53 Tabla 6-5 Consumo diario de energía proyectado en la parcela de Renaico

Habitación Dormitorio 1 Dormitorio 1 Dormitorio 2 Dormitorio 3 Dormitorio 4 Cocina Cocina Cocina LivingComedor LivingComedor Baño 1 Baño 2 Patio Otros

6.3.2

Artefacto Iluminación LED Televisor LED Iluminación LED Iluminación LED Iluminación LED Iluminación LED Utensilios de cocina Refrigerador Iluminación LED Televisor LED Iluminación LED Iluminación LED Iluminación LED Cargadores, Lavadora, plancha, etc

N° Artefactos

Consumo [W]

Horas de uso [hs/día]

Energía consumida por dia [Wh/día]

1

10

3

30

1

100

3

300

1

10

2

20

1

10

2

20

1

10

2

20

2

15

3

90

2

100

1

200

1

245

6

1470

2

15

2

60

1

100

2

200

1

15

1

15

1

15

1

15

4

15

1

60

varios

100

8

800

Paneles fotovoltaicos

Se usarán los datos de la Tabla 5-5 del capítulo anterior que indican la radiación global horizontal (GHI) promedio diaria de cada mes en Renaico. Se puede apreciar que la radiación en enero (máxima radiación) es aproximadamente 4,6 veces la de junio (mínima radiación), lo cual no es deseable ya que se necesita abastecer de energía todo el año porque es una vivienda residencial. A pesar de ello, el sistema es conectado a la red, por lo tanto las deficiencias de energía que surjan en invierno, las podrá suplir la red.

54 Habrá que evaluar posteriormente si es factible económicamente inyectar energía a la red de acuerdo a la ley de Generación Residencial. Al igual que en la evaluación técnica de Pica, se utilizará el software PVSyst para dimensionar el sistema. Se deben ingresar datos climatológicos, de consumo de los usuarios y del sistema fotovoltaico. Los datos climatológicos se pueden apreciar en las Fig. 6-13 y Fig. 6-14. Los datos de consumo se pueden apreciar en la Fig. 6-15. Los datos del sistema fotovoltaico se pueden apreciar en la Fig. 6-16. Se evaluará el sistema para un ángulo de 30°, 45° y 60°.

Fig. 6-13 Ingreso de ubicación de Renaico en PVSyst

Fig. 6-14 Ingreso de radiación global horizontal y temperatura de Renaico en PVSyst

55

Fig. 6-15 Ingreso de consumos de Renaico en PVSyst

Fig. 6-16 Ingreso de ángulos de orientación horizontal y vertical de Renaico en PVSyst

56 

Resultados Los resultados con una inclinación de 30° respecto de la horizontal se pueden apreciar en la Fig. 6-17. Las barras verdes representan la demanda y las barras café representan la energía generada por el sistema fotovoltaico. Se puede apreciar que con este ángulo se proporciona mayor energía en los meses calurosos y menor en los meses invernales. La potencia instalada en paneles solares debe ser de 1458[Wp]. Los resultados con una inclinación de 45° se pueden apreciar en la Fig. 6-18. Se sigue proporcionando más energía en los meses calurosos. La potencia instalada en paneles solares debe ser de 1372[Wp]. Los resultados con una inclinación de 60° se pueden apreciar en la Fig. 6-19. Aún existe variabilidad entre los meses de invierno y verano, pero es menor en comparación a los casos anteriores. La potencia instalada en paneles solares debe ser de 1322[Wp].

Fig. 6-17 Resultados con inclinación de 30°

57

Fig. 6-18 Resultados con inclinación de 45°

Fig. 6-19 Resultados con inclinación de 60°

58 

Resumen fotovoltaico Se recomienda la inclinación de 60° ya que requiere una potencia instalada menor para suplir los requerimientos de consumo durante el año, aunque en invierno es probable que la energía consumida sea mayor a la producida, por lo que en esos meses se dependerá en gran medida de la red de distribución. La orientación horizontal siempre debe ser hacia el norte. La potencia instalada de paneles solares debe ser de 1322[Wp] lo que corresponde aproximadamente a 8,8[m2] (1[m2] equivale aproximadamente a 150[Wp]) Existe espacio para instalar los paneles fotovoltaicos, así que no es una limitante. 6.3.3

Aerogenerador

Al igual que el dimensionamiento en Pica, necesitamos la curva de potencia de los aerogeneradores y el histograma de viento de Renaico (para una altura de 15[m]). El histograma se puede apreciar en la Fig. 6-20. Las curvas de potencia de los 4 aerogeneradores se pueden apreciar en la Fig. 6-10.

Fig. 6-20 Histograma de viento a 15m de altura en Renaico

El histograma de viento de Renaico muestra que la cantidad de horas en que no se está generando energía ya que el viento es menor a 3m/s es de 2700 horas (30,8% del año), lo cual es mejor en comparación a los vientos de Pica. El resto del año las turbinas si generarán energía. La máxima velocidad registrada es de 15m/s, por lo que se espera que las turbinas puedan resistir y completar su vida útil (soportan vientos de hasta 50m/s según las especificaciones del fabricante).

59 Haciendo la multiplicación y suma para obtener la energía anual que entregarán los aerogeneradores se obtiene el gráfico de la Fig. 6-21, y los resultados se exponen en la Tabla 6-6.

Fig. 6-21 Histograma de energía en Renaico

Tabla 6-6 Resumen de energía generada por cada aerogenerador en Renaico

Aerogenerador

Energía Anual [kWh]

SkyMax SM600 SkyMax SM1000 Whisper 100 Whisper 200 Consumo a satisfacer

1323,6 1890,5 1681,7 3202,3 1347,2

Según la Tabla 6-6 sólo el aerogenerador SkyMax SM600 no es capaz de entregar la energía necesaria para abastecer el consumo de la casa Se puede obtener un resultado aún más decisivo si se obtiene la energía mensual que entregará el sistema. En la Fig. 6-22 se puede observar la energía inyectada en cada mes para los 4 aerogeneradores, además del consumo que requiere la casa.

60

Fig. 6-22 Energía mensual inyectada por los 4 aerogeneradores en Renaico

De acuerdo al gráfico de la Fig. 6-22 se puede dar cuenta que sólo la turbina Whisper 200 puede abastecer todo el año de energía sin requerir de ningún otro tipo de tecnología. Las demás no alcanzan a abastecer completamente todos los meses, siendo los más críticos abril, junio y septiembre. A pesar de ello, el sistema fotovoltaico puede complementar la energía faltante de esos 3 aerogeneradores en los meses de abril y septiembre. El mayor problema pasa en junio, ya que coincide el mínimo de energía inyectada por los aerogeneradores y por los paneles fotovoltaicos, por lo que será uno de los meses en que se requerirá mayor parte de la energía desde la red de distribución eléctrica. Otra situación importante a tener en cuenta es el perfil de viento diario que hay en Renaico, el cual se puede ver en la Fig. 6-23. Se puede apreciar que durante la noche hay mayor viento y por tanto mayor generación de energía que en el día. Lo que lo hace un excelente complemento para el sistema fotovoltaico que sólo entrega energía durante el día.

61

Fig. 6-23 Perfil diario de la velocidad del viento en Renaico

6.3.4

Resumen

Técnicamente es factible instalar los dos sistemas juntos, pero se recomienda tener como primera opción el sistema eólico ya que ofrece mayor continuidad y el recurso es mayor en comparación al solar. A pesar de ellos los dos sistemas se complementan, por lo que se evaluarán los dos sistemas en conjunto.

62 CAPÍTULO 7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE CADA SISTEMA 7.1

Descripción general de los sistemas:

Del capítulo anterior se concluyó que para el sistema en Pica se debía instalar solamente energía fotovoltaica con una potencia mínima a instalar de 650Wp, pero debido la conveniencia de comprar un kit completo y además a la expansión pronta de los consumos, se concluye que el sistema fotovoltaico en Pica será de 1000Wp, además es uno de los kits residenciales off-grid más básicos que hay. Para el sistema en Renaico se concluyó que se evaluaría la instalación de 3 sistemas híbridos On Grid. Uno de baja potencia, uno de mediana potencia y otro de alta potencia como muestra la Tabla 7-1 Tabla 7-1 Combinaciones eólico-solares recomendadas en el capítulo anterior

Sistema inyección Sistema inyección Sistema inyección de baja potencia de media potencia de alta potencia Aerogenerador SkyMax SM600 SkyMax SM1000 Whisper 200 Policristalino Policristalino Policristalino Paneles fotovoltaicos 500[Wp] 1000[Wp] 1500[Wp] Sin embargo, los aerogeneradores SkyMax SM600 y Whisper 200 no son compatibles con sistemas On Grid, ya que su voltaje de salida en CC es de 12 o 24V, y los inversores eólicos requieren un voltaje CC de 90V o superior para operar. Por lo cual la nueva combinación que se evaluará es la presentada en la Tabla 7-2. Se incluye un nuevo aerogenerador SkyMax SM1500. Tabla 7-2 Nueva combinación eólico-solar

Aerogenerador Paneles fotovoltaicos

Sistema inyección de baja potencia SkyMax SM1000 Policristalino 500[Wp]

Sistema inyección de media potencia SkyMax SM1000 Policristalino 1000[Wp]

Sistema inyección de alta potencia SkyMax SM1500 Policristalino 1500[Wp]

63 7.2

Equipos en Pica:

Se han elegido equipos certificados por la SEC, los cuales además se pueden adquirir facilmente en Chile y que tengan gran compatibilidad para operar correctamente. Se calculó para la vivienda de Pica una potencia mínima a instalar de 1000Wp. Para ello se propone el sistema de la Fig. 7-1. Este sistema cuenta con 5 módulos Fotovoltaico Hareon 2BB HR-200-24 de Silicio Monocristalino y Potencia Nominal de 200Wp, 1 inversor Victron Phoenix de 1600VA, un regulador de carga Victron BlueSolarMPPT 12/24-40, 6 baterías Victron AGM (Plomo-ácido), cableado, tablero con protecciones y estructura para contener el banco de baterías.

Fig. 7-1 Sistema a instalar en Pica.

7.2.1

Módulos Fotovoltaico Marca: Hareon Modelo: 2BB HR-200W

Módulos fotovoltaicos de Silicio Monocristalino y de potencia nominal de 200Wp cada uno, de origen Chino. Son ideales para instalaciones de mediana potencia como pequeñas plantas solares o bien sistemas residenciales, oficinas o edificios comerciales. Son confiables y cumplen con exigentes estándares de calidad, lo que garantiza su buen funcionamiento y rendimiento. Por sus características técnicas es un módulo que compatibiliza muy bien con el Regulador de Carga MPPT Blue Solar 24V/40A utilizado. La Tabla 7-3 muestra las especificaciones técnicas del módulo Hareon HR-200W, la Fig. 7-2 muestra las dimensiones y la Fig. 7-3 muestra las curvas características. Tabla 7-3 Especificaciones técnicas del módulo Hareon HR-200W Característica Eficiencia del módulo Potencia máxima Tensión a la máxima potencia Corriente a la máxima potencia Tensión en circuito abierto Corriente de corto circuito Peso del módulo Dimensiones

Unidad ηm (%) Pm (W) Vm (V) Im (A) Voc (V) Isc (A) P (kg) LxAnxAl (mm)

Valor 15,67 200 37,39 5,35 45,5 5,79 16 1580x808x45

64

Fig. 7-2 Vistas y dimensiones del módulo Hareon HR-200W

Fig. 7-3 Curvas características del módulo Hareon HR-200W

7.2.2

Inversor Victron Phoenix 1600VA

Victron es una marca de origen holandesa, caracterizados por su alta calidad y gran variedad de soluciones Fotovoltaicas. Es especialista en sistemas con respaldo de baterías. En este caso su línea de inversores Phoenix es una gran solución cuando se requiere de un sistema Fotovoltaico completamente autónomo (off grid). Victron Phoenix es un inversor monofásico de tamaño compacto capaz de trabajar con 12/24/48 Volt, y permite cargas de potencia moderada, como televisor, computador, refrigerador e iluminación en general. Está hecho de materiales de alta calidad, sin embargo su estructura exige que esté protegido de la intemperie. Tiene un sistema incorporado de protección para

65 cortocircuitos, sobretensiones, temperaturas altas y otras. La Tabla 7-4 muestra las especificaciones técnicas y la Fig. 7-4 muestra el aspecto del inversor Victron Phoenix 1600VA. Tabla 7-4 Especificaciones técnicas del inversor Victron Phoenix 1600VA Característica Salida (AC) Potencia continua de salida 25°C Potencia continua de salida 40°C Potencia máxima (breve tiempo) Voltaje nominal de salida Eficiencia máxima Relé programable Rango de Temperaturas de funcionamiento Humedad máxima ambiente Grado de protección Peso Dimensiones (AlxAnxP en mm)

Valor 230 V / 50 Hz 1300 W 1200 W 3000 W 230 V 94% Si -20 a +50°C 95% IP 21 10 kg 375x214x110

Fig. 7-4 Foto del inversor Victron Phoenix 1600VA

66 7.2.3

Regulador de Carga Victron BlueSolar MPPT 12/24-40

La línea de Reguladores de carga Blue Solar con seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) es una excelente solución para este tipo de sistemas, ideal para aumentar el rendimiento y prolongar la vida útil de las baterías. Cuenta con parámetros de tensión de 8 tipos de baterías y está protegido contra sobrecorriente y cortocircuito. Debe ser protegido de la intemperie. La Tabla 7-5 muestra las especificaciones técnicas y la Fig. 7-5 muestra el aspecto del regulador Bluesolar MPPT 12/24-40. Tabla 7-5 Especificaciones técnicas del regulador Bluesolar MPPT 12/24-40 Característica Tensión de la Batería Corriente de Carga Nominal Tensión de entrada máxima Autoconsumo Carga de absorción Carga de Flotación Carga de ecualización Grado de protección

Valor (24V) 24V 40 A 55 V 10 mA 28,8 V 27,4 V 30 V IP20

Fig. 7-5 Regulador de carga Bluesolar MPPT 12/24-40

67 7.2.4

Batería Victron AGM (Plomo-Ácido)

Se conectarán en paralelo 3 pares de baterías (cada par en serie) haciendo una capacidad total de 1320Ah. Las Baterías Victrón AGM por sus siglas en ingles de Absorbent Glass Mat se caracterizan por su baja resistencia interna y muy baja autodescarga. Este tipo de baterías no posee efecto memoria ni requiere de mantenimiento. No obstante son muy sensibles a las altas temperaturas, pudiendo éstas afectar gravemente su desempeño y disminuir su vida útil drásticamente. Son idóneas para sistemas fotovoltaicos y bajo buenas condiciones pueden llegar a durar 6 años bajo un régimen diario de descarga. (El banco de baterías para este kit ha sido dimensionado para una vida útil de 6 años (2200 ciclos) con una profundidad de descarga máxima del 20%. Cumplido ese plazo, y si el deterioro es evidente, éste debe ser repuesto en su totalidad y de ningún modo añadir baterías nuevas al banco ya existente). La Tabla 7-6 muestra las especificaciones técnicas y la Fig. 7-6 muestra el aspecto de la batería Victron AGM de Plomo-Ácido. Tabla 7-6 Especificaciones técnicas de la batería Victron AGM de Plomo-Ácido Característica Tensión nominal de la Batería Capacidad de almacenamiento Eficiencia máxima Carga de absorción Carga de Flotación Almacenamiento Ciclos

Valor 12V 220 Ah 85% 14,2 V - 14,6 V 13,5 V - 13,8 V 13,2 V -13,5 V 1500 ciclos en descarga al 30%

Fig. 7-6 Batería Victron AGM 12-200

68 7.3

Equipos en Renaico

Se han elegido equipos certificados por la SEC, que además se pueden adquirir fácilmente en Chile y son compatibles entre ellos. Se evaluará para el sistema de Renaico la instalación 3 sistemas híbridos eólico-fotovoltaico: uno de baja potencia (500Wp de paneles solares y 1 aerogenerador SkyMax de SM1000), otro de mediana potencia (1000Wp de paneles solares y 1 aerogenerador SkyMax SM1000) y uno de alta potencia (1500Wp de paneles solares y aerogenerador SkyMax SM1500). Para el sistema fotovoltaico en todos los casos se usará paneles SolarTech de 245 Wp y para cada panel se instalará un microinversor ABB MICRO de 250W de salida. En el sistema eólico se instalará el inversor ABB UNO 2.0, el mismo para los tres aerogeneradores. La Fig. 7-7 muestra el sistema propuesto a instalar en Renaico.

Fig. 7-7 Sistema a instalar en Renaico

7.3.1

Módulos Fotovoltaico SolarTech SEC-6P-60

Módulos solares de silicio policristalino de 245Wp, son ideales para instalaciones de mediana potencia como pequeños parques solares o bien sistemas residenciales, oficinas o edificios comerciales. Su alta calidad en materiales lo hace ser un módulo confiable y de buen rendimiento cumpliendo con los más exigentes estándares de calidad Europeos. Por lo demás su tolerancia a tensiones de sistema de hasta 1000VCC permite utilizarlo ampliamente en sistemas conectados a Red (On-Grid). Soporta cargas distribuidas de 5400pa, cargas de viento de 2400pa, garantía de potencia al 90% a los 10 años y 80% a los 25 años de vida, grado de protección IP 65, 3 diodos de bypass, marco de aluminio y soporta los climas más severos. La Tabla 7-7 muestra las especificaciones técnicas, la Fig. 7-8 muestra las dimensiones y la Fig. 7-9 muestra las curvas características del módulo SolarTech SEC-6P-60.

69 Tabla 7-7 Especificaciones técnicas del módulo SolarTech SEC-6P-60 Característica Eficiencia del módulo Potencia máxima Tensión a la máxima potencia Corriente a la máxima potencia Tensión en circuito abierto Corriente de Corto Circuito Temperatura de operación Peso Dimensiones

Unidad ηm (%) Pm (W) Vm (V) Im (A) Voc (V) Isc (A) T (°C) P (kg) LxAnxAl (mm)

Valor 14,94 245 30,19 8,12 38,00 8,48 -40 a 85 19,5 1653x992x46

Fig. 7-8 Vistas y dimensiones del módulo SolarTech SEC-6P-60

Fig. 7-9 Curvas I-V y P-V en diferentes niveles de radiación a 25°C

70 7.3.2

MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD

Es la mejor Solución cuando de calidad y confiabilidad se trata. ABB MICRO-0.25I-OUTD es un microinversor de tamaño compacto para sistemas conectados a la red con autoconsumo. Está hecho de materiales de alta calidad y muy resistentes (grado de protección IP 65), por lo que puede estar adjunto al panel solar en la interperie. Cada panel tendrá su propio inversor con MPPT, por lo cual un panel en estado de sombra o cualquier desbalance no afectarán a los demás. Además, este microinversor incluye un transmisor Wireless que se conecta al equipo de monitoreo ABB CDD (que es opcional) para facilitar el monitoreo del estado de cada uno de los microinversores en tiempo real (ver Fig. 7-11) y en cualquier lugar con acceso a internet desde computador o Smartphone (ver Fig. 7-12). La Tabla 7-8 muestra las especificaciones técnicas y la Fig. 7-10 muestra el aspecto del MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD. Tabla 7-8 Especificaciones técnicas del MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD Característica Entrada (DC) Máxima Potencia CC de entrada Rango de voltaje MPPT Máximo voltaje de entrada Máxima Corriente de entrada N° de entradas MPP independientes Salida (AC) Potencia nominal de salida Máxima Potencia aparente (AC) Voltaje nominal de salida Máxima corriente de salida Eficiencia máxima

Valor 265 W 25 V – 50 V 60 V 10.5 A 1 250 W 250 VA 230 +/- 15% 1,3 A 96,5%

Fig. 7-10 MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD

71

Fig. 7-11 Esquema del sistema de monitoreo con ABB CDD

Fig. 7-12 Interfaz gráfica del sistema de monitoreo ABB CDD para PC y smartphones

72 7.3.3

Aerogenerador Skymax SM1000

El aerogenerador Skymax SM1000 es un aerogenerador residencial de baja potencia. Tiene una potencia de 580[W] @ 10m/s. Diseñado para aplicaciones On grid y Off Grid. Tiene una operación silenciosa y mínima vibración. Diseñado para operar en climas extremos. Hecho con materiales antioxidantes y no corrosivos. Fácil de instalar, liviano y libre de mantenimiento. La Tabla 7-9 muestra las especificaciones técnicas, la Fig. 7-13 muestra el aspecto y la Fig. 7-14 las curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1000. Tabla 7-9 Especificaciones técnicas del Aerogenerador Skymax SM1000 Característica Potencia nominal Potencia máxima Voltaje nominal Velocidad de arranque Velocidad a potencia nominal Máxima velocidad soportada Temperaturas de operación Control de velocidad Número de aspas Diámetro del rotor Material de las aspas Tipo de control Aplicaciones Vida útil Garantía Dimensiones Peso

Valor 1000W 1200W 48/110V 2 m/s 12m/s 50m/s desde -40°C a 60°C Pasive stall 5 1.96m Fibra de vidrio reforzado con nylon PWM Sistemas On/off grid, sistemas híbridos 15 años 3 años (5 años opcional) 146x53x26cm 32kgs

73

Fig. 7-13 Aerogenerador Skymax SM1000

Fig. 7-14 Curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1000

7.3.4

Aerogenerador Skymax SM1500

El aerogenerador Skymax SM1500 es un aerogenerador residencial de media potencia. Tiene una potencia de 1000[W] @ 10m/s. Diseñado para aplicaciones On Grid y Off Grid. Operación silenciosa y mínima vibración. Diseñado para operar en climas extremos. Hecho con materiales antioxidantes y no corrosivos. Fácil de instalar, liviano y libre de mantenimiento. La Tabla 7-10 muestra las especificaciones técnicas, la Fig. 7-15 muestra el aspecto y la Fig. 7-16 las curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1500.

74 Tabla 7-10 Especificaciones técnicas del Aerogenerador Skymax SM600 Característica Potencia nominal Potencia máxima Voltaje nominal Velocidad de arranque Velocidad a potencia nominal Máxima velocidad soportada Temperaturas de operación Control de velocidad Número de aspas Diámetro del rotor Material de las aspas Tipo de control Aplicaciones Vida útil Garantía Dimensiones Peso

Valor 1500W 1800W 120/180V 2 m/s 12m/s 50m/s desde -40°C a 60°C Pasive stall 5 2,05m Fibra de vidrio reforzado con nylon PWM Sistemas On/off grid, sistemas híbridos 20 años 5 años 112x70x30cm 46kgs

Fig. 7-15 Aerogenerador Skymax SM1500

75

Fig. 7-16 Curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1500

7.3.5

Inversor ABB UNO 2.0

Este resistente inversor de exterior ha sido diseñado como una unidad completamente sellada, para resistir las más duras condiciones ambientales. La alta velocidad del MPPT ofrece un seguimiento de la potencia en tiempo real y mejora la obtención de energía. La Tabla 7-11 muestra las especificaciones técnicas, la Fig. 7-17 muestra el aspecto y la Fig. 7-18 las curva de eficiencia del inversor ABB UNO 2.0. Tabla 7-11 Especificaciones técnicas del inversor ABB UNO 2.0 Característica Entrada (DC) Máxima Potencia CC de entrada Rango de voltaje Máximo voltaje de entrada Máxima Corriente de entrada Salida (AC) Potencia nominal de salida Máxima Potencia aparente (AC) Voltaje nominal de salida Máxima corriente de salida Eficiencia máxima Grado de protección Peso Dimensiones

Valor 2000 W 90 V – 500 V 500 V 12,5 A 2000 W 2200 VA 230 V 10,5 A 96,3% IP 65 17kg 518x367x161mm

76

Fig. 7-17 Inversor ABB UNO 2.0

Fig. 7-18 Curva de eficiencia del inversor ABB UNO 2.0

77 CAPÍTULO 8 ANÁLISIS DE CONSUMO, INYECCIÓN Y RETIROS 8.1

Pica

Para el sistema instalado en Pica, se cargarán las baterías durante el día y en la noche éstas se descargarán. En verano (peor caso) hay un consumo diario aproximado de 5032[Wh] (incluye pérdidas). El sistema de 1000Wp descrito en el capítulo anterior funcionará en promedio como se describe en la Fig. 8-1. Se representó el consumo con una curva típica residencial (usando como referencia la curva del alimentador Placeres de Chilquinta) la cual da un total diario de 5038[Wh]. En el día los paneles solares inyectarán energía hacia los consumos y hacia las baterías que se cargarán para luego en la noche poder utilizarlas. El banco de baterías tiene una capacidad de 15840Wh. La energía diaria que es capaz de inyectar hacia las baterías es de 4200 [Wh] y la que consume cada noche es de 2500[Wh], es decir cada noche alcanzará una profundidad de descarga del 17%, lo cual alargará la vida útil de las baterías. Para 2 días de autonomía se requieren 10076[Wh], lo que significa una profundidad de descarga del 63%. Esto no se dará muy seguido ya que los días nublados no son comunes en este lugar. Sin embargo las altas temperaturas del lugar si afectarán a la vida útil de las baterías. Teniendo en cuenta los factores antes mencionados y el datasheet de las baterías [24], se considerará una vida útil de 6 años para las baterías.

Fig. 8-1 Gráfico que muestra los consumos, inyección solar, retiros desde la batería y carga de la batería en Pica

78 8.2

Renaico

Para los sistemas de Renaico se evaluará su comportamiento promedio, máximo (meses de verano) y mínimo (meses de invierno). Para ello se mostrarán los perfiles diarios promedio (de todo el año), perfil diario de los meses fríos (mayo, junio y julio) y perfil diario de los meses cálidos (diciembre, enero y febrero). Tener en cuenta el que consumo anual de la parcela es de 1348kWh. 8.2.1

Sistema de baja potencia

El sistema de baja potencia consta de un sistema híbrido de 500Wp de paneles solares y un aerogenerador SkyMax SM1000. El gráfico de la Fig. 8-2 representa el perfil diario del sistema híbrido (promedio anual). Se puede apreciar que en las horas peak, el sistema no alcanza a suplir completamente la carga, por lo que la red eléctrica de distribución tendrá que inyectar a nuestro sistema. Esto se produce a las 21 y 22 horas. El gráfico de la Fig. 8-3 representa el perfil diario del sistema híbrido para los meses de verano. En él se puede apreciar que casi todo el consumo es autoabastecido por el sistema híbrido, excepto a las 22 horas donde los consumos superan por muy poco la inyección que tiene el sistema. También es destacable que en los momentos de mayor generación (entre las 11 y las 14 horas) la energía generada es 3,5 veces la energía consumida, por lo que hay una gran cantidad de energía inyectándose a la red. El gráfico de la Fig. 8-4 representa el perfil diario del sistema híbrido para los meses de invierno. En este caso, el sistema necesita de la red entre las 20 y las 0 horas, ya que no se logra autoabastecer completamente.

Fig. 8-2 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio anual)

79

Fig. 8-3 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio en verano)

Fig. 8-4 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio en invierno)

8.2.2

Sistema de media potencia

El sistema de media potencia consta de un sistema híbrido de 1000Wp de paneles solares y un aerogenerador SkyMax SM1000. El panorama no cambia mucho con el sistema anterior, sólo que ahora hay mayor inyección fotovoltaica (el doble). El gráfico de la Fig. 8-5 representa el perfil diario del sistema híbrido (promedio anual). Al igual que en el sistema de baja potencia, se puede apreciar que en las horas peak, el sistema no alcanza a suplir completamente la carga, por lo que la red eléctrica de distribución tendrá que inyectar a nuestro sistema. Esto se produce a las 21 y 22 horas. El gráfico de la Fig. 8-6 representa el perfil diario del sistema híbrido para los meses de verano. En él se puede apreciar que casi todo el consumo es autoabastecido por el sistema híbrido, excepto a las 22 horas donde los consumos superan por muy poco la inyección que tiene el sistema. También es destacable que en los momentos de mayor

80 generación (entre las 11 y las 14 horas) la energía generada es 4,5 veces la energía consumida, por lo que hay una gran cantidad de energía inyectándose a la red. El gráfico de la Fig. 8-7 representa el perfil diario del sistema híbrido para los meses de invierno. En este caso, el sistema necesita de la red entre las 20 y las 0 horas, ya que no se logra autoabastecer completamente.

Fig. 8-5 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio anual)

Fig. 8-6 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio en verano)

Fig. 8-7 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio de invierno)

81 8.2.3

Sistema alta potencia

El sistema de alta potencia consta de un sistema híbrido de 1500Wp de paneles solares y un aerogenerador SkyMax SM1500. Subir la gama del aerogenerador deja un gran cambio en el sistema. El gráfico de la Fig. 8-8 representa el perfil diario del sistema híbrido (promedio anual). Como se aumentó la potencia del sistema eólico, la generación durante las horas peak ahora si aumentó. Se puede apreciar que en el perfil promedio, se abastece completamente el sistema en todas las horas del día (esto no significa que en todo momento del año se esté inyectando energía, sino que en promedio se inyecta mucha más energía que la que se consume desde la red de distribución). Una observación importante es que el sistema eólico solo, puede abastecer completamente los consumos promedios en todo momento del día. El gráfico de la Fig. 8-9 representa el perfil diario del sistema híbrido para los meses de verano. Siendo los meses de verano los que hay mayor inyección fotovoltaica y eólica, era de esperarse que este perfil cumpliera con inyectar lo requerido por el consumo, y además tener gran inyección de excedentes a la red de distribución. El gráfico de la Fig. 8-10 representa el perfil diario del sistema híbrido para los meses de invierno. Se inyecta la energía que consume la vivienda y además hay excedentes en el sistema.

Fig. 8-8 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio anual)

82

Fig. 8-9 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio en verano)

Fig. 8-10 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio en invierno)

Finalmente, luego de un procesamiento de datos se puede obtener la Tabla 8-1 que resume la cantidad de energía que se inyecta, autoabastece y se retira desde la red de distribución en cada sistema. Esta tabla será muy útil para la evaluación económica. Tabla 8-1 Resumen Producción, Inyección, Autoconsumo y Retiros anuales de cada sistema en kWh Sistema de baja potencia Sistema de media potencia Sistema de alta potencia

Producción 2653,7 3450,8 5793,4

Inyección 1730,5 2494,3 4749,3

Autoabastecimiento 923,2 956,5 1044,1

Retiros 350,2 316,8 229,2

83 CAPÍTULO 9 INVERSIÓN, INGRESOS, COSTOS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 9.1

Inversión

Ya se ha hablado del equipamiento de generación que se utilizará en los sistemas, el cual será adquirido (en su mayoría) dentro del territorio nacional. Sin embargo hay ciertos componentes que no ha sido posible encontrar en Chile, por lo que se evaluará la importación. 9.1.1

Pica

En el caso de Pica, todo el equipamiento será adquirido en el territorio nacional. Para ello se contará con la empresa Cresco Energías Renovables la cual posee un kit Off Grid que incluye todo el sistema evaluado con anterioridad. El kit incluye lo mostrado en la Fig. 9-1 y la instalación de sistema en la Región Metropolitana. Como es un sistema que se instalará en Pica, la mano de obra debe ser incluida aparte. El precio del kit no incluye IVA.

Fig. 9-1 Kit autónomo de baja potencia (1000W) de Cresco

La Tabla 9-1 muestra el detalle de la cotización para el sistema. El transporte fue cotizado en Turbus. La mano de obra es para 2 días de ejecución. El sistema requiere una inversión total de $4.164.186 pesos.

84

Tabla 9-1 Cotización del proyecto en Pica. Descripción Kit fotovoltaico 5x Módulos Fotovoltaico Hareon 2BB HR-200-24/Aa 1x Inversor Victron Phoenix 24V/1600VA 1x Regulador de carga BlueSolarMPPT 12/24-40 6x Batería Victron AGM (Plomo-Ácido) 220Ah Cables y conectores Estructuras 1x Interruptor diferencial 10A 1x Interruptor termomagnético 25A 30mA Transporte Mano de obra (1 maestro, 1 ayudante, 2 días de ejecución) TOTAL

9.1.2

Precio Precio IVA Neto total 3192000 606480 3798480

14850 2550

2821,5 484,5

17671,5 3034,5 145000 200000 4164186

Renaico

En el caso de Renaico, el sistema fotovoltaico será adquirido en Chile y el sistema eólico en el extranjero. Para el sistema fotovoltaico se contará nuevamente con la empresa Cresco, la cual posee un kit On Grid que incluye todo el sistema fotovoltaico evaluado con anterioridad. El kit incluye lo mostrado en la Fig. 9-2 y la instalación del sistema en la Región Metropolitana. Como es un sistema que se instalará en Renaico, la mano de obra y el transporte deben ser agregadas. El precio del kit no incluye IVA.

Fig. 9-2 Kit On Grid con microinversores (500W) de Cresco

85 El sistema eólico será importado, por lo tanto se deben incluir los costos de envío y aduana respectivos para los siguientes componentes: 

Aerogenerador SkyMax SM1000



Aerogenerador SkyMax SM1500



Inversor ABB UNO Wind 2.0kW Los precios de los aerogeneradores en USA son presentados en la Fig. 9-3. Esos corresponden al precio FOB de los productos. Fueron sacados de la página Missouri Wind and Solar.

Fig. 9-3 Precios en USA de los aerogeneradores.

El precio del inversor usado en USA es el presentado en la Fig. 9-4. Ese precio corresponde al precio FOB del producto. Fue sacado de la página PvShop.eu

Fig. 9-4 Precios en USA del inversor ABB UNO 2.0kW Wind.

86 Una vez obtenido el precio FOB, se procede a evaluar la importación de los productos. Para esto se recurrirá a la empresa Eshopex que se dedica a importar productos desde USA. Usando la calculadora de la página web se obtienen los precios de importación de los productos. La Fig. 9-5 muestra los costos de importación del aerogenerador Skymax SM1000 en dólares. La Fig. 9-6 muestra los costos de importación del aerogenerador Skymax SM1500 en dólares. La Fig. 9-7 muestra los costos de importación del inversor ABB UNO 2.0kW Wind en dólares.

Fig. 9-5 Costos de importación del aerogenerador Skymax SM1000

Fig. 9-6 Costos de importación del aerogenerador Skymax SM1500

87

Fig. 9-7 Costos de importación del inversor ABB UNO 2.0kW Wind

Los precios totales de adquirir los equipos mencionados se presentan en la Tabla 9-2 a un valor del dólar de 1USD = 644CLP (al 13 de julio de 2015). Tabla 9-2 Precio de los equipos a importar Item

Precio FOB [USD]

Aerogenerador Skymax SM1000 Aerogenerador Skymax SM1500 Inversor ABB UNO 2.0kW Wind

800 998 1451

Costos de importación [USD] 537,25 683,58 615,61

Precio total [USD]

Precio total [CLP]

1337,25 1681,58 2066,61

861.189 1.082.938 1.330.897

Finalmente se puede calcular la inversión que se requiere para el sistema de baja potencia (500W fotovoltaicos + 1200W eólicos), media potencia (1000W fotovoltaicos + 1200W eólicos) y alta potencia (1500W fotovoltaicos + 1800W eólicos). Como muestra la Tabla 9-3, la inversión total del sistema de baja potencia es de $3.889.495. Como muestra la Tabla 9-4, la inversión total del sistema de mediana potencia es de $4.803.287. Como muestra la Tabla 9-5, la inversión total del sistema de alta potencia es de $6.040.376.

88 Tabla 9-3 Inversión del sistema de baja potencia 1700W Descripción Kit fotovoltaico 2x Módulos Fotovoltaico SolarTech SEC-6P-60 245Wp 2x MicroInversor ABB MICRO-0.25I-OUTD Cables y conectores Estructuras 1x Aerogenerador Skymax SM1000 1x Inversor ABB UNO 2.0kW Wind 1x Torre, anclajes y estructuras 1x Interruptor diferencial 25A 30mA 1x Interruptor termomagnético 10A Transporte Mano de obra (1 maestro, 1 ayudante, 3 días de ejecución) TOTAL

Precio Neto 759.893

240.000 14.850 2.550 157.000

IVA Precio total 144.380 904.273

45.600 2.822 485 29.830

861.189 1.330.897 285.600 17.672 3.035 186.830 300.000 3.889.495

Tabla 9-4 Inversión del sistema de mediana potencia 2200W Descripción Kit fotovoltaico 4x Módulos Fotovoltaico SolarTech SEC-6P-60 245Wp 4x MicroInversor ABB MICRO-0.25I-OUTD Cables y conectores Estructuras 1x Aerogenerador Skymax SM1000 1x Inversor ABB UNO 2.0kW Wind 1x Torre, anclajes y estructuras 1x Interruptor diferencial 25A 30mA 1x Interruptor termomagnético 16A Transporte Mano de obra (1 maestro, 1 ayudante, 3 días de ejecución) TOTAL

Precio Neto 1.519.786

240.000 14.850 2.550 165.000

IVA Precio total 288.759 1.808.545

45.600 2.822 485 31.350

861.189 1.330.897 285.600 17.672 3.035 196.350 300.000 4.803.287

89 Tabla 9-5 Inversión del sistema de alta potencia 3300W Descripción Kit fotovoltaico 6x Módulos Fotovoltaico SolarTech SEC-6P-60 245Wp 6x MicroInversor ABB MICRO-0.25I-OUTD Cables y conectores Estructuras 1x Aerogenerador Skymax SM1500 1x Inversor ABB UNO 2.0kW Wind 1x Torre, anclajes y estructuras 1x Interruptor diferencial 25A 30mA 1x Interruptor termomagnético 16A Transporte Mano de obra (1 maestro, 1 ayudante, 4 días de ejecución) TOTAL

9.2

Precio Neto 2.279.679

240.000 14.850 2.850 174.000

IVA Precio total 433.139 2.712.818

45.600 2.822 542 33.060

1.082.938 1.330.897 285.600 17.672 3.392 207.060 400.000 6.040.376

Evaluación económica

9.2.1

Ingresos, ahorros y costos

 Ingresos: Estarán presentes sólo en los sistemas de Renaico, ya que venderemos los excedentes a la empresa de distribución los cuales serán pagados a un precio de aproximadamente $65 pesos por cada kWh (ver Fig. 9-8).  Ahorros: Es lo autoconsumido directamente de nuestro equipamiento de generación y es lo que nos dará el mayor beneficio ya que cada kWh autoconsumido es un ahorro de $160 pesos en Renaico (precio de la energía en Frontel a la fecha en tarifa BT1). En el sistema de Pica no hay ahorros.  Costos: Costos asociados al sistema. En el caso de Pica habrá un costo cada 6 años que es el cambio del banco de baterías y mantenciones menores los que se estiman en $200.000. En el caso de Renaico serán costos por mantención del sistema los cuales serán elevados en el primer año y desde el segundo año en adelante irán decreciendo de acuerdo a la “Curva de la Bañera”, porque es característica de los proyectos como éste, en los cuales al principio hay fallas e imprevistos pero en los siguientes años el sistema funciona de forma continua hasta el término de su vida útil dónde vuelven a aumentar las fallas. Los retiros que se tienen desde la empresa distribuidora no son costos asociados al proyecto, ya que existen desde antes. Para el caso de Renaico, la empresa distribuidora de esa zona de concesión es Frontel. En la Fig. 9-8 hay un resumen de las tarifas de Frontel. Renaico pertenece al sector 21-2 por lo que el costo del kWh de energía es de $164,3 pesos. El precio de las

90 inyecciones al sistema está dado por el precio de la energía en la tarifa BT2 (descontándole el IVA) lo que da un total de $64,8 pesos el kWh. Fueron estos los precios usados para valorizar las inyecciones y el autoconsumo (calculados en el capítulo anterior).

Fig. 9-8 Tarifas Frontel

9.2.2

VAN

Para evaluar los proyectos se recurre a los típicos indicadores económicos VAN y TIR. El VAN es un indicador financiero que mide los flujos de los futuros ingresos y egresos que tendrá un proyecto, para determinar, si luego de descontar la inversión inicial, nos quedaría alguna ganancia. Si el resultado es positivo, el proyecto es viable. Para poder calcular el VAN se necesita una tasa de descuento, la cual depende del nivel de riesgo que tienen los proyectos (a mayor riesgo, mayor es la tasa de descuento). Para este tipo de proyectos, la tasa de descuento no debe ser alta, ya que está asegurado el pago de la energía por la legislación vigente, por lo que se escoge una tasa del 8% (para proyectos con leve nivel de riesgo). El VAN también sirve para comparar proyectos y determina cuál proyecto es más rentable (el que tiene mayor VAN). 9.2.3

TIR

La TIR es la tasa de descuento de un proyecto de inversión que permite que el VAN sea igual a 0. Es decir, la TIR es la máxima tasa de descuento que puede tener un

91 proyecto para que sea rentable, pues una mayor tasa ocasionaría que el VAN sea menor que cero. Para hallar la TIR se necesita la inversión y el flujo neto proyectado. 9.2.4

Flujo de caja

Para calcular el VAN y la TIR se necesita un flujo de caja con los ingresos y los egresos de cada proyecto, además de la inversión inicial (ya calculada anteriormente). Los flujos de caja fueron calculados con las inyecciones, retiros, autoconsumo, costos de mantenimiento, costos de operación, reemplazo de equipos, etc. Se tomó una vida útil de los proyectos de 25 años y además, en el caso de Renaico se consideró que al 12° año funcionarán los sistemas al 90% de su capacidad nominal y al 25° año funcionarán al 80% de su capacidad nominal, bajando gradualmente cada año. En el caso de Pica se comparará el sistema de autogeneración con la opción de conectarse a las redes de distribución de Eliqsa, ya que la parcela se encuentra dentro de la zona de concesión de esa empresa distribuidora. Para ello se considerará un costo de conexión a las redes de distribución de $168.245 (considerando una distancia hasta el empalme de 50mt). La Fig. 9-9 muestra el flujo de caja para el sistema de Pica con autogeneración. En este caso no hay ingresos ni ahorros, sólo la inversión inicial. La Fig. 9-10 muestra el flujo de caja cuando la parcela de Pica se conecta a las redes de distribución de Eliqsa, sin instalar proyecto fotovoltaico.

Fig. 9-9 Flujo de caja para el sistema de Pica con autogeneración

Fig. 9-10 Flujo de caja para la parcela de Pica conectado a la red sin autogeneración

Para el caso de Renaico, se comparan los 3 sistemas de generación propuestos de baja, media y alta potencia. La Fig. 9-11 muestra el flujo de caja para los tres sistemas evaluados en Renaico.

92

Fig. 9-11 Flujo de caja para los sistemas de Renaico

9.2.5

Resultados En Pica los resultados de la evaluación económica se presentan en la Tabla 9-6: Tabla 9-6 Resultados evaluación económica en Pica Sistema Sistema autoabastecido Sistema abastecido desde Dx

Parámetro VAN (TD=8%) TIR VAN (TD=8%) TIR

Valor - 4.092.307 negativa - 1.845.791 negativa

Según la Tabla 9-6 el proyecto está lejos de ser rentable ya que tanto el VAN como la TIR son negativos. Esto se debe en gran parte al costo del cambio de baterías cada 5 años, los cuales ascienden a 800 mil pesos aproximadamente. El VAN al abastecerse del sistema de distribución es mucho mayor al VAN de instalar un sistema aislado. Por lo tanto es más rentable abastecerse desde las redes de distribución que instalar un sistema fotovoltaico aislado. El hecho de que la TIR sea negativa significa que la suma de los flujos netos es inferior a la inversión inicial para cualquier tasa de decuento, por lo que no existe posibilidad de recuperar la inversión.

93 En Renaico los resultados de la evaluación económica acatados a la ley 20.571 son los presentados en la Tabla 9-7: Tabla 9-7 Resultados evaluación económica en Renaico Sistema Sistema de baja potencia Sistema de media potencia Sistema de alta potencia

Parámetro VAN (TD=8%) TIR VAN (TD=8%)

Valor - 1.418.762 3,20% - 1.784.348

TIR

3,09%

VAN (TD=8%) TIR

- 1.420.452 5,00%

Según el VAN, el mejor proyecto es el de baja potencia, mientras que el peor es el de media potencia. Sin embargo todos los proyectos tienen VAN negativo, lo que indica que no son rentables. Cabe decir que el sistema de alta potencia tiene la mayor TIR, la cual es de un 4% (comparable con la rentabilidad de un depósito a plazo en el banco). La mayor influencia para que este proyecto no sea rentable es el poco incentivo que se recibe por inyectar energía a la red. Si se usara el sistema Net Metering como en los países desarrollados, la situación sería muy distinta (además que las evaluaciones económicas serían mucho más fáciles de hacer ya que se paga al mismo precio las inyecciones y los retiros). Esto fue realizado para comparar y los resultados se pueden apreciar en la Tabla 9-8. Tabla 9-8 Resultados si existiera Net Metering en Chile Sistema Sistema de baja potencia Sistema de media potencia Sistema de alta potencia

Parámetro VAN (TD=8%) TIR VAN (TD=8%) TIR VAN (TD=8%) TIR

Valor 235.291 8,7% 600.178 9,5% 3.137.608 13,9%

Los resultados de la Tabla 9-8 son mucho más atractivos, ya que todos los VAN dan positivos, todas las TIR son mayores al 8% exigido y cabe destacar la TIR del sistema de alta potencia que es de 13,25% y un VAN de $2.774.469, un proyecto altamente atractivo e incentivador.

94 CONCLUSIONES Muchas son las variables que deben tomarse en cuenta para instalar un sistema fotovoltaico, eólico o híbrido. Lo importante es acotar esas variables, procesarlas y ejecutar el proyecto coherentemente con los resultados obtenidos. En Pica, que usará un sistema aislado, se obtuvo que un sistema fotovoltaico funcionaría de forma óptima ya que la radiación extraordinaria del lugar (en comparación con el sur de Chile) hacen que el sistema sea una excelente alternativa. El sistema eólico no es una buena alternativa ya que permanecerá la mayor parte del año (67% del tiempo) sin generar debido a que sus vientos son menores a la velocidad de arranque de los aerogeneradores evaluados, por lo tanto se descarta la opción de instalar aerogeneradores. Por lo tanto técnicamente, lo óptimo es instalar un sistema fotovoltaico de 1000Wp Off Grid con 1320Ah de capacidad del banco de baterías (incluye inversor, controlador de carga y tablero). Este sistema entregará la energía necesaria para que la vivienda pueda autoabastecerse con una autonomía de 2 días. En Renaico (sistema On Grid) existe excelente potencial eólico con vientos promedio de 5,9[m/s] y también un buen potencial solar el cual es un buen complemento ya que en promedio, el sistema eólico entregará mayor energía en la noche y el fotovoltaico en el día. Se evaluaron 3 sistemas, uno de baja potencia (500Wp fotovoltaicos y 1200Wp eólicos) otro de mediana potencia (1000Wp fotovoltaicos y 1200Wp eólicos) y finalmente uno de alta potencia (1500Wp fotovoltaicos y 1800Wp eólicos). Los sistemas de baja y mediana potencia necesitarán abastecerse desde la red de distribución eléctrica en horas punta y en invierno (teniendo retiros de 350,2[kWh] anuales para el sistema de baja potencia y de 316,8[kWh] anuales para el sistema de mediana potencia), sin embargo cuando genera el sistema fotovoltaico, se entregarán excedentes a la red (el sistema de baja potencia inyectará 1730,5[kWh] anuales y el de media potencia 2494,3[kWh] anuales). El sistema de alta potencia tendrá menos retiros (229,2[kWh] anuales) e inyectará una gran cantidad de energía en el año (4749,3[kWh] anuales). Económicamente hablando, el proyecto de Pica está lejos de ser rentable ya que tanto el VAN como la TIR son negativos. Esto se debe en gran parte al costo del cambio de baterías cada 5 años, los cuales ascienden a 800 mil pesos aproximadamente. El VAN al abastecerse del sistema de distribución es mucho mayor al VAN de instalar un sistema aislado. Por lo tanto es más rentable abastecerse desde las redes de distribución que instalar un sistema fotovoltaico aislado. En cuanto a Renaico, se evaluaron los tres sistemas de generación híbrida para acatarse a la Ley 20571, sin embargo ninguno de ellos arrojó buenos resultados. Esto se debe a la gran diferencia que existe entre el precio que se paga por consumir desde la distribuidora ($164 pesos el kWh) y el precio al que se vende la energía a la distribuidora ($65 pesos el kWh, un 39,63%). Sin embargo, esta comuna en específico tiene una de las mayores diferencias de precios entre las inyecciones y retiros en el país. Por ejemplo Chilquinta cobra $140 pesos por cada kWh que consumen sus clientes BT1 y paga $72,5 el kWh (51,8%). Chilectra cobra $102,5 pesos por cada kWh que consumen sus clientes BT1 y paga $59,6 el kWh (58,1%).

95 La reciente Ley 20.571 de Generación Distribuida dice ofrecer incentivos económicos que ayudarán a recuperar la inversión en sistemas de generación a pequeña escala. Ya está dispuesta la normativa y todos los procedimientos necesarios para conectarse, además que ya está detallado cómo se valorizarán las inyecciones a la red. La ley entró en vigencia en octubre del 2014 y a pesar de ello, a la fecha existen muy pocos clientes que han hecho uso de ella. La razón es la factibilidad económica de inyectar los excedentes a la red, para lo cual se ha dado un ejemplo en este trabajo y se llegó a la conclusión de que ninguno de los 3 proyectos ofrece una rentabilidad económica atractiva. Hay otros aspectos de la ley que no se han concretado, por ejemplo dice ser un incentivo para sistemas eólicos, hidráulicos, de biomasa y todos los medios de ERNC, pero solamente existen certificaciones para los equipos fotovoltaicos. Otra cosa que mencionar es el largo proceso que hay que llevar a cabo para poder acatarse a la ley, además de los costos que esto conlleva. Son $50.000 aproximadamente que hay que desembolsar en el proceso de conexión más el medidor bidireccional que tiene un precio de $95.000 aproximadamente. Si existiese una ley del tipo Netmetering en Chile, donde las inyecciones y los retiros se valoricen al mismo precio, si serían rentables estos y existiría un real incentivo por conectarse a la red, además se simplificaría mucho la evaluación económica ya que bastaría con hacer un balance de energía y multiplicarlo por el precio de la energía y luego hacer un flujo de caja para obtener su rentabilidad.

96 REFERENCIAS

[1]

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