ANEXO E PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 1 UMAG Contenido ANEXO E: EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS RECURSOS RENOVABLES.......................................................... 3 E.1 RECURSO GEOTERMIA............................................................................................................................. 3 E.1.1 Infraestructura de Alta Entalpia ................................................................................................... 3 E.1.2 Costos de Operación y Mantención .............................................................................................. 5 E.2 RECURSO EÓLICO ................................................................................................................................... 7 E.2.1 Programa recomendado de Mediciones de viento en la XII Región. ............................................ 7 E.2.2 Detalle de costos de instalación de torres para prospección eólica. ............................................ 9 E.2.3 Detalle Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de potencia igual o mayor a 1MW13 E.2.4 Detalle de Localidades con redes eléctricas aisladas de potencia menor a 1MW ..................... 14 E.2.5 Descripción de sistemas híbridos supuestos para localidades con redes eléctricas aisladas de potencia < 1 MW ..................................................................................................................................... 15 E.2.6 Características de Sistemas de Generación Eléctrica en capitales comunales de Provincia. ...... 31 E.2.7 Estructura de cada Parque Eólico y sus rendimientos anuales en los distintos escenarios ........ 35 E.3 RECURSO FOTOVOLTAICO ...................................................................................................................... 39 E.3.1 Tecnología Fotovoltaica.............................................................................................................. 39 E.3.2 Energía Fotovoltaica en Chile y el Mundo................................................................................... 40 E.3.3 Ley 20.571, la “Ley de Generación distribuida” .......................................................................... 41 E.3.4 Metodología utilizada para evaluar el potencial fotovoltaico de una Región ............................ 44 E.3.5 Descripción de análisis de casos tipos de instalaciones fotovoltaicas ........................................ 57 E.3.6 Evaluación de Energía Solar Térmica .......................................................................................... 94 E.4 RECURSO HIDROELÉCTRICO .................................................................................................................... 99 E.5 RECURSOS MARINOS .......................................................................................................................... 100 E.5.1 Estado Actual de la investigación y desarrollo tecnológico en Chile. ....................................... 100 E.5.2 Desarrollo de Energías Marinas en el mundo ........................................................................... 106 E.5.3 Modelos de Prototipos .............................................................................................................. 114 E.6 BIOMASA ................................................................................................................................................. 124 E.6.1 Precios y mercado de calderas y pellets ........................................................................................ 124 E.7 RECURSO HIDRÓGENO ........................................................................................................................ 129 E.7.1 Evaluación de Instalaciones para producción de Hidrógeno .................................................... 129 2 UMAG ANEXO E: Evaluación de Alternativas Recursos Renovables E.1 Recurso Geotermia E.1.1 Infraestructura de Alta Entalpia Las instalaciones de superficie y componentes de infraestructura incluyen las instalaciones para la obtención de vapor y el procesamiento de salmuera: separadores, bombas, tuberías y las carreteras. Las instalaciones para obtención de vapor tienen menores costos desde que la manipulación de la salmuera no es necesaria. Factores que influyen en este componente son los depósitos de los fluidos químicos, los precios de las materias primas (acero, cemento), la topografía, accesibilidad, estabilidad de taludes, la productividad media y distribución del pozo (tuberías, diámetro y longitud), y los parámetros de los fluidos (presión, temperatura, la química) (Hance, 2005). Las instalaciones de superficie y los costos de infraestructura, constituyen 10% a 20% de la inversión (Bromley, 2010), a lo que se debe incluir los costos propios de construcción y obras, además de la puesta en marcha de la planta que en total resulta ser aproximadamente el 50% del costo total del proyecto. Para una unidad de Central Eléctrica de 50 MW, los costos de la fase de construcción de desarrollo del proyecto están, las del tipo de llave en mano, usualmente en el rango de US$ 1 a 2 millones por (MW) instalado. Los cálculos de costos no incluyen la línea de transmisión ni la subestación, que son necesarias para conectar la central eléctrica a la red eléctrica, pues estos costos pueden variar considerablemente de una instalación a otra. Por lo tanto para una planta tradicional con una potencia instalada de 50 MW, el monto de inversión podría ser de US$ 50 a 100 millones, lo cual genera un rango amplio de inversión. Las fronteras entre los diferentes tipos de energías geotérmicas es arbitraria; si se trata de producir electricidad con un rendimiento aceptable la temperatura mínima está entre 120 y 180 °C, pero las fuentes de temperatura más baja son muy apropiadas para los sistemas de calefacción urbana y rural. La Tabla E.1.1, presenta un análisis de costo indicativo para el desarrollo de un proyecto típico de 50 MW con instalaciones nuevas en un campo geotérmico con perforaciones de aproximadamente 2 Km de profundidad. Las centrales eléctricas de hasta 50 MW muchas veces constituyen una unidad de primer paso adecuada, que puede ampliarse o multiplicarse en una fase futura, o permanecer como la unidad final. La práctica de la industria para profundidades de pozos usualmente esta entre 1.500 y 3000 metros, con un promedio internacional de aproximadamente 2 Km, el cual se usara para los siguientes cálculos. Las cifras de los costos incluyen todos los costos 3 UMAG de exploración y perforación, así como un costo de financiación estimado para el desarrollo de un yacimiento hidrotérmico para la generación de energía. Tabla E.1.1 - Costos indicativos para el desarrollo Geotérmico (50 MW) Fase/Actividad Estimado Estimado Estimado Bajo Medio Alto (MMUS$) (MMUS$) (MMUS$) (1) Inspección topográfica preliminar. 1 2 5 (2) Exploración 2 3 4 (3) Perforaciones de prueba, pozos de 11 18 30 prueba. (4) Estudio de factibilidad, 5 7 10 planificación del proyecto. (5) Perforaciones (20 pozos aprox.). 45 70 100 Construcción (Central generadora, 65 75 95 infraestructura, etc.). (6) Sistema de recolección de vapor y 10 16 22 subestación (transmisión). (7) Arranque y puesta en servicio. 3 5 8 Total 142 196 274 Fuente: Manual de geotermia, ESMAP. (2012) (1) Los costos de la inspección topográfica dependen en gran parte del tamaño y accesibilidad del área. Los costos de EIA dependen de las regulaciones del país. (2) Dependiendo de los métodos usados y la accesibilidad y el tamaño del área. (3) Para 3 a 5 perforaciones con profundidades y diámetro variables, desde orificio angosto hasta pozos de producción de tamaño real (más de 8 pulgadas de diámetro). (4) Estudios y contratos proporcionados por proveedores externos o la propia empresa. Condiciones y regulaciones del país relevante. (5) Dependiendo de la profundidad, el diámetro y la química de fluidos, requisitos de la boca del pozo e intubación en términos de presión y material de acero/recubrimiento. También se ve influenciado por factores subterráneos y fracturas (dificultad y tiempo de perforación). (6) Dependiendo de la distancia desde la planta hasta el punto de acceso de la red eléctrica de transmisión, y de la distancia entre los orificios de perforación y la central eléctrica. (7) Proceso industrial estándar. La central eléctrica podría necesitar ajustes finos de algunas adaptaciones de tiempo y menores. Para el cálculo estimado alto, se necesitan cambios mayores, reparaciones y mejoras a fin de suministrar energía de acuerdo con PPA. Los montos de inversiones necesarios para la etapa de producción también, se estimaron en base a la información de proyectos aprobados en el SEIA, y disponibles en página del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), ya que en la región no existen estudios de producción de energía geotérmica. Se analizaron los datos de dos proyectos geotérmicos de alta entalpía correspondientes a “Central Geotérmica Curacautín”, “Central Geotérmica Cerro Pabellón”. Los montos de inversión y características de los proyectos se observan en la Tabla E.1.2. 4 UMAG Tabla E.1.2 - Costos de Producción en Chile de Proyectos Geotermia según Potencia Instalada. Potencia Costo Vida útil Tipo Nombre Instalada (MMUS$) (Años) (MW) Central Eléctrica Central Geotérmica Curacautín 70 330 >40 Central Eléctrica Central Geotérmica Cerro Pabellón 50 180 50 Fuente: SEA. (2014) Central Geotérmica Curacautín A través de la página oficial de la empresa MRP comunican que “en el proyecto se han invertido más de MMUS$50 millones en la primera etapa de estudio y perforaciones durante 2010-2012 y se estima que el costo total de la inversión será mayor de MMUS$400. Se prevé el inicio de perforaciones de pozos de producción para la primavera verano 2015/2016, para continuar con la construcción de la central misma (compra internacional e instalación de maquinaría altamente especializada, como por ejemplo las turbinas, separadores hidrostáticos, enfriadores, etc.), todo lo cual implicaría tenerla en servicio y generando electricidad para el año 2019”. Fue aprobado el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y publicada la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) en mayo de 2013. Central Geotérmica Cerro Pabellón En 2012 fue aprobada la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) y el año 2013 se aprobó la línea de transmisión eléctrica que transporta la energía que genera la central. La iniciativa contempla una inversión de MMUS$ 180 millones. E.1.2 Costos de Operación y Mantención Los costos de operación y mantenimiento están constituidos por una porción fija y otra variable, directamente relacionadas con la fase de producción de electricidad. Los costos anuales de O&M incluyen el campo de operación (mano de obra y equipamiento), la operación de los pozos, trabajo sobre los pozos y el mantenimientos de las instalaciones. Para las plantas geotérmicas, un factor adicional es el costo de restauración de pozos, es decir, los pozos nuevos para reemplazar los pozos fallidos y restaurar la pérdida de capacidad de producción o de inyección. Los costos de estos pozos son generalmente más bajos que las de los pozos originales, y su tasa de éxito es mayor. 5 UMAG Cada planta de energía geotérmica tiene costos O&M específicos que dependen de la calidad y el diseño de la planta, las características del recurso, regulaciones ambientales y la eficiencia del operador. El factor que más afecta a estos costos es la extensión del trabajo y los requerimientos de la restauración de pozos los que pueden variar ampliamente en distintas instalaciones y por lo general aumentan con el tiempo.1 La mano de obra que se utiliza en la explotación geotérmica para generación eléctrica se caracteriza por contar con bajos costos en la etapa de operación, destacándose que en ambos proyectos se contemplan 30 personas en esta etapa en particular para operar una planta de más de 50 MW de potencia instalada. En la Tabla E.1.3 se detalla la cantidad de personas contempladas para cada una de las etapas de un proyecto Geotérmico para generación eléctrica en las centrales geotérmicas existentes en Chile y que han ingresado al SEIA. El horario de operación diario en cada una de las etapas del proyecto será de 24 horas. Tabla E.1.3 - Mano de Obra a utilizar en Proyectos de Geotermia Central Geotérmica Central Geotérmica Proyecto Curacautín Cerro Pabellón Etapa de Construcción 405 (máxima) 560 Etapa de Operación 30 30 Etapa de Cierre 100 (máxima) 50 Fuente: SEA (2001) 1 Hance, 2005 6 UMAG E.2 Recurso Eólico E.2.1 Programa recomendado de Mediciones de viento en la XII Región. Considerando el interés de aerogenerar electricidad para inyectar a los sistemas aislados de la XII Región, especialmente los de las ciudades cabeceras de comuna con el fin de reducir la dependencia de combustibles fósiles y mejorar la calidad ambiental de la red, debe implementarse campañas de medición para la evaluación del recurso en los siguientes lugares, en primera prioridad: Inmediaciones de Puerto Natales. En un radio de no más de 10 kilómetros de la actual central de Edelmag S.A. –probablemente hacia el Sur- y con estaciones con sensores a 50 y 80 metros de altura sobre el suelo. La campaña debería extenderse por dos años, idealmente para contar con buena información. Sin embargo, se cuenta con información básica de CERE que posee registros en sector suburbano norte de P. Natales medidos a baja altura, con los cuales es posible iniciar estudios de diseño preliminar. Inmediaciones de Puerto Porvenir. En un radio de no más de 10 kilómetros de la actual central de Edelmag S.A. y con estaciones con sensores a 50 y 80 metros de altura sobre el suelo. La campaña debería extenderse por dos años, idealmente para contar con buena información para un diseño definitivo; actualmente se dispone de datos medidos a baja altura. La información detallada permite afinar los cálculos de producción de un parque eólico especialmente al tomar en cuenta la extensión en un año promedio, de los períodos de vientos bajos –que no sirven para hacer girar la máquina para generar- y los de sobrevelocidad de corte de los equipos, por razones de protección (usualmente de unos 25 m/seg). En el caso del sistema de Punta Arenas, existe información de registros de CERE y ENAP en Cabo Negro, sector de antenas de comunicaciones y registros a 28 y 45 msns, los que fueron suficientes para el diseño básico del Parque construido por Vestas para Methanex. Además, se cuenta con los datos que este Parque ha venido continuamente midiendo a alturas de máquina –unos 45 metrosdesde su puesta en operación, en 2011. La ubicación más probable de otro parque eólico para alimentar la central eléctrica de Punta Arenas será en el área que va desde Seno Otway hasta Cabo Negro, por razones de cercanía y abundancia del recurso. Caso de Puerto Williams. Debe implementarse a la brevedad un programa intensivo de mediciones, con estaciones que registren a 30 y 50+ msns, aproximadamente, esto porque en dicha localidad sólo se requerirán equipos de altura de buje no superior a esas cifras. Debería ubicarse unos 3 lugares para medir 7 UMAG dadas las características geográficas de la localidad y, especialmente su topografía; ellos deberían considerar idealmente la costa oriente desde la ciudad – a no más de unos 10-15 kilómetros - o la costa poniente, así como algún punto despejado sobre la cota de la ciudad, que pueda disponer de un buen acceso. Este programa debe ser muy bien pensado dado que el recurso viento en el sector es comparativamente bajo y por tanto deberá optimizarse su aprovechamiento dado que su efecto positivo sobre el costo final compuesto de la energía eléctrica será significativo, ya que es la única central de la Región que ocupa combustible diésel de alto costo, permanentemente. Sector Punta Delgada. Se recomienda también realizar campañas para conocer mejor el comportamiento del recurso en el sector donde se encuentra la central actual, mediante sistemas de registros con sensores a 30 y 50 msns, dado que la capacidad de la red aislada sólo permitirá inyección de máquinas de baja potencia eólica que normalmente funcionan a no más de 30 metros de altura de buje. Se cuenta con registro de buena altura de medición en la cercanía de la Planta Gregorio de ENAP, ubicada a algunos kilómetros, por lo que será importante verificar el comportamiento del viento en el lugar más cercano a su posible instalación. Sector Cerro Sombrero. La campaña en este sitio es de importancia secundaria pues se cuenta en la región con registros de varios años medidos a 45 metros sns en la torre de transmisión de ENAP, ubicada en el centro del poblado. La topografía plan de todo el área –incluso en los alrededores de la Central eléctrica Sara- asegura que el comportamiento del viento es similar, por lo que se dispone ya de información suficiente para el diseño y selección de máquinas de aerogeneración que necesariamente serán de baja potencia y, por tanto, de no más de 30 o 40 metros de altura de eje de producción. Sectores en Ultima Esperanza y Tierra del Fuego Se recomienda hacer una campaña amplia con estaciones de baja altura de medición –20 y 35 metros- y de bajo costo consiguiente, para identificar áreas donde el recurso puede ser bien aprovechado por futuros emprendimientos relacionados con cultivos, pesca y turismo, especialmente. Habría que coordinar la selección de sitios con los planes de vialidad trazados y en los caminos en construcción (ruta a Yendegaia, por ejemplo). En el sector del Parque Nacional Torres del Paine debe igualmente abordarse un programa para valorizar el recurso que en algunos sectores es muy abundante; la importancia para la zona es grande dado que se utiliza allí en la generación de electricidad equipos de combustión a diésel a un costo de provisión y ambiental, elevados. 8 UMAG E.2.2 Detalle de costos de instalación de torres para prospección eólica. Tabla E.2.1 - Presupuesto Opción 1, Torre de 80 m, (en pesos chilenos). PARCIAL 4 $ 7.047.554 CLP 9 UMAG El costo para la instalación de torre de 80 m. e instrumentación corresponde a $24.763.301 + IVA. 10 UMAG Tabla E.2.2 - Presupuesto Opción 2, Torre de 60 m (en pesos chilenos) Lo anterior más el kit de instrumentación da un total para la opción 2 de $15.483.347 +6.932.356 = $22.415.703 + IVA. 11 UMAG A lo anterior hay que agregar: Tabla E.2.3 – Presupuesto Mantenimiento y Administración (en pesos chilenos) 12 UMAG E.2.3 Detalle Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de potencia igual o mayor a 1MW Tabla E.2.4 – Situación Actual de Sistemas de Ciudades con redes eléctricas aisladas de potencia igual o mayor a 1MW Potencia media Generación Potencia Potencia Generación Consumo anual 2013 Actual Instalada Máxima (G) (G/8.760h) (MW) (MW) (MWh) (Wh) (MW) 1) Punta Arenas 2) Puerto Natales 3) Puerto Porvenir 4) Puerto Williams Turbo - Gas y Diésel Turbo - Gas y Diésel Turbo - Gas y Diésel Diésel 96,2 40,9 233.777 21.3542 26,7 10,1 5,8 30.265 27.371 3,5 8,6 4,2 22.601 21.366 2,6 3.601 0,45 2,9 0,9 3.931 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Para estos casos, se han tomado los datos informados por la empresa EDELMAG de 2013. En base a estos datos, se ha realizado el cómputo de la potencia promedio suministrada a partir ítem generación (G), y con ello se calcula la Potencia Promedio Anual. 13 UMAG E.2.4 Detalle de Localidades con redes eléctricas aisladas de potencia menor a 1MW Para las localidades de menor tamaño, CERE ha reunido estimaciones basadas en número de viviendas y horas informadas de operación del sistema, que se incluyeron en la Tabla 2.33 de Informe 1. Aquí se ha supuesto como valor típico residencial una Potencia /vivienda de 0,51 kW y de 1,85 kW para aplicaciones no residenciales. Tabla E.2.5 - Situación actual - Localidades Aisladas en Magallanes de potencia menor a 1 MW Comuna Generación Actual Generación=G Horas diarias (kW h) 5) Villa Renoval 6) Puerto Prat 7) Seno Obstrucción 10) Cerro Castillo (NR) (h) (h) Potencia Prom Potencia Prom x vivienda (kW) (kW) Diésel 16.500,0 4,0 1.460,0 22 11,3 0,51 Diésel 20.300,0 18,0 6.570,0 6 3,1 0,51 Diésel 6.000,0 4,0 1.460,0 8 4,1 0,51 Diésel 11.250,0 4,0 1.460,0 15 7,7 0,51 Diésel Torres del Payne Diésel 171.972,0 18,0 6.570,0 51 26,2 0,51 Natales 8) Puerto Edén 9) Cerro Castillo Horas anuales Nro. de viviendas Diésel 230.736,0 -- 12) Villa Tehuelches Laguna Blanca Diésel 323.700,0 18,0 6.570,0 97 49,3 0,51 13) Punta Delgada San Gregorio Gas Natural 4.383.600,0 18,0 6.570,0 1300 667,2 0,51 14) Villa Ponsomby Rio Verde Diésel 70.810,0 18,0 6.570,0 21 10,8 0,51 Diésel 222.550,0 18,0 6.570,0 66 33,9 0,51 Diésel 2.250,0 6,0 2.190,0 2 1,0 0,51 Diésel 70.812,0 18,0 6.570,0 21 10,8 0,51 8.760,0 458 770,2 1,68 11) Villa Rio Serrano 15) Villa Cameron 16) Pampa Guanaco 17) Puerto Toro 18) Cerro Sombrero * Timaukel Cabo de Hornos Primavera Gas Natural 18,0 6.570,0 -- -- 6.744,0 24 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 19 -- 35,1 -- 1,85 -- * En Cerro Sombrero existen muchas viviendas no ocupadas, por lo que el resultado del cálculo no debe tener un sentido real; la población reportada en 2012 es de solo 500 personas. 14 UMAG E.2.5 Descripción de sistemas híbridos supuestos para localidades con redes eléctricas aisladas de potencia < 1 MW Se describen brevemente los tipos de sistemas híbridos supuestos para cada solución: Los sistemas Tipo 1 (T1): Corresponden a equipos que se adicionan a un diésel existente, y se caracterizan por ser sistemas en general monofásicos (salida tipo domiciliario de 220V/50Hz) obtenidos a través de un inversor auto sincronizado (preferentemente de salida senoidal pura). El inversor toma corriente de barras de tensión continua (en general 24, 48V o más) a partir de un banco de baterías alimentado por los aerogeneradores y punto común de conexión, para generar la tensión domiciliaria de salida, a una frecuencia de 50 Hz generada internamente. Raramente tienen capacidad de sincronización con redes existentes, por lo cual sus salidas no se pueden paralelizar. En general se utilizan para sistemas de 1 a 10 viviendas, no muy alejadas entre sí debido a las pérdidas incurridas en transmisión dado el bajo nivel de tensión. Para potencias hasta 10 kW se pueden separar en varias salidas con inversores individuales a partir de un único banco de baterías. Se utilizan preferentemente baterías tubulares de electrolito sólido o líquido con celdas individuales de 2V (tipo OpzS) de la capacidad requerida para el banco. Los costos típicos FOB internacionales de este tipo de baterías (ej. Autobat (1), Exide (2) electrolito líquido) oscilan entre 250 y 450 US$ / kWh dependiendo de la calidad y tamaño del banco. Los aerogeneradores, para la zona magallánica en instalaciones autónomas deben ser Clase I. El costo de estos sistemas, incluyendo aerogenerador, torre y equipamiento anexo conocido como BOS (Balance of System) ronda entre 10.000 y 30.000 US$/kW instalado, para estas características de equipo. En algunos casos, dependiendo de la distancia y complejidad de acceso2 un sistema tipo I puede exceder los US$ 40.000 /kW instalado.” En la tabla siguiente E.2.6, se aprecia un detalle de los sistemas Tipo 1 (T1) en potencias inferiores a los 10 kW. Se ha considerado en cada caso el viento promedio de mediciones cercanas, a una altura de 10 m de altura dado que las torres de los aerogeneradores Clase I raramente exceden los 12m. Se consideró que un 75% de la energía se produciría a través de aerogeneradores. Para el promedio de viento de cada emplazamiento, se utilizaron tablas genéricas de producción de energía para aerogeneradores clase I y se obtuvo la cantidad de equipos requerida para la generación de ese 75% aproximadamente. 2 “Desarrollo de especificaciones técnicas para aerogeneradores para su implementación en electrificación de postas y escuelas públicas, región de Magallanes y Antártica Chilena”,2013. 15 UMAG Tabla E.2.6 - Sistema Tipo 1 (T1): Sistema Híbrido micro diésel/eólico, potencia hasta 10 kW, con inversor/es monofásicos y banco de baterías convencional Generación 6) Puerto Prat 7) Seno Obstrucción 16) Pampa Guanaco Diésel/Eólico (T1) Diésel/Eólico (T1) Diésel/Eólico (T1) Nro. de viv. Generación 75% (eólica) Velocidad Viento @10m Producción Eólica G_ 6kW (Clase I) N° de Turbinas G_6 kW (Clase I) (kWh/mes) (kWh/mes) (m/s) (kWh/mes) ()/para 75% Potencia Prom. Generación G (mes) (kW) Generación G Horas diarias Horas anuales (kWh) (h) (h) 47.502,00 24,0 8.760.0 8 5,42 3.958,5 2.968,88 6,2 1.250,00 2,38 63.180,00 24,0 8.760.0 10 7,21 5.265,00 3.948,75 6,2 1.250,00 3,16 15.795,00 24,0 8.760.0 3 1,80 1.316,25 987,19 5,2 800,0 1,23 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Diagrama Sistema Tipo I: La distribución interna de un sistema Tipo 1 se muestra en su configuración más sencilla en la Figura E.2.1. En los emplazamientos varía la capacidad del banco de baterías (de 1000 a 3000 Ah) y el Nº de aerogeneradores requerido, que se conectan en paralelo al mismo banco de baterías de 48V. 16 UMAG Figura E.2.1 - Diagrama simplificado Sistema Tipo I – Pampa Guanaco Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) UMAG 17 (+) 24 A 12 BATERIAS ) - ( ) - ( (+) 12 A 1 BATERIAS OPzS - 2V / Ah 1000 GENERICO S B V A DC 250A 0 6 1 DESCONEXION T_ent UPS COMO FUNCIONA INVERSOR O R E A E D S E D A D A R T N E SUPONE: SINTENAX A 0 5 AC_IN AC_OUT - (+) ) - ( 50A - DIFF V 220V CARGAS N AERO V (+) N N + - V SENOIDAL / kW 10 out R T A B + -BAT RES +IN N I - ) - ( 14KVA DIESEL INVERSOR/CARGADOR M P N kW 6 I CLASE d R REGULADOR AEROGENERADOR 1 S V O C I S A F O N O M R O D A R E N E G 03/2015 rev CERE/UMAG kW 6 GENERICO GUANACO PAMPA RURAL PARAJE Los sistemas Tipo 2 (T2): Los sistemas tipo 2 (T2) son micro redes trifásicas, cuya configuración es variable pero en general tienen rangos de potencia mayor que las tipo 1 y permiten cubrir distancias mayores, teniendo la opción de utilizar transformadores convencionales para ampliar su rango. Los equipos aerogeneradores, control de la red y sistemas de control tienen escasa estandarización y en general resultan de costo elevado. En estos casos la barra común no es de continua sino de alterna tipo trifásica. Los equipos térmicos generan energía hacia unas barras comunes (en tres fases) a una frecuencia base de 50 Hz, y los inversores de continua a alterna de los aerogeneradores deben tener capacidad de sincronización con dichas barras. El sostenimiento de la estabilidad de la red (control de frecuencia, a través de potencia activa, y control de tensión a través de potencia reactiva) es más complejo a medida que se incrementa la fracción de eólica, y pueden requerirse sistemas de estabilización de frecuencia (ruedas de inercia, convertidores de cuatro cuadrantes con baterías y resistencias) y de tensión (compensadores sincrónicos) que aumentan el costo del sistema. Clasificación Sistemas Tipo 2 (T2) Una clasificación que sirve de referencia para sistemas diésel eólico del Tipo 2 (Bus AC) la da Ian Baring-Gould3 en donde se describen 3 clasificaciones típicas de este tipo de sistemas, utilizando los conceptos de “penetración instantánea” para la relación potencia eólica sobre potencia total del sistema, y “penetración promedio” para la relación en un período anual de energía generada por eólica respecto a la energía total. Con esta clasificación de sistemas, se construye la siguiente tabla: Tabla E.2.7 - Clasificación descriptiva sistema Tipo 2 Eólica /tipo de penetración Baja penetración (A) Penetración media (B) Alta penetración (C) Características -Diésel(s) trabajan full time -Eólica reduce la carga sobre el diésel - Toda la energía eólica va a carga primaria - No hay sistema supervisor de control -Diésel(s) trabajan full time - Con vientos fuertes, se despachan cargas secundarias o se reduce la potencia Eólica. - Sistema supervisor de control sencillo Diésel(s) pueden ser apagados con viento suficiente. Se requieren componentes adicionales para regular voltaje y frecuencia. Requiere un sofisticado sistema de control. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Penetración instantánea Penetración promedio <50% <20% 50 a 100% 20 a 50% 100 a 400% 50-150% 3 Baring-Gould, I "Wind/Diesel Power Systems Basics and Examples" (NREL,2009) http://apps1.eere.energy.gov/tribalenergy/pdfs/wind_akwd04_basics.pdf 18 UMAG Los sistemas de baja penetración no difieren significativamente de sistemas trifásicos estándar con tamaños entre algunos kW y varios MW, impulsados por Diésel. En la Figura E.2.2 4 se aprecia la configuración para un sistema sólo con diésel, y la variante de baja penetración (A). Estos últimos son los más sencillos de construir, lográndose ahorros de hasta 15% de combustible aunque requieren de la operación continua de los grupos diésel. En la Figura E.2.3 se muestra un diagrama más detallado de lo que implica el agregado de máquinas eólicas a un sistema diésel tradicional. Figura E.2.2 - Diagrama simplificado Sistema Diesel y Sistema (A), Diesel /Eolico de baja penetración Fuente: University of Alaska (2010) 4 Fay, G; Schwörer, T; (ISER) and Keith, K (ACEP) "Alaska Isolated Wind-Diesel Systems: Performance and Economic Analysis",University of Alaska, June 2010 19 UMAG Figura E.2.3 - Diagrama simplificado Sistema Diésel /Eólico Fuente: University of Alaska (2010) Los Sistemas (B) de penetración media y (C) de penetración alta se ilustran en la Figura E.2.4. Este tipo de sistemas es de creciente costo y complejidad, partiendo de una corrección "hacia arriba" en frecuencia (Potencia activa) a través de cargas de calefacción, o limitación de potencia de salida del aerogenerador si el mismo lo permite (B) hasta alcanzar sistemas que compensan también en frecuencia "hacia abajo" a través de un reservorio de potencia activa, pudiéndose utilizar baterías o ruedas de inercia (C). En este caso, los diésel pueden ser desconectados en períodos de buen viento. Es conveniente que se utilicen generadores diésel de potencia baja, media y alta (de ser posible) para mejorar la eficiencia, conmutando uno o varios de acuerdo a la demanda. 20 UMAG Figura E.2.4 - Diagrama simplificado Sistemas Diésel /Eólico de media y alta penetración Fuente: NREL, 2009 21 UMAG Sistemas Tipo 2 (T2) en funcionamiento Se describe la evolución de los sistemas diésel-eólico en Alaska, EE.UU., zona de clima frío y acceso difícil que tiene características similares a la Patagonia chilena, desde los proyectos piloto instalados en 1997 a 2000, hasta los más recientes en 2009 y 2010. Los sistemas descriptos son en general de potencia mayor a los requeridos en el presente estudio, pero sus limitaciones y el hecho de que se tienen datos concretos de operación y funcionamiento, hacen valiosa su consideración. En la Figura E.2.5 se muestra un panorama de los sistemas instalados, sobre los que se estudia en la University of Alaska. Los efectos particulares de la utilización en redes "blandas", con cargas disipativas para compensar aumentos de frecuencia, las dificultades de frío, alto costo de combustible y problemas de mantenimiento hace que los factores de capacidad se vean reducidos respecto a los sistemas eólicos conectados a grandes redes. Figura E.2.5 - Sistemas Eólico/Diésel instalados en Alaska a 2010 Fuente: University of Alaska. 22 UMAG Dimensionamiento de Sistemas Tipo 2 para Magallanes A efectos de lograr una idea de los factores de capacidad (FC) a lograr con sistemas Tipo 2 en Patagonia chilena, se realizó una extrapolación entre algunos de los sistemas de buen funcionamiento para obtener una relación FC con velocidad promedio de viento del emplazamiento. Esta relación es solo indicativa y una simplificación, pero permite tener una expectativa realista de performance para sistemas con tecnología actual en un emplazamiento similar al que se busca analizar. Sistema Ciudad/Paraje Toksook Bay St. Paul Island Kasigluk Nome Kodiak Promedio Viento (m/s) @ 10m 7,6 8,6 6,9 5,4 7,1 FC Sistema (%) 28,00% 31,00% 25,00% 20,00% 34,00% y = 0.0344x + 0.0137 R2 = 0.9974 Energía anual_real (MWh) 742,0 650,0 626,0 2.357,0 13.008,0 NW100 Vestas NW100 Entegrity GE1.5 Costo instalación US$/kW 11.411,0 5.867,0 10.905,0 5.002,0 4.756,0 Año Instalación 2006 1998 2006 2009 2010 y= CF in % x= windspeed m/s Factor de Capacidad vs. Velocidad media de viento Sistemas Similares a Tipo 2 en Alaska según - Datos 2010 35,00% Kodiak (GE1.5) 30,00% St.Paul (Vestas) y = 0,0344x + 0,0137 R² = 0,9974 25,00% FC Sistema [%] Turbinas Toksook B. (NW100) Kasigluk (NW100) 20,00% Nome (Entegrity) 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% 0 2 4 6 velocidad media de viento @10m [m/s] Avg WindSpeed 8 10 Lineal (Avg WindSpeed) Figura E.2.6 - Estudio de Sistemas Eólico/Diesel de potencia media - relación FC versus Velocidad media anual viento.3 Fuente: Elaboración propia según datos de University of Alaska 23 UMAG Se realizó la extrapolación indicada solo sobre los 4 primeros sistemas, debido a que el sistema de Kodiak, con 3 aerogeneradores GE de 1.5 MW y conexión a una combinación de hidroeléctrica y diesel, por su tamaño y características responde a un sistema convencional eólico conectado a red fuerte (de ahí su alto valor de FC). Utilizando dicha extrapolación para el cálculo del Factor de Capacidad (FC) en los emplazamientos de Magallanes clasificados como aptos para sistemas Tipo 2, se obtuvo el dimensionamiento preliminar indicado en la Tabla E.2.8a, cuyo resultado en la última columna es el FC % estimado del conjunto de aerogeneradores en el emplazamiento. 24 UMAG Tabla E.2.8a - Sistema Tipo 2 (T2): Dimensionamiento preliminar Generación 5) Villa Renoval 8) Puerto Edén 9) Cerro Castillo 10) Cerro Castillo (NR) 12) Villa Tehuelches 14) Villa Ponsomby 15) Villa Cameron 17) Puerto Toro Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Generación G Horas diarias Horas anuales (kWh) (h) (h) 173.745,00 24,0 8.760,0 118.462,50 24,0 402.414,48 Nro. de viviendas Potencia Prom. Generación (mes) Velocidad viento @10m *FC Estimado (kW) (kWh/mes) (m/s) (%) 29 19,83 14.478,75 6,20 22,7 8.760,0 20 13,52 9.871,88 6,20 22,7 24,0 8.760,0 66 45,94 33.534,54 6,30 23,04 539.922,24 24,0 8.760,0 25 61,63 44.993,52 6,30 23,04 757.458,00 24,0 8.760,0 126 86,47 63.121,50 7,20 26,14 165.695,40 24,0 8.760,0 27 18,92 13.807,95 7,20 26,14 520.767,00 24,0 8.760,0 86 59,45 43.397,25 5,70 20,98 165.700,08 24,0 8.760,0 27 18,92 13.808,34 5,20 19,26 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) *: Ecuación usada – Análisis según ref, sistemas Alaska 2010. FC (%) = 0,0344*V_Vie + 0,0137 En la Tabla E.2.8b, utilizando como insumo dicho FC, se calcula para un aerogenerador de clase I, de tipo ensayado en la zona y potencia nominal 15kW, imán permanente con inversor "grid-tie", el número de Aerogeneradores y la relación resultante de energía generada eólica G_eol dividida por la generación requerida G. Se aprecia un detalle de los sistemas Tipo 2 (T2) para los emplazamientos entre 10 y 100 kW señalados. Se ha considerado en cada caso el viento promedio de mediciones cercanas, a una altura de 10 m de altura, dado que las torres de los aerogeneradores Clase I raramente exceden los 12 m, y en el caso de 15 kW se utilizan hasta 18 m. 25 UMAG Tabla E.2.8b - Sistema Tipo 2 (T2): Dimensionamiento preliminar Generación N° Turbinas Potencia Eólica Generación al mes Generación FC Estimado G_15kW (Clase I) N x 15kW (Clase I) N x 15kW (Clase I) Eol/G (%) ()/para G eólico (kW) 2,0 30,0 FC*PS*720 (kWh) 4.902,77 (%) 33,86 5) Villa Renoval Diésel /Eólico (T2) 22,7 8) Puerto Edén Diésel /Eólico (T2) 22,7 1,0 15,0 2.451,38 24,83 9) Cerro Castillo 10) Cerro Castillo (NR) 12) Villa Tehuelches 14) Villa Ponsomby 15) Villa Cameron Diésel /Eólico (T2) 23,04 3,0 45,0 7.465,61 22,26 23,04 4,0 60,0 9.954,14 22,12 26,14 5,0 75,0 14.114,52 22,36 26,14 1,0 15,0 2.822,90 20,44 20,98 4,0 60,0 9.062,50 20,88 17) Puerto Toro Diésel /Eólico (T2) 19,26 2,0 30,0 4.159,73 30,12 Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Diésel /Eólico (T2) Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 26 UMAG Cálculo de Costos para Sistemas Tipo 2 en Magallanes Para el cálculo de costos se utilizaron los valores estimados de dimensionamiento, considerando una estructura circuital muy sencilla similar a la indicada en la Figura E.2.8c, que se supone diagramada en el caso de Puerto Edén con un único aerogenerador. Se puede observar que el sistema incluye aerogenerador, inversor trifásico tipo Grid-tie y dos unidades diésel gemelas, con sistema de control, despacho y monitoreo tipo SCADA. El tipo de línea se adapta a las distancias del lugar y se supone pre-existente, dependiendo de la potencia involucrada y las distancias a cubrir. Se observa que los costos por kW eólico (última columna) resultan del mismo orden de magnitud que los observados para los sistemas más pequeños en Alaska3 según se ve en la tabla superior de la Figura E.2.6 27 UMAG Tabla E.2.8c- Cómputo Estimado de Costo Sistemas T2 Sistema Inversor Subtipo Aerogenerador Aerogenerador Control 3ph Generación Cantidad Potencia +SCADA P nom 5) Villa Renoval 8) Puerto Edén 9) Cerro Castillo 10) Cerro Castillo (NR) 12) Villa Tehuelches 14) Villa Ponsomby 15) Villa Cameron 17) Puerto Toro Diésel /Eólico (T2a) Diésel /Eólico (T2d) Diésel /Eólico (T2e) Diésel /Eólico (T2c) Diésel /Eólico (T2b) Diésel /Eólico (T2a) Diésel /Eólico (T2c) Diésel /Eólico (T2a) Diésel x 2 S nom Costo Base (CB) Costo Turbinas (N)*WTC Costo Total Costo por kW eólico (kW) (kVA) (US$) (US$) (US$) (US$/kW) (N) (kW) 2,0 15,0 1,0 30,00 50,0 64.000,0 255.000,0 319.000,0 10.633,33 1,0 15,0 1,0 15,00 50,0 62.000,0 127.500,0 189.500,0 12.633,33 3,0 15,0 1,0 45,0 100,0 86.000,0 382.500,0 468.500,0 10.411,11 4,0 15,0 1,0 60,0 100,0 96.000,0 510.000,0 606.000,0 10.100,00 5,0 15,0 1,0 75,0 150,0 110.000,0 637.500,0 747.500,0 1,0 15,0 1,0 15,0 50,0 64.000,0 127.500,0 191.500,0 12,766,67 4,0 15,0 1,0 60,0 100,0 96.000,0 510.000,0 606.000,0 10.100,00 2,0 15,0 1,0 30,0 50,0 64.000,0 255.000,0 319.000,0 10.633,33 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 28 UMAG 9.966,67 Tabla E.2.8c - Continuación– Costo Estimado Base Sistemas Tipo 2 (T2) Sistema Control +SCADA Control Costo Diésel /Eólico (T2a) 1,0 (US$) 25.000,0 (kW) 30,0 (US$) 4.000,0 (kVA) (US$) (US$) 50,0 20.000,0 15.000,0 (US$) 64.000,0 Diésel /Eólico (T2b) 1,0 25.000,0 75,0 10.000,0 150,0 60.000,0 15.000,0 110.000,0 Diésel /Eólico (T2c) Diésel /Eólico (T2d) 1,0 1,0 25.000,0 25.000,0 60,0 15,0 8.000,0 2.000,0 120,0 48.000,0 15.000,0 50,0 20.000,0 15.000,0 96.000,0 62.000,0 Diésel /Eólico (T2e) 1,0 25.000,0 45,0 6.000,0 100,0 40.000,0 15.000,0 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 86.000,0 Ph S G S G 50kW 1 SALIDA CONTROL 2 SALIDA INVERTER TIE 11kV / mm2 16 / PRIOR. BOMBEO/NO CARGAS L=1km 3 SALIDA RED similar o I Class kW 15 KINGSPAN WTC L=1km G S GRID RED 2 RESIDENCIAS CATERPILLAR 1 RESIDENCIAS RED KINGSPAN-SCADA Caterpillar CAT-SCADA G S 2 G 50kW Caterpillar año / MWh 118 G S kW 14 APROX. 3 EDEN PUERTO DEMANDA 1 G 03-2015 CERE/UMAG I CLASE kW 15 EOLICOS + DIESEL / EDEN PUERTO EJ. TRIFASICA MINIRED - TIPO2 Inversor Inversor Diésel Diésel Auxiliares 3ph 3ph Snom Costo x2 Costo Total CB P nom Costo Costo Base SISTEMA Subtipo Generación Figura E.2.7 - Diagrama simplificado Sistema Tipo 2 Puerto Edén Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 29 UMAG Factores que influyen en el éxito de los sistemas Tipo 2,3 Calidad de los aerogeneradores: En la experiencia de Alaska, las comunidades con proyectos piloto (Wales, Kotzbue) utilizando máquinas relativamente primitivas de baja calidad (ej. Entegrity, ex AOC) tuvieron muchos problemas. Por otro lado, la utilización de máquinas más costosas clase I ó S pero mejor adaptadas (caso Northern Wind Power NW100-19 clase S, en Kasigluk, Nunapitchuk) han dado mejores valores de energía y mayor confiabilidad. Régimen de viento: Las comunidades que utilizaron sistemas Tipo 2 (wind-diésel) y que mostraban el mejor régimen de viento en Alaska (St.Paul, Kodiak), fueron las que igualaron o excedieron la producción esperada en el modelado previo. El recurso eólico y su medición resulta un factor crítico en el estudio de los potenciales emplazamientos. Experiencia del desarrollador / instalador: Los casos más exitosos de funcionamiento fueron desarrollados por empresas o instituciones con experiencia anterior y antecedentes en sistemas wind-diésel. Apoyo de la comunidad: La falta de involucramiento y el escaso apoyo de la comunidad (algo que debe lograrse desde la etapa inicial de planificación) fueron un factor de fracaso en Wales, uno de los sistemas piloto estudiados de University of Alaska Los sistemas Tipo 3 (T3): Cumplen características similares a los parques eólicos convencionales, donde se considera que la red acepta el 100% de la potencia entregada por el aerogenerador, y los controles de frecuencia y tensión son asumidos básicamente por los equipos térmicos. El factor de capacidad tiene significación y la zona de Magallanes presenta valores muy importantes de FC típicos (basado en la experiencia del parque Cabo Negro, y mediciones del CERE). Los costos para equipos en zona extrema (se requieren máquinas Clase I o especial) exceden en general los 2x10 6 (US$/MW), pudiendo llegar al doble si se necesitan agregados de estabilización (Ej. ruedas de inercia) y extensiones de red considerables (parques típicamente ubicados a distancias de 5 a 10 km de los centros de consumo). 30 UMAG E.2.6 Características de Sistemas de Generación Eléctrica en capitales comunales de Provincia. Los sistemas eléctricos de las ciudades de la Región tienen las características, según datos del año 2014, que se presentan en la siguiente tabla: Tabla E.2.9 – Resumen Generación Eléctrica, capitales comunales de Provincia. Potencia Térmica instalada 2014 Potencia máxima 2014 Generación total 2014 Consumo total 2014 Potencia Promedio 2014 (MW) (MW) (MWh) (MWh) (MW) Gas Natural 96,2 40,90 233.777,0 213.542,0 26,69 Gas Natural 10,1 5,80 30.265,0 27.371,0 3,45 P. Porvenir Gas Natural 8,6 4,20 22.601,0 21.366,0 2,58 P. Williams Diésel 2,9 0,86 3.931,0 3.601,0 0,45 Tipo de Sistema de Generación Central Punta Arenas Pto. Natales Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Allí se consigna el comportamiento de cada sistema según las demandas de consumo, y se calculan las potencias que requiere cada uno como promedio anual. Para inyectar electricidad aerogenerada sin provocar perturbaciones en la operación de los equipos base (que funcionan con combustible) ni requerir modificaciones costosas del control de su estabilidad, está demostrado que una penetración eólica del 30 a 35% es perfectamente manejable, de acuerdo a antecedentes obtenidos de la operación de Central instalada en Puerto Stanley, Islas Malvinas.5 Propiedades de dicho sistema se presentan en la Tabla E.2.10. Tabla E.2.10 – Propiedades Sistema Eléctrico Puerto Stanley Central Pto. Stanley Islas Falkland Generación Potencia Potencia Actual instalada máxima Generación Anual Consumo Anual Potencia Promedio 30% de Penetración Eólica Diésel 6,6 MW 3.2 MW 160.00 MWh 160.00 MWh 1,83 MW 0,55 Eólica 2,0 MW -- -- -- -- -- Fuente: Ross, G., (2014) 5 Glenn Rose, Gerente de empresa eléctrica, Dic. 2014 31 UMAG En Central Eléctrica de Puerto Stanley se ha operado ya por varios años aerogeneradores marca ENERCON Modelo E33 (de 30 metros de diámetro de aspas) de 330 KW cada uno, a 45 metros de altura de buje, y se ha manejado el conjunto limitando la producción de aero electricidad para que los equipos base – a diésel- estén siempre operando sobre un 60% de su capacidad nominal. Esto ha asegurado una operación estable. De acuerdo a esto, se calculó la potencia de aerogeneración que es segura de inyectar en los sistemas térmicos de cada ciudad, bajo el criterio de un 35% de penetración máxima, como promedio anual en la potencia del conjunto. Dado que los aerogeneradores tienen un Factor de Planta del orden del 50% en las localidades de la XII Región que están expuestas a los vientos dominantes desde el Oeste –Sector Seno Otway/Cabo Negro; Puerto Natales, Porvenir- se debe instalar una potencia nominal de un poco más del doble de la real requerida. A fin de considerar el crecimiento del parque generador de las ciudades de la Región, hasta el horizonte de análisis del 2050, se presenta la proyección de la demanda por electricidad sobre la base de las cifras estimadas –hasta el 2020- por la empresa EDELMAG S.A., según lo indicado en Informe de Avance N°1, y presentadas en la siguiente Tabla E.2.11. Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica XII Región – EDELMAG S.A. Central 2015 2016 2017 2018 2019 2020 217.754 220.771 223.801 226.829 229.855 232.881 30.123 32.409 34.369 36.252 37.721 38.801 22.119 23.586 24.768 25.943 26.849 27.749 3.993 4.187 4.380 4.574 4.768 4.961 Punta Arenas Venta final MWh Puerto Natales Venta final MWh Porvenir Venta final MWh Puerto Williams Venta final MWh Fuente: Edelmag S.A. (2013) Sobre la base de estas cifras, se continuó la proyección en las siguientes tablas a las mismas tasas anuales: 32 UMAG Continuación Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica - EDELMAG Central 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Punta Arenas Venta final MWh 235.907 238.933 241.959 244.986 248.012 251.038 254.065 257.091 Puerto Natales Venta final MWh 41.067 42.816 44.565 46.313 48.062 49.811 51.560 53.309 Porvenir Venta final MWh 29.081 Puerto Williams Venta final MWh 5.155 2029 2030 260.117 263.143 55.058 56.806 30.199 31.316 32.434 33.552 34.669 35.787 36.905 38.022 39.140 5.349 5.542 5.736 5.930 6.124 6.317 6.511 6.705 6.898 2039 2040 290.380 293.406 72.546 74.295 Continuación Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica - EDELMAG 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 Punta Arenas Venta final MWh 266.170 269.196 272.222 275.248 278.275 281.301 284.327 287.353 Puerto Natales Venta final MWh 58.555 60.304 62.053 63.802 65.551 67.300 69.048 70.797 Porvenir Venta final MWh 40.258 41.375 42.493 43.611 44.728 45.846 46.964 48.081 49.199 50.317 Venta final MWh 7.092 7.286 7.479 7.673 7.867 8.060 8.254 8.448 8.641 8.835 33 UMAG Continuación Tabla E.2.11 – Proyecciones E. Eléctrica - EDELMAG 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 Punta Arenas Venta final MWh 296.432 299.458 302.485 305.511 308.537 311.563 314.590 317.616 Puerto Natales Venta final MWh 76.044 77.793 79.541 81.290 83.039 84.788 86.537 88.286 Porvenir 2049 2050 320.642 323.668 90.034 91.783 Venta final MWh 51.435 52.552 53.670 58.141 59.258 60.376 61.494 Venta final MWh 9.029 9.222 9.416 9.610 9.803 9.997 10.191 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 10.384 10.578 10.772 54.788 55.905 57.023 La siguiente tabla es un resumen de las demandas quinquenales extractada de la serie completa hasta 2050 presentada en la Tabla E.2.12: Tabla E.2.12 – Proyecciones Demanda Eléctrica Central 2025 2030 2035 2040 2045 2050 248.012 263.143 278.275 293.406 308.537 323.668 48.062 56.806 65.551 74.295 83.039 91.783 33.552 39.140 44.728 50.317 55.905 61.494 5.930 6.898 7.867 8.835 9.803 10.772 Punta Arenas Venta final MWh Puerto Natales Venta final MWh Porvenir Venta final MWh Puerto Williams Venta final MWh Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 34 UMAG E.2.7 Estructura de cada Parque Eólico y sus rendimientos anuales en los distintos escenarios Tabla E.2.13 - Escenario 2018 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos Potencia Potencia Energía Factor Maquinas Eólica a Parque Eólica Demanda Penetración de uso a instalar instalar Eólico generada Eléctrica Eólica Media del Total anual Total Anual Parque 2018 PE=35% Eólico n x KW Punta Arenas Pto. Natales P. Porvenir P. Williams (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 15 1,8 27,00 27,00 79.500 226.829 35% 75% 7 0,85 5,95 5,95 12.700 36.252 35% 95% 4 0,85 + 2 x 0,275 3 0, 275 3,95 3,95 9.065 25.900 35% 91% 0,83 0,83 1.372 4.574 30% 70% Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Continuación-Tabla E.2.13 Escenario 2020 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos Energía Factor Potencia Eólica Demanda Penetración de uso Parque generada Eléctrica Eólica del Potencia Eólico anual Total Media Anual Parque Eólica a Total PE=35% Eólico 2020 instalar Punta Arenas Pto. Natales P. Porvenir P. Williams (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 0 27,00 81.600 232.881 35,0% 77% 0 5,95 13.600 38.801 35,1% 58% 0 2,55 9.700 27.749 35,0% 97% 0 0,83 1.500 4.961 30,2% 77% Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 35 UMAG Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2025 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos Factor Potencia Energía Demanda Penetración de uso Parque Eólica Eléctrica Eólica del Potencia Eólico generada Total Media Anual Parque Eólica a 2025 Total anual Eólico instalar (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 0,00 27,00 86.700 248.012 35,0% 82% -- 5,95 16.800 48.062 35,0% 84% P. Porvenir -- 2,55 11.750 33.552 35,0% 89% P. Williams -- 0,83 1.779 5.930 30,0% 91% Punta Arenas Pto. Natales Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2030 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos 2030 Punta Arenas Pto. Natales P. Porvenir P. Williams Potencia Eólica a instalar Potencia Parque Eólico Total Energía Eólica generada anual Demanda Eléctrica Total Penetración Eólica Media Anual Factor de uso del Parque Eólico (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 0,00 27,00 86.700 263143 35,0% 87% -- 5,95 19.948 56.806 35,1% 86% -- 2,55 13.700 39.140 35,0% 89% -- 0,83 3.147 7.867 28,5% 100% Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 36 UMAG Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2035 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos 2035 Punta Arenas Pto. Natales P. Porvenir P. Williams Potencia Eólica a instalar Potencia Parque Eólico Total Energía Eólica generada anual Demanda Eléctrica Total Penetración Eólica Media Anual Factor de uso del Parque Eólico (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 15 x 1,8 + 8 x 1,8 41,10 139.000 278.275 50,0% 86% 12,60 32.800 65.551 50,0% 67% 7,65 22364 44.728 50,0% 75% 1,38 2.100 6.898 40,7% 73% 7 x 1,8 3 x 0,85 + 6 x 0,85 5 x 0,275 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2040 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos 2040 Punta Arenas Pto. Natales P. Porvenir P. Williams Potencia Eólica a instalar Potencia Parque Eólico Total Energía Eólica generada anual Demanda Eléctrica Total Penetración Eólica Media Anual Factor de uso del Parque Eólico (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 0 41,10 146.700 278.275 50,0% 91% 0 12,60 37.150 74.295 50,0% 75% 0 7,65 25.159 50.317 50,0% 89% 0 1,38 3.600 8.835 40,7% 83% Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 37 UMAG Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2045 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos Potencia Eólica a instalar Potencia Parque Eólico Total Energía Eólica generada anual Demanda Eléctrica Total Penetración Eólica Media Anual Factor de uso del Parque Eólico (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 0 41,10 155.000 308.537 50,2% 96% 0 12,60 41.500 83.039 50,0% 84% P. Porvenir 0 7,65 28.000 55.905 50,1% 94% P. Williams 0 1,38 4.000 9.803 40,8% 92% 2045 Punta Arenas Pto. Natales Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Continuación-Tabla E.2.13 - Escenario 2050 de aporte de aeroelectricidad en los sistemas eléctricos 2050 Punta Arenas Pto. Natales P. Porvenir P. Williams Potencia Eólica a instalar Potencia Parque Eólico Total Energía Eólica generada anual Demanda Eléctrica Total Penetración Eólica Media Anual Factor de uso del Parque Eólico (MW) (MW) (MWh) (MWh) (%) (%) 0 41,10 161.900 323.668 50,1% 99% 0 12,60 45.900 91.783 50,0% 93% 0 7,65 29.922 61.494 48,7% 100% 0 1,38 4.300 10.772 39,9% 99% Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Se espera que en las próximas décadas lo modelos de aerogeneradores habrán sido reemplazados por otros de mejor rendimiento tanto técnico como de costos por lo que el aporte de la aeroelectricidad tendrá mayor valor aún que lo estimado. 38 UMAG E.3 Recurso Fotovoltaico E.3.1 Tecnología Fotovoltaica En las instalaciones fotovoltaicas, se debe considerar que el panel solar fotovoltaico estará en una posición fija todo el año. El ángulo de inclinación que sea escogido, determinará la cantidad de energía solar que será efectivamente absorbida para convertirse en energía eléctrica, en otras palabras este ángulo afectará el rendimiento del sistema fotovoltaico. Lo anterior, hace necesario utilizar un ángulo de inclinación óptimo que maximice la energía recibida. Inclinación y orientación del sistema fotovoltaico Una vez realizada la estimación de las áreas de las posibles coberturas y sectores escogidos para los sistemas FV propuestos, se determina la cantidad de energía que es posible generar con la tecnología escogida. Dado el carácter preliminar del estudio, no se considerará la influencia de la cobertura de nubes de la región considerada, así como también no serán considerados los efectos de sombreamiento sobre los paneles y la orientación de los mismos será siempre que sea posible al norte geográfico. Para determinar la inclinación de los mismos, existen algunos criterios que podrían ser considerados: - Una inclinación igual a la latitud del lugar maximiza la radiación captada en promedio anual. Una inclinación igual a la latitud + 10° maximiza la radiación captada promedio durante los meses de invierno. Una inclinación igual a la latitud - 10° maximiza la radiación captada promedio durante los meses de verano. El ángulo que se seleccione dependerá de la forma en que se utilice la instalación; esto es, la decisión de que funcione principalmente en invierno, verano o durante todo el año determinará, en cada caso, una inclinación diferente para el captador. Como el análisis de las diferentes aplicaciones fotovoltaicas del presente estudio representan una primera aproximación, los factores anteriores no serán considerados y se considerará la metodología usada en el estudio de MasEnergía, la cual resulta en un ángulo óptimo de 38° para la ciudad de Punta Arenas y Porvenir y de 40° para la ciudad de Puerto Natales. Para finalmente determinar la producción anual media de la instalación, es necesario primero determinar cuál será la irradiación solar incidente sobre los módulos fotovoltaicos. 39 UMAG La radiación solar incidente sobre el módulo fotovoltaico La cantidad de energía que una superficie expuesta a los rayos solares puede absorber, dependerá del ángulo formado por los rayos solares y la superficie. Por norma general las medidas de radiación que se toman para una determinada zona se hacen en condiciones de posición horizontal. Este es el caso de los datos que disponemos para la región de Magallanes. Para calcular la cantidad de irradiación incidente en una superficie inclinada, fue utilizado el programa computacional RADIASOL, desarrollado por el Laboratorio de Energía Solar de la Universidad Federal de Rio Grande do Sul (UFRGS, 2009). Los valores de radiación obtenidos a través del programa, son valores medios mensuales, en kWh/m2 calculados a partir de las bases de datos presentadas anteriormente. E.3.2 Energía Fotovoltaica en Chile y el Mundo En Chile existen 3 mercados para aplicaciones de la energía fotovoltaica: Sistemas Aislados Sector rural, nicho de mercado, el más antiguo, empresas pequeñas y medianas especializadas en electrificación alejada de la red. Generación Distribuida Residencial/comercial, mercado recién partiendo, prometedor por baja sostenida de precios de equipos y por nueva Ley 20.571. Interesante para instaladores, ESCOs, auto productores. Potencial de masificar la fotovoltaica con sistemas pequeños y medianos instalados principalmente en techos. Pequeño Medio de Generación Distribuido (PGMD) y grandes generadores Sector industrial, mercado para plantas fotovoltaicas recién partiendo, prometedor por leyes 2025 y otras, gran demanda energética, rentabilidad (parity grid). Se requieren grandes inversiones, típicamente PPA6, parques fotovoltaicos de muchos MW, empresas internacionales. Sin embargo, los mercados de la energía fotovoltaica no solo requieren precios bajos de equipamiento, sino que necesitan de un marco legislativo que incentive y permita el desarrollo de estas tecnologías. Hasta hace poco, esta era una de las principales barreras que frenaba el 6 Power Purchase Agreement 40 UMAG desarrollo de la fotovoltaica en Chile, sin embargo, se han dado algunos pasos en la dirección de levantar esta barrera. El proyecto de Ley que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales con energías renovables no convencionales (ERNC), conocida como la Ley 20.571, es un primer paso. E.3.3 Ley 20.571, la “Ley de Generación distribuida” Esta Ley permite la instalación de medidores bidireccionales que posibiliten el registro tanto de los consumos del cliente residencial final, como de las eventuales inyecciones que pueda éste realizar a la red; y establece un mecanismo de cálculo de las tarifas correspondientes a las referidas inyecciones de energía. De esta forma, cualquier cliente residencial tendría la posibilidad de obtener ingresos (o descuento en su cuenta eléctrica) mediante la inyección de sus excedentes de energía a la red eléctrica. La Ley 20.571 modifica la Ley de General de Servicios Eléctricos, permitiendo que los clientes regulados (con fijación de precios) que posean medios de generación con ERNC y cogeneración eficiente puedan inyectar excedentes a la red de distribución eléctrica y recibir una remuneración por este concepto. Características principales: Permite conexión de plantas generadoras a la red pública de distribución. Potencia máxima 100kW (o menos, dependiendo del punto de inyección). El monto se descuenta en la factura del mismo mes. Si el monto a descontar es mayor que el monto de la factura, el remanente se descontará en las facturas futuras subsiguientes. Los valores se reajustan al IPC u otro mecanismo establecido por la SEC. Para autoconsumo y venta de excedentes a la red. Se requiere un contrato entre la distribuidora y el generador que establece los parámetros básicos (potencia instalada, propiedad del medidor, formas de pago, etc.) Todas las obras / modificaciones técnicas necesarias para realizar la conexión e inyección a la red deberán ser solventadas por el propietario de la planta de generación. La distribuidora tiene que entregar al cliente un certificado sobre las inyecciones de energía efectuadas a la red (anualmente y cada vez que sea solicitado). El cliente (generador ERNC) puede traspasar esos certificados a una compañía eléctrica. Sobre los valores generados, sea por el inyección de excedentes, o traspaso de certificados, no se aplica IVA. 41 UMAG Figura E.3.1 – Esquema Sistema Fotovoltaicoy emplame a red Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) La ley 20.571 limita la potencia de un Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD) a 100 kW, esto a fin de proteger la seguridad de la red de distribución. Para efectos prácticos, cualquier cliente que desee inyectar una potencia superior a 10 kW típicamente deberá contratar una tarifa AT. Aquellos PMGD con potencia menor a 10 kW lo harán con tarifa BT7. El día 6 de septiembre de 2014, se publicó en el Diario Oficial de Chile el Decreto N° 71 que aprueba el Reglamento de la Ley 20.571, que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales. Finalmente, y según lo establecido por la ley 20.571, esta entrará en vigencia una vez publicado su respectivo reglamento, lo que ocurrió el 6 de septiembre de 2014. De esta manera, la ley de Net Billing Chilena está vigente desde el día 22 de Octubre de 2014. La Norma Técnica, que establece los procedimientos, metodologías y demás exigencias para la conexión y operación de Equipamientos de Generación cuya capacidad instalada total no supere los 100 kW según la ley 20.571, es clara y precisa. Por ejemplo, los usuarios interesados en instalar UG8 deben solicitar información a la EDE9, con el fin de diseñar estos sistemas de acuerdo a las especificaciones técnicas del empalme. Una vez que el usuario final envía la solicitud de conexión (SC) y esta es aprobada por la EDE, el usuario dispone 7 Baja Tensión Unidades generadoras 9 Empresa de Distribución eléctrica 8 42 UMAG de 6 meses para ejecutar las obras. Luego viene un proceso de aceptación de instalaciones, pruebas y puesta en marcha, junto con la firma de un contrato de conexión (CC) entre ambas partes. El usuario debe observar que todo equipo con inyección a la red (inversores), deberá estar inscrito en un registro nacional gestionado por la SEC. Otro elemento importante, es que para empalmes de hasta 10 kW se permiten equipos monofásicos (casas estándar y pequeño comercio). En cambio para sistemas superiores a 10 kW, se requiere de empalmes trifásicos. Los usuarios pueden solicitar aumento de empalme o cambio a sistema trifásico. Aspectos Positivos: NTCO10 más simple, 10 kW Residencial (monofásico), hasta 100 kW Empresas (trifásico). La conexión del Generador (por ej. Fotovoltaico) se realiza en la instalación interior. Los (kWh) generados y que son consumidos instantáneamente no pasan por el medidor: administrativamente no se computan. Visto por la cía. Eléctrica, el titular del sistema de autogeneración reduce su consumo, por tanto le compra menos energía durante el día. Aquí está el ahorro principal, pues se evita ampliar la red de distribución (cambio de cables), debido a que la energía se consume donde se genera. La energía no viaja largas distancia y no se pierde por efecto joule en los conductores. La energía producida por encima del consumo es inyectada a la red a través del medidor bidireccional y se computa como energía vendida a la red a un cierto precio. Se permite uso de baterías de respaldo. Norma SEC permite uso de inversores sin transformador (más eficientes). Potencial uso en viviendas nuevas, economías de escala en poblaciones nuevas. No discrimina sistemas eléctricos para su aplicación. Se aplicaría en todo Chile. Aspectos Negativos: 10 Valorización de la energía inyectada por las UG en BT, corresponde a Precio Nudo + pérdidas de la EDE asociadas a generación de energía. Sería la mitad del precio del KWh consumido desde la red. Limitada capacidad permitida de potencia a instalar, dada la restricción de flujo de energía en TRAFO (Transformador) de distribución. Orden de llegada en solicitudes de conexión. Grandes poblaciones podrían requerir financiar refuerzos en la red. No es pública la robustez y capacidad de integración de las redes. Eventual saturación de los alimentadores en zonas muy favorables luego de un par de años. Norma Técnica de Conexión y Operación de Generadores 43 UMAG No es lo suficientemente atractivo como para iniciar un “boom”, pero crea las bases para el desarrollo de la fotovoltaica a nivel de generación distribuida. Ejemplo de Aplicación de Net Billing: • • • • • • • • Un comercio en la ciudad de Punta Arenas, consume 20.000 kWh anuales y dispone de un GFV11 de 20 kW trifásico. Su tarifa (tipo BT2) es de 65 $/kWh. La instalación produce 20.732 kW. De estos, auto consume 10.946,5 kWh (el 52,8%), los cuales representan el 54,7% del consumo eléctrico, y un ahorro en la factura de $711.522 anual. El resto se ha producido en momentos que no estaba consumiendo. Por tanto, inyecta a la red 9.785,5 kWh, y la cobra a la mitad de la tarifa 32,5 $/kWh, o sea, ingresa $318.029 al año. El grado de autosuficiencia es del 54,7%, el resto de la energía la paga a la compañía: 9.053,5 kWh x 65 $/kWh = $588.477 anuales. El balance neto con la compañía es el pago menos el cobro: $270.449 a favor de la compañía eléctrica. El beneficio económico total del GFV es el ahorro más la venta: $1.029.551 Antes, sin el GFV se debía pagar de electricidad: 20.000*65= $1.300.000. E.3.4 Metodología utilizada para evaluar el potencial fotovoltaico de una Región El potencial fotovoltaico de un lugar, para una tecnología determinada (tipo de celda fotovoltaica y sistema de seguimiento del módulo), se caracteriza por la irradiación incidente y por la temperatura que alcanza la celda fotovoltaica en el lugar. Dado dos lugares distintos, con la misma instalación solar fotovoltaica, su producción energética será diferente y va a depender de estas variables. Por tanto, tendrá mayor potencial fotovoltaico la localidad donde la producción anual de energía eléctrica a la salida del campo solar sea mayor. Se propone usar la misma metodología empleada en el estudio de Mas Energía, la cual considera las siguientes variables: irradiación, temperatura ambiente, sistema de seguimiento y tecnología fotovoltaica utilizada. A través de datos entregados por la concesionaria local (EDELMAG), fue verificado que el sistema eléctrico de Punta Arenas está constituido básicamente por dos subsistemas, Punta Arenas y Tres Puentes. Este sistema eléctrico está conectado a través de una línea de transmisión de unos 8 Km. 11 Generador Fotovoltaico 44 UMAG En cambio en Porvenir, Puerto Natales y Williams, los sistemas eléctricos están constituidos básicamente por una sola barra principal en 13,2 kV, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores, excepto los propios de las unidades generadoras. Las aplicaciones eléctricas más comunes basadas en energía solar y que pueden ser implementadas se pueden clasificar de acuerdo a varios criterios, tales como carga, potencia instalada, tipo de tecnología, penetración a la red, y lugar de implementación entre otras. En el caso de la Región de Magallanes será utilizada la siguiente clasificación: Sistemas no conectados a la red -Electrificación de Viviendas aisladas -Sistemas de Bombeo -Electrificación de pequeñas Villas o comunas Sistemas conectados a la red -Electrificación de Viviendas Residenciales -Electrificación de Naves Industriales - Electrificación de Edificios Públicos (escuelas, hospitales, etc…) -Centrales fotovoltaicas de pequeño porte El concepto de viviendas rurales aisladas de la red, se refiere a todas aquellas viviendas que se encuentran alejadas de los principales centros urbanos o ciudades y de los principales pueblos o villas que pueden formar parte de una red de electrificación aislada. En la mayoría de los casos existe también un factor de dispersión de estas viviendas, que hace inviable una posible extensión de la red local hacia estas viviendas, quedando fuera de los principales proyectos de electrificación rural. Sin embargo, en la región, existe una cantidad de estancias ganaderas que bordea las 1.000 y que funcionan con sistemas de autogeneración de electricidad mediante equipos diésel con todas las limitaciones e inconvenientes que esto significa. En estos casos, una de las alternativas para la electrificación de estas viviendas dispersas es la energía fotovoltaica, situación que en los últimos años se ha ido incrementando. Dado que el objetivo global del presente estudio es la diversificación de la matriz energética de Magallanes, el presente trabajo busca contribuir en forma alineada a este objetivo, por lo tanto para las aplicaciones que estén en el sector rural, alejadas de la red eléctrica existente en la región, solo serán consideradas con el análisis de algunas tipologías de instalaciones en algunos sectores rurales y comunas de la Región. 45 UMAG Segmentos prometedores para la fotovoltaica en Magallanes - Edificios Públicos: fondos disponibles y problemas por altos consumos en este sector. Escuelas Públicas. Hoteles: interés adicional en imagen ecológica. Centros de bodegaje: posibilidad de generar ingresos adicionales mediante Sistema FV en los techos (y acogerse a la Ley 20.571) Comercio e industria: en función de sus tarifas. Agricultura: requerimientos de riego y bombeo de agua. Edificios de oficinas: obtención de certificación Leed. Casos de Estudio Cualquier edificio, siempre que cumpla unos mínimos requerimientos de orientación y ausencia de sombras (producidas por obstáculos), puede ser un lugar adecuado para la instalación de un sistema fotovoltaico conectado a la red. La incorporación de instalaciones fotovoltaicas en los entornos urbanos presenta una componente de difusión y demostración muy importante, ya que pueden ser accesibles a un elevado número de personas que, de esta forma, se familiarizarán con este tipo de energías. Atendiendo a las posibles tecnologías disponibles, se ha optado por la utilización de módulos fotovoltaicos mono-cristalinos o poli ó multi cristalinos, por ser los de mayor rendimiento, tamaño pequeño y de peso ligero. En cuanto a la inclinación de los módulos que será considerada en este estudio, es importante señalar que para todas las aplicaciones será considerada la inclinación óptima para cada localidad a objeto de que los módulos reciban la mayor cantidad de irradiación, a lo largo del año, consiguiendo con esto un aumento en el factor de planta de cada uno de los sistemas. Perfiles de Consumo para distintos Tipos de Usuarios En la Figura E.3.2, se muestran los diferentes perfiles de usuarios de paneles solares, dependiendo de la potencia instalada que requieren sus consumos. 46 UMAG Figura E.3.2 – Esquema Perfiles de Consumidores Fuente: D. Watts (2014) En cuanto a las instalaciones fotovoltaicas para entornos urbanos, los componentes más utilizados se muestran en el siguiente esquema de la Figura E.3.3 Figura E.3.3 – Componentes instalación Solar Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 47 UMAG Costos de la Tecnología Fotovoltaica Los precios de los Paneles Fotovoltaicos (FV), se han reducido a más de 10 veces su precio en los últimos 30 años, sin embargo, el costo nivelado actual de la electricidad (LCOE) de los paneles FV sigue siendo, por lo menos en la zona centro-sur de nuestro país, aún más alto que los precios en el mercado mayorista de electricidad. El LCOE de los sistemas de paneles FV, generalmente depende en gran medida del costo de los componentes individuales del sistema, así como la ubicación geográfica y otros factores que afectan el rendimiento global del sistema. El mayor componente del costo de inversión de los sistemas fotovoltaicos es el costo del panel fotovoltaico. Hay otros factores de costos que afectan al LCOE como el equilibrio de los componentes del sistema (ECS12), el costo de instalación, operación y mantenimiento. Debido a la dinámica del desarrollo de costos de sistemas fotovoltaicos, esta sección se centra en las tendencias de costos más que el costo actual. Los costos de operación y mantenimiento de sistemas fotovoltaicos de generación de electricidad son bajos y representan alrededor de un 0,5% a un 1,5% anual de los costos de inversión inicial 13, siendo la vida útil esperada para los sistemas fotovoltaicos de 25 años. Se sabe que el LCOE de los distintos proyectos depende en gran medida de la combinación particular de los costos de inversión, tasas de descuento y los factores de planta, así como sobre la tipología del proyecto (residencial, comercial, servicios públicos). Un parámetro que influye en los costos de este tipo de sistemas, es el factor de planta de un sistema fotovoltaico (también llamado factor de capacidad neto o factor de carga). Este factor tiene relación directa con la naturaleza del recurso solar y depende de la radiación solar anual actual en un determinado lugar dada en (kWh/m2) al año. Los factores de planta para las instalaciones fotovoltaicas se sitúan entre un 11% y un 24%, que está acorde con los primeros hallazgos de la AIE acerca de los sistemas de potencia PV, que encontró que la mayoría de los sistemas fotovoltaicos residenciales tenían un factor de planta alrededor de 11% a 19%. Los sistemas a escala de servicio público en sistemas actualmente en construcción o en fase de planificación se prevé tendrán un factor de planta de 20% a 30%14. Varios estudios han publicado LCOE para la generación de electricidad fotovoltaica basada en supuestos y metodologías diferentes. El LCOE en el rango de 192 a 226 US$/MWh en regiones de radiación solar elevada (> 1.800 kW h/m2 al año) en Europa y los EE.UU. en 2009. En nuestro país, 12 ECS: todas las piezas de un sistema solar fotovoltaico con excepción de los módulos solares fotovoltaicos, inversores, sistemas de montaje y estructuras 13 Breyer et al, 2009; IEA, 2010 14 Sharma, 2011 48 UMAG en la zona norte de nuestro país, se están teniendo valores de LCOE de 109 US$/MWh para centrales fotovoltaicas.15 Evaluación Mini Central Fotovoltaica Una planta solar cuenta con los siguientes componentes o elementos: - Generador fotovoltaico. Que a su vez consta de: Módulos fotovoltaicos y Estructuras Fija, Seguidores en simple eje, Seguidores en doble eje, Cableado en BT y cajas de conexión, Puesta a tierra. - Inversor/es de conexión a red - Cuadro de protección y medida (CPM) - Centro/s de transformación - Línea eléctrica de evacuación - Sistema de monitorización a) Módulos seleccionados El módulo seleccionado para el campo solar fijo es el modelo STP 190T (190 W) del fabricante SUNTECH. Es un módulo cuyas células son de Silicio mono-cristalino. Además, dispone de 3 diodos bypass que evitan la anulación completa del módulo en caso de posibles sombras. El módulo proporciona unas características técnicas excelentes, ya que el rendimiento de la placa es del 14,4%. En la Figura E.3.4, se muestra una imagen del tipo de módulo analizado. Figura E.3.4 - Ejemplo de módulos fotovoltaicos sobre las estructuras fijas. Fuente: Imagen Empresa SUNTECH Para el campo de módulos fotovoltaicos con seguimiento solar, el módulo seleccionado es el modelo STP 190-S del fabricante SUNTECH. Este módulo, con tecnología de células mono- 15 ACERA/NRDC 2013, Beneficios Económicos de ERNC en Chile. 49 UMAG cristalinas tiene un rendimiento de la placa del 14,9%. En la Figura E.3.5, se muestra una imagen del tipo de módulo analizado. Figura E.3.5 - Ejemplo de módulos fotovoltaicos sobre un seguidor solar. Fuente: Imagen Empresa SUNTECH b) Inversor El inversor seleccionado es un SOLARMAX 60 con una potencia nominal de salida de 50 kW y una eficiencia máxima del 95%. Por tanto, para el funcionamiento de la central serán requeridas 2 unidades. c) Separación entre filas Se debe tener un especial cuidado en la distribución de los módulos fotovoltaicos en la superficie disponible, para evitar que se generen sombras por los propios módulos. La energía producida por la Central se calcula utilizando la expresión presentada en la Sección 3.4 del estudio de Más Energía, con el cuidado de considerar los siguientes factores de pérdidas cuyos valores medios son generalmente asumidos de la siguiente forma: - Pérdidas por tolerancia respecto a valores nominales = 4,5% - Pérdidas por polvo y suciedad = 2,5% - Pérdidas por temperatura = 1,5% - Pérdidas por sombra = 2,0% - Pérdidas en parte de CC = 3,5% - Pérdidas en seguidor = 1,5% - Pérdidas en inversor = 7,5% - Pérdidas en parte de CA = 3% En este caso, las pérdidas suman un 26%, por tanto el valor de NGF se considerará igual a un 74%. La Tabla E.3.1 muestra la producción de energía de la Central Fotovoltaica propuesta para las climatologías de Punta Arenas y Porvenir. Y el detalle de la energía total generada anualmente, se muestra en la Tabla E.3.2. 50 UMAG Tabla E.3.1- Energía generada por sistema Central PV Energía media mensual y anual generada Superficie GPOA NGF EMF PGF Requerida Mes (kWh/m2) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media anual (m2) p-Si 166 360,0 0,74 0,14 128 360,0 0,74 0,14 123 360,0 0,74 0,14 78 360,0 0,74 0,14 45 360,0 0,74 0,14 26 360,0 0,74 0,14 34 360,0 0,74 0,14 47 360,0 0,74 0,14 102 360,0 0,74 0,14 122 360,0 0,74 0,14 164 360,0 0,74 0,14 167 360,0 0,74 0,14 1.202,0 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) E. Fijo (kWp) (KWh) 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 6.368,0 4.910,3 4.718,5 2.992,2 1.726,3 997,4 1.304,3 1.803,0 3.912,9 4.680,1 6.291,3 6.406,4 46.110,6 Tabla E.3.2 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía total generada E. Campo E. Campo Mes GPOA E. Total Fijo Móvil (kWh/m2) (KW h) (KWh) (KWh) Enero 166 6.368,0 9.797,0 16.165,0 Febrero 128 4.910,3 7.624,7 12.535,0 Marzo 123 4.718,5 7.063,6 11.782,1 Abril 78 2.992,2 4.179,1 7.171,3 Mayo 45 1.726,3 2.271,4 3.997,7 Junio 26 997,4 1.251,4 2.248,8 Julio 34 1.304,3 1.748,4 3.052,7 Agosto 47 1.803,0 2.397,6 4.200,6 Septiembre 102 3.912,9 5.081,7 8.994,5 Octubre 122 4.680,1 6.536,5 11.216,6 Noviembre 164 6.291,3 9.292,9 15.584,2 Diciembre 167 6.406,4 9.736,2 16.142,5 1.202,0 46.110,6 66.980,3 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 113.091,0 Media anual 51 UMAG La configuración final de la planta considera 288 unidades para el campo de paneles fijos y 282 unidades para el campo de paneles móviles. Esta distribución requiere de un área mínima para el emplazamiento de la central de 500 m2 y que podría estar cerca de la ubicación de las instalaciones de la empresa eléctrica a objeto de minimizar costos de transmisión. De la Tabla 12.8, se observa que la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad aproximada de 113 MWh que podrían ser inyectados a la red eléctrica con un factor de planta de la instalación de un 12,9%. Si se considera que el consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.580 kWh, la central fotovoltaica conectada a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias. Para el caso de la ciudad de Natales, como puede ser observado en las Tablas E.3.3 y E.3.4, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad aproximada de 95,8 MWh con un factor de planta de 10,9%. Si se considera que el consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias. Tabla E.3.3 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía total generada E- Campo Mes GPOA E. Campo Móvil E. Total Fijo (kWh/m2) (KWh) (KWh) (KWh) Enero 116 4.449,9 6.846,1 11.296,0 Febrero 102 3.912,9 6.075,9 9.988,8 Marzo 93 3.567,6 5.340,8 8.908,4 Abril 65 2.493,5 3.482,5 5.976,1 Mayo 54 2.071,5 2.725,7 4.797,2 Junio 46 1.764,6 2.214,1 3.978,7 Julio 45 1.726,3 2.314,0 4.040,3 Agosto 66 2.531,9 3.366,8 5.898,7 Septiembre 88 3.375,8 4.384,2 7.760,0 Octubre 117 4.488,3 6.268,6 10.756,9 Noviembre 115 4.411,6 6.516,4 10.928,0 Diciembre 119 4.565,0 6.937,7 11502,8 Media anual 1.026,0 39.359,0 56.472,8 95.831,8 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 52 UMAG Tabla E.3.4 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Fijo Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 116 360,0 Febrero 102 Marzo p-Si (kWp) (KWh) 0,74 0,14 51,8 4.449,9 360,0 0,74 0,14 51,8 3.912,9 93 360,0 0,74 0,14 51,8 3.567,6 Abril 65 360,0 0,74 0,14 51,8 2.493,5 Mayo 54 360,0 0,74 0,14 51,8 2.071,5 Junio 46 360,0 0,74 0,14 51,8 1.764,6 Julio 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3 Agosto 66 360,0 0,74 0,14 51,8 2.531,9 Septiembre 88 360,0 0,74 0,14 51,8 3.375,8 Octubre 117 360,0 0,74 0,14 51,8 4.488,3 Noviembre 115 360,0 0,74 0,14 51,8 4.411,6 Diciembre 119 360,0 0,74 0,14 51,8 4.565,0 Media anual 1.026,0 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 39.359,0 Para el caso de la ciudad de Puerto Williams, como puede ser observado en las Tablas E.3.5 y E.3.6, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad aproximada de 96,6 MWh con un factor de planta de un 11 %. Si se considera que el consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias. 53 UMAG Tabla E.3.5 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía total generada Mes GPOA E- Campo Fijo E. Campo Móvil E. Total 2 (kWh/m ) (KWh) (KWh) (KWh) Enero 161,2 6.183,9 9.513,7 15.697,6 Febrero 112 4.296,5 6.671,6 10.968,1 Marzo 86,8 3.329,8 4.984,7 8.314,5 Abril 45 1.726,3 2.411,0 4.137,3 Mayo 21,7 832,4 1.095,3 1.927,8 Junio 12 460,3 577,6 1.037,9 Julio 18,6 713,5 956,5 1.670,0 Agosto 40,3 1.546,0 2.055,8 3.601,8 Septiembre 78 2.992,2 3.886,0 6.878,2 Octubre 124 4.756,8 6.643,6 11.400,5 Noviembre 153 5.869,3 8.669,6 14.538,9 Diciembre 170,5 6.540,7 9.940,2 16.480,9 Media anual 1.023,1 39.247,8 57.405,6 96.653,3 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Tabla E.3.6 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Fijo Requerida (kW h/m2) (m2) p-Si (kWp) (KW h) Enero 161,2 360,0 0,74 0,14 51,8 6.183,9 Febrero 112 360,0 0,74 0,14 51,8 4.296,5 Marzo 86,8 360,0 0,74 0,14 51,8 3.329,8 Abril 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3 Mayo 21,7 360,0 0,74 0,14 51,8 832,4 Junio 12 360,0 0,74 0,14 51,8 460,3 Julio 18,6 360,0 0,74 0,14 51,8 713,5 Agosto 40,3 360,0 0,74 0,14 51,8 1.546,0 Septiembre 78 360,0 0,74 0,14 51,8 2.992,2 Octubre 124 360,0 0,74 0,14 51,8 4.756,8 Noviembre 153 360,0 0,74 0,14 51,8 5.869,3 Diciembre 170,5 360,0 0,74 0,14 51,8 6.540,7 Media anual 1.023,1 39.247,8 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 54 UMAG Análisis Sistema Aislados (Lago Deseado) En la Figura E.3.6, se muestra un esquema del sistema fotovoltaico aislado, considerando todos los requerimientos que deben suplirse en este sistema. Figura E.3.6 – Esquema requerimiento sistema aislado Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Los componentes básicos que forman parte de un sistema solar fotovoltaico con acumulación, se presenta en la siguiente Figura E.3.7: Figura E.3.7 – Componentes Sistema Solar Fotovoltaico con acumulación Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 55 UMAG Un esquema conceptual de la instalación se muestra en la siguiente Figura E.3.8: Figura E.3.8 – Esquema instalación Sistema Solar Fotovoltaico con acumulación Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Uno de los aspectos fundamentales en el dimensionamiento de un sistema fotovoltaico de estas características, es la estimación de la demanda que deberá ser cubierta, lo cual es mostrado mediante un ejemplo en la Tabla E.3.7: Tabla E.3.7 - Estimación de Demanda Fuente: Software Censol 5.0 56 UMAG En la Figura E.3.9 se muestra un esquema del software (CENSOL 5.0), empleado para el cálculo del número de paneles fotovoltaicos necesarios para satisfazer la demanda descrita en la Tabla E.3.7. Figura E.3.9– Imagen aplicación software (CENSOL 5.0) Fuente: Software Censol 5.0 E.3.5 Descripción de análisis de casos tipos de instalaciones fotovoltaicas a) Caso Sistema Tipo 1: Vivienda Residencial (2 kW) Figura E.3.10 – Esquema de vivienda residencial con módulos FV en la techumbre Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Se va a suponer que la vivienda donde se situará la instalación tiene una orientación Norte, que representa la orientación óptima. Además, la inclinación de los módulos fotovoltaicos es la misma que la de la cubierta, que en este caso son 38° (inclinación óptima para Punta Arenas y Porvenir). 57 UMAG De igual forma, se considera la forma del techo de la vivienda a objeto de disminuir al máximo la ocurrencia de posibles sombreamientos. Se supone también que la vivienda tiene un área de cobertura de techo útil de 42 m2 y que para colocar los paneles fotovoltaicos dentro del área libre de sombras y maximizar el espacio disponible en el techo, se podrían instalar 9 módulos de 240 Wp cada uno (por ej. de la marca Canadian Solar o alguno similar de silicio poli-cristalino). En la formación propuesta, de 7 módulos en la fila inferior y 2 módulos en la fila superior, estos producirían una potencia de 2,1 kWp. Para servir a un sistema FV conectado a la red con almacenamiento en baterías, es necesario, usar una clase de inversor especial que se llama inversor/cargador. Este equipo puede aceptar electricidad del arreglo o de las baterías para accionar las cargas de la casa, y también, puede aceptar electricidad de la red para cargar las baterías. Se podría utilizar un inversor OutBack o similar (ubicado en planta baja) con una potencia admisible de 2,3 kW por tanto la potencia nominal de la instalación será de 2,1 kW. La producción anual de esta instalación sería de aproximadamente 1,9 MWh y se muestra en la Tabla E.3.8. Tabla E.3.8 - Energía generada por sistema PV residencial 2 (kWp) Energía media mensual y anual generada Mes GPOA Arequerida 2 NGF 2 EMF PGF E m-Si (kWp) (KW h) (kWh/m ) (m ) Enero 166 14,4 0,8 0,14 2,0 267,7 Febrero 128 14,4 0,8 0,14 2,0 206,4 Marzo 123 14,4 0,8 0,14 2,0 198,4 Abril 78 14,4 0,8 0,14 2,0 125,8 Mayo 45 14,4 0,8 0,14 2,0 72,6 Junio 26 14,4 0,8 0,14 2,0 41,9 Julio 34 14,4 0,8 0,14 2,0 54,8 Agosto 47 14,4 0,8 0,14 2,0 75,8 Septiembre 102 14,4 0,8 0,14 2,0 164,5 Octubre 122 14,4 0,8 0,14 2,0 196,8 Noviembre 164 14,4 0,8 0,14 2,0 264,5 Diciembre 167 14,4 0,8 0,14 2,0 269,3 Media anual 1.202,0 1.938,6 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) 58 UMAG Costos de Inversión del Sistema Tabla E.3.9 - Costos Sistema PV residencial 2 (kWp) Presupuesto de la Instalación Precio Concepto (US$) Cantidad Total Módulos Fotovoltaicos 323 9 2.907 Canadian Solar (CS6P 240) ó similar Inversor 1.500 1 1.500 Outback ó similar Obra Civil 300 1 300 Material eléctrico Caja Controlador Flex Ware PV Desconexión CC Desconexión AC CC/MPPT FlexMax 60 Medidor bidireccional Baterías 900 1 475 150 1 4 Total 900 475 600 6.682 Fuente: Elaboración CERE (2014) b) Caso Sistema Tipo 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales (100 kW) Figura E.3.11 - Esquema de nave industrial con módulos FV en la techumbre. Fuente: Curso, Tecnología Fotovoltaica, presente y futuro, España (2005) 59 UMAG Se supone que la nave industrial donde se sitúa la instalación tiene una orientación Norte, que representa la orientación óptima. La inclinación de los módulos fotovoltaicos es la misma que la de la cubierta, que en este caso son 38° (inclinación óptima para Punta Arenas y Porvenir). Debe tomarse en cuenta además la forma de la cubierta de la nave industrial a objeto de disminuir al máximo la posible la ocurrencia de sombreamientos. En la Figura E.3.11, se muestra un ejemplo de instalaciones de este tipo. Si la nave industrial tuviese un área de cobertura de techo útil de 842 (m2), se podrían instalar 564 módulos fotovoltaicos de 210 Wp (por ej. de la marca Kyocera o alguno similar de Silicio Mono-cristalino). Estos producirían una potencia aproximada de 118 kWp, potencia superior a la proyectada pero que se justifica para compensar las pérdidas que se producen en el sistema y así poder trabajar la instalación como máximo a un 85% para obtener su máximo rendimiento. Para su conexión se utilizará un inversor único SolarMax 100C o similar (ubicado en planta baja) con una potencia admisible de 130 kW por tanto la potencia nominal de la instalación será de 100 kW. La producción anual de esta instalación sería de aproximadamente 113 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional, según se muestra en la Tabla E.3.10 Tabla E.3.10 - Energía generada por sistema Nave Industrial 100 (kWp) Energía media mensual y anual generada Mes GPOA Arequerida 2 NGF 2 (kWh/m ) (m ) EMF PGF E m-Si (kWp) (KW h) Enero 166 842,0 0,8 0,14 117,9 15.654,5 Febrero 128 842,0 0,8 0,14 117,9 12.070,9 Marzo 123 842,0 0,8 0,14 117,9 11.599,4 Abril 78 842,0 0,8 0,14 117,9 7.355,7 Mayo 45 842,0 0,8 0,14 117,9 4.243,7 Junio 26 842,0 0,8 0,14 117,9 2.451,9 Julio 34 842,0 0,8 0,14 117,9 3.206,3 Agosto 47 842,0 0,8 0,14 117,9 4.432,3 Septiembre 102 842,0 0,8 0,14 117,9 9.619,0 Octubre 122 842,0 0,8 0,14 117,9 11.505,1 Noviembre 164 842,0 0,8 0,14 117,9 15.465,9 Diciembre 167 842,0 0,8 0,14 117,9 15.748,8 Media anual 1.202,0 113.353,4 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) 60 UMAG Costos de Inversión del Sistema Tabla E.3.11 - Costos Sistema Nave Industrial 100 (kWp) Presupuesto de la Instalación Precio Total Concepto Cantidad (US$) (US$) Módulos Fotovoltaicos 300 564 169.200 Kyocera (KD 210GX-LPU) ó similar Inversor 21.080 1 21.080 Solar Max 100C ó similar Obra Civil 50,470 1 50.470 Material eléctrico Medidor bidireccional 31.620 1 31.620 475 1 475 Total 272.845 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) c) Caso Sistema Tipo 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios (20 kW) Figura E.3.12 - Imagen de escuela con módulos FV en la techumbre Fuente: Curso, Tecnología Fotovoltaica, presente y futuro, España (2005) Estos sistemas de aprovechamiento de ERNC no sólo cumplirían la función de ser elementos de producción de energía, sino que también se mostrarían como instrumentos pedagógicos, con los cuales poder demostrar las posibilidades de estas tecnologías tanto a alumnos, padres y ciudadanos, consiguiendo además inculcar una mentalidad de desarrollo tecnológico respetuosa con el medio ambiente. La instalación permitirá mostrar la viabilidad técnica de producir electricidad con la luz del sol a escala local, sin generar los impactos ambientales asociados a otras 61 UMAG tecnologías convencionales. En la Figura E.3.12, se muestra un ejemplo de instalaciones de este tipo. La electricidad obtenida en los módulos fotovoltaicos se inyectará en la red. Esto supone una circulación de corriente eléctrica, lo cual determina una potencia eléctrica a transportar a través de una línea eléctrica, desde el punto de generación hasta el punto de interconexión con la red. El sistema consta, además, de las necesarias protecciones y la correspondiente instalación de puesta a tierra. Si el colegio escogido tuviese un área de cobertura útil de 154 m2, se podrían instalar 124 módulos de 175 Wp (por ej. de la marca Green Energy Solar&Wind o alguno similar de Silicio Mono-cristalino). Estos producirían una potencia máxima de 21.600 Wp. Para su conexión se utilizará un Inversor SolarMax 20S o similar con una potencia nominal de 21.000 W por tanto la potencia nominal de la instalación será de 20 kW. La producción anual de esta instalación sería de aproximadamente 20.732 KWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados en un cierto porcentaje a la red eléctrica convencional, según se muestra en la Tabla E.3.12 Tabla E.3.12 - Energía generada por sistema Tejados Fotovoltaicos Colegios (20 kWp) Energía media mensual y anual generada Mes GPOA Arequerida 2 NGF 2 EMF PGF E m-Si (kWp) (KW h) (kW h/m ) (m ) Enero 166 154,0 0,8 0,14 21,6 2.863,2 Febrero 128 154,0 0,8 0,14 21,6 2.207.7 Marzo 123 154,0 0,8 0,14 21,6 2.121,5 Abril 78 154,0 0,8 0,14 21,6 1.345,3 Mayo 45 154,0 0,8 0,14 21,6 776,2 Junio 26 154,0 0,8 0,14 21,6 448,4 Julio 34 154,0 0,8 0,14 21,6 586,4 Agosto 47 154,0 0,8 0,14 21,6 810,7 Septiembre 102 154,0 0,8 0,14 21,6 1.759,3 Octubre 122 154,0 0,8 0,14 21,6 2.104,3 Noviembre 164 154,0 0,8 0,14 21,6 2.828,7 Diciembre 167 154,0 0,8 0,14 21,6 2.880,4 Media anual 1.202,0 20.732,1 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) 62 UMAG Costos de Inversión del Sistema Tabla E.3.13 - Costos sistema Tejados Fotovoltaicos Colegios (20 kWp) Presupuesto de la Instalación Precio Total Concepto Cantidad (US$) (US$) Módulos Fotovoltaicos Green Energy Solar&Wind (GESW1750) ó similar Inversor Solar Max 20S ó similar Obra Civil Cableado (de módulos a inv. e inv. a cuadro de medida) Protecciones y puesta a tierra Medidor bidireccional 263 124 32.612 11.780 1 11.780 10.000 1 10.000 6.600 1 6.600 2.480 475 1 2.480 1 475 Total 63.947 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) OBS. Precios no incluyen IVA ni impuestos por importación e internación. d) Caso Sistema Tipo 4: Central Fotovoltaica de pequeño porte (100 kW) Figura E.3.13 - Esquema de Central Fotovoltaica Fuente: MasEnergía (2011) 63 UMAG Se denomina central fotovoltaica aquella instalación que está emplazada sobre una superficie de terreno más o menos extensa y a la intemperie, con la finalidad de entregar energía eléctrica a una red existente, normalmente en media tensión (MT), y en un punto de conexión con capacidad de evacuación suficiente. En la Figura E.3.13, se muestra esquema de la central analizada. Con relación a las características principales de estas centrales fotovoltaicas, se puede decir que: Son instalaciones que abarcan desde los 100 kW hasta varios MW de potencia. Entregan la energía eléctrica producida en MT a través de inversores de conexión a red, una serie de centros de transformación y una línea eléctrica de MT (aérea o subterránea) de nueva construcción hasta el punto de conexión de la línea existente. Al ser de mayor potencia tendrán un mayor costo de inversión inicial, pero también tendrán una facturación mayor, por lo que el plazo de amortización podrá ser incluso menor que en instalaciones conectadas a red en baja tensión (BT). Deben disponer de una superficie adecuada de terreno y tal vez necesitar de una serie de permisos que pueden dificultar el proyecto desde el punto de vista administrativo. Su rendimiento y producción anual en (kWh) dependerá de varios factores: del tipo de módulo utilizado, del tipo de estructura de seguimiento empleada (fija, simple eje o doble eje) y del lugar donde sea emplazada la instalación. Tienen un impacto visual pequeño, en comparación con otras como la eólica. Considerando la estimación de pérdidas las que suman un 26%, por tanto el valor de NGF se considerará igual a un 74%, y aplicando este caso en las condiciones climatologías de Punta Arenas y Porvenir, la configuración final de la planta considera 288 unidades para el campo de paneles fijos y 282 unidades para el campo de paneles móviles. Esta distribución requiere de un área mínima para el emplazamiento de la central de 500 m2 y que podría estar cerca de la ubicación de las instalaciones de la empresa eléctrica a objeto de minimizar costos de transmisión. La Tabla E.3.14, muestra la producción de energía de la Central Fotovoltaica propuesta para las climatologías de Punta Arenas y Porvenir. Y el detalle de la energía total generada anualmente, se muestra en la Tabla E.3.15. 64 UMAG Tabla E.3.14 - Energía generada por sistema Central PV Energía media mensual y anual generada Superficie GPOA NGF EMF PGF Requerida Mes (kW h/m2) (m2) Enero 166 360,0 Febrero 128 Marzo E. Fijo p-Si (kWp) (KW h) 0,74 0,14 51,8 6.368,0 360,0 0,74 0,14 51,8 4.910,3 123 360,0 0,74 0,14 51,8 4.718,5 Abril 78 360,0 0,74 0,14 51,8 2.992,2 Mayo 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3 Junio 26 360,0 0,74 0,14 51,8 997,4 Julio 34 360,0 0,74 0,14 51,8 1.304,3 Agosto 47 360,0 0,74 0,14 51,8 1.803,0 Septiembre 102 360,0 0,74 0,14 51,8 3.912,9 Octubre 122 360,0 0,74 0,14 51,8 4.680,1 Noviembre 164 360,0 0,74 0,14 51,8 6.291,3 Diciembre 167 360,0 0,74 0,14 51,8 6.406,4 Media anual 1.202,0 46.110,6 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) Tabla E.3.15 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía total generada E. Campo E. Campo Mes GPOA E. Total Fijo Móvil (kW h/m2) (KW h) (KW h) (KW h) Enero 166 6.368,0 9.797,0 16.165,0 Febrero 128 4.910,3 7.624,7 12.535,0 Marzo 123 4.718,5 7.063,6 11.782,1 Abril 78 2.992,2 4.179,1 7.171,3 Mayo 45 1.726,3 2.271,4 3.997,7 Junio 26 997,4 1.251,4 2.248,8 Julio 34 1.304,3 1.748,4 3.052,7 Agosto 47 1.803,0 2.397,6 4.200,6 Septiembre 102 3.912,9 5.081,7 8.994,5 Octubre 122 4.680,1 6.536,5 11.216,6 Noviembre 164 6.291,3 9.292,9 15.584,2 167 6.406,4 9.736,2 1.202,0 46.110,6 66.980,3 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) 16.142,5 113.091,0 Diciembre Media anual 65 UMAG Costos de Inversión e Instalación Una primera aproximación a los costos de esta instalación son los mostrados en la Tabla E.3.16: Tabla E.3.16 - Costos de Inversión sistema Central PV (100 kWp) Presupuesto de la Instalación Total Precio (US$) Cantidad 270 288 77.760 290 282 81.780 Inversor Solar Max 60 ó similar 32.244 2 69.488 Obra Civil 62.000 1 62.000 Instalación en BT 12.400 1 12.400 Centro de Transformación 24.800 1 24.800 Concepto Módulos Campo Fijo STP 180S ó similar Módulos Campo Móvil (US$) STP 190S ó similar Total 328.228 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) Para el caso de la ciudad de Natales, como puede ser observado en las Tablas E.3.17 y E.3.18, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad aproximada de 95,8 MWh con un factor de planta de 10,9%. Si se considera que el consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kW h, la Central Fotovoltaica conectada a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias. 66 UMAG Tabla E.3.17 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía total generada E- Campo Mes GPOA E. Campo Móvil E. Total Fijo (kW h/m2) (KW h) (KW h) (KW h) Enero 116 4.449,9 6.846,1 11.296,0 Febrero 102 3.912,9 6.075,9 9.988,8 Marzo 93 3.567,6 5.340,8 8.908,4 Abril 65 2.493,5 3.482,5 5.976,1 Mayo 54 2.071,5 2.725,7 4.797,2 Junio 46 1.764,6 2.214,1 3.978,7 Julio 45 1.726,3 2.314,0 4.040,3 Agosto 66 2.531,9 3.366,8 5.898,7 Septiembre 88 3.375,8 4.384,2 7.760,0 Octubre 117 4.488,3 6.268,6 10.756,9 Noviembre 115 4.411,6 6.516,4 10.928,0 Diciembre 119 4.565,0 6.937,7 11502,8 Media anual 1.026,0 39.359,0 56.472,8 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) 95.831,8 Tabla E.3.18 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Fijo Requerida (kW h/m2) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media anual (m2) p-Si 116 360,0 0,74 0,14 102 360,0 0,74 0,14 93 360,0 0,74 0,14 65 360,0 0,74 0,14 54 360,0 0,74 0,14 46 360,0 0,74 0,14 45 360,0 0,74 0,14 66 360,0 0,74 0,14 88 360,0 0,74 0,14 117 360,0 0,74 0,14 115 360,0 0,74 0,14 119 360,0 0,74 0,14 1.026,0 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) (kWp) (KW h) 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 4.449,9 3.912,9 3.567,6 2.493,5 2.071,5 1.764,6 1.726,3 2.531,9 3.375,8 4.488,3 4.411,6 4.565,0 39.359,0 67 UMAG La tipología de esta instalación, considerando el análisis recién presentado, resulta en un costo específico de 3.156 US$/kWp instalado. Para el caso de la ciudad de Puerto Williams, como puede ser observado en las Tablas E.3.19 y E.3.20, la producción anual de esta central fotovoltaica de pequeño porte (100 kW), genera una cantidad aproximada de 96,6 MWh con un factor de planta de un 11 %. Si se considera que el consumo medio anual de un hogar en la región es de 2.225 kWh, la Central Fotovoltaica conectada a la red sería capaz de satisfacer las necesidades eléctricas de un total de 43 familias. Esta central fotovoltaica, de acuerdo al costo específico (US$/kWp) para este tipo de instalaciones ( 3.156 US$/kWp), tendría un costo aproximado de US$ 328.224. Tabla E.3.19 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía total generada E- Campo Mes GPOA E. Campo Móvil E. Total Fijo (kW h/m2) (KW h) (KW h) (KW h) Enero 161,2 6.183,9 9.513,7 15.697,6 Febrero 112 4.296,5 6.671,6 10.968,1 Marzo 86,8 3.329,8 4.984,7 8.314,5 Abril 45 1.726,3 2.411,0 4.137,3 Mayo 21,7 832,4 1.095,3 1.927,8 Junio 12 460,3 577,6 1.037,9 Julio 18,6 713,5 956,5 1.670,0 Agosto 40,3 1.546,0 2.055,8 3.601,8 Septiembre 78 2.992,2 3.886,0 6.878,2 Octubre 124 4.756,8 6.643,6 11.400,5 Noviembre 153 5.869,3 8.669,6 14.538,9 Diciembre 170,5 6.540,7 9.940,2 16.480,9 Media anual 1.023,1 39.247,8 57.405,6 96.653,3 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) 68 UMAG Tabla E.3.20 - Energía total generada anualmente por sistema Central PV Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Fijo Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 161,2 360,0 Febrero 112 Marzo p-Si (kWp) (KWh) 0,74 0,14 51,8 6.183,9 360,0 0,74 0,14 51,8 4.296,5 86,8 360,0 0,74 0,14 51,8 3.329,8 Abril 45 360,0 0,74 0,14 51,8 1.726,3 Mayo 21,7 360,0 0,74 0,14 51,8 832,4 Junio 12 360,0 0,74 0,14 51,8 460,3 Julio 18,6 360,0 0,74 0,14 51,8 713,5 Agosto 40,3 360,0 0,74 0,14 51,8 1.546,0 Septiembre 78 360,0 0,74 0,14 51,8 2.992,2 Octubre 124 360,0 0,74 0,14 51,8 4.756,8 Noviembre 153 360,0 0,74 0,14 51,8 5.869,3 Diciembre 170,5 360,0 0,74 0,14 51,8 6.540,7 Media anual 1.023,1 39.247,8 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) e) Proyecto fotovoltaico localizado en sector rural de Tierra del Fuego La cabaña se encuentra ubicada en el sector de Lago Deseado, que se encuentra ubicado a 250 km al sur de la ciudad de Porvenir. Dado que el Lago se encuentra aproximadamente a 80 km en línea recta de la localidad de Ushuaia en Argentina, según lo indicado en el mapa de la Figura E.3.14 serán utilizados para este análisis los datos de irradiación solar de esta localidad argentina. 69 UMAG Figura E.3.14 – Mapa ubicación Lago Deseado en Tierra del Fuego Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) El procedimiento de diseño básico de las instalaciones solares fotovoltaicas para autoconsumo y con acumulación, se centra en la conjunción de las necesidades energéticas de la carga y la energía que es posible captar mediante el campo de generación, teniendo en cuenta todas las condicionantes que afectan a este tipo de instalaciones. Posteriormente, una vez conocida la demanda, se realiza el cálculo del número de paneles necesarios para satisfacer esta demanda. Debido a que la cabaña sólo se ocupa permanentemente entre los meses de octubre a febrero (temporada de pesca), solo se calculará el número de paneles necesarios para los dos meses límite de ese intervalo de ocupación. Utilizando la asistencia de un software (CENSOL 5.0), se realiza el análisis resultando 10 paneles fotovoltaicos, unidades que podrían ser módulos de la marca Canadian Solar (CS6P 210) ó similares. Se utiliza una inclinación de los paneles correspondiente a 35°, la cual es la inclinación existente de la cobertura del techo de la cabaña. El presupuesto aproximado de esta instalación sería de 7.658 US$, cuyo detalle se muestra en la Tabla E.3.21: 70 UMAG Tabla E.3.21 - Costos sistema fotovoltaico autónomo en sector rural de Tierra del Fuego Presupuesto de la Instalación Precio Total Concepto Cantidad (US$) (US$) Módulos Fotovoltaicos Canadian Solar (CS6P 210) Inversor Outback Modelo FX2300 ó similar Regulador fotovoltaico TriStar MorningStar ó similar Baterias Sunlight Modelo 12 OPZS 1200 Material eléctrico Obra Civil 283 10 2.830 1.500 1 1.500 284 1 284 511 4 2.044 500 500 1 1 Total 500 500 7.658 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) OBS. Precios no incluyen IVA ni impuestos por importación e internación. Evaluación Territorial de iniciativas Fotovoltaicas A continuación se presentan los resultados del estudio de sistemas fotovoltaicos instalados en diferentes sectores (residencial, publico, industrial, educacional, etc.) de cada una de las ciudades a objeto de estimar el potencial energético de ellas y su eventual aporte a la demanda media proyectada en cada una de las localidades. Punta Arenas Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones En la ciudad de Punta Arenas fueron seleccionados los siguientes conjuntos habitacionales debido a su orientación solar favorable 71 UMAG Años Conjunto 02-08 BARRIO ARCHIPIELAGO DE CHILOE Superficie. Total Tech. (m2) 32.047 Superficie Útil (m2) 16.024 Figura E.3.15 – Vista de Barrio Archipiélago de Chiloé Fuente: Google Earth (2014) Años Conjunto 99-00 CARDENAL RAUL SILVA HENRIQUEZ Superficie. Total Tech. (m2) 31.638 Superficie Útil (m2) 15.819 Figura E.3.16 – Vista de Barrio Raúl Silva Henríquez Fuente: Google Earth (2014) 72 UMAG Años Conjunto 03 LOTEO CUMBRES PATAGONICAS Superficie. Total Tech. (m2) 6.128 Superficie Útil (m2) 3.064 Figura E.3.17 – Vista de Loteo Cumbres Patagónicas Fuente: Google Earth (2014) Años Conjunto 02 LOTEO HORNILLAS Superficie. Total Tech. (m2) 8.953 Superficie Útil (m2) 4.477 Figura E.3.18 – Vista de Loteo Hornillas Fuente: Google Earth (2014) 73 UMAG Años Conjunto 06-09 VILLA NELDA PANICUCCI Superficie. Total Tech. (m2) 23.665 Superficie Útil (m2) 11.833 Figura E.3.19 – Vista de Villa Nelda Panicucci Fuente: Google Earth (2014) Años Conjunto 97-01 LOTEO DEL MAR y LOTEO VARGO Superficie. Total Tech. (m2) 36.596 Superficie Útil (m2) 18.298 Figura E.3.20 – Vista de Loteo del Mar y Loteo Vargo Fuente: Google Earth (2014) 74 UMAG La información anterior, se puede resumir en las siguientes tablas: Tabla E.3.22 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Punta Arenas - Sistema Techumbres Años 97-01 99-00 02 03 02-08 06-09 Conjunto LOTEO DEL MAR y LOTEO VARGO CARDENAL RAUL SILVA HENRIQUEZ LOTEO HORNILLAS LOTEO CUMBRES PATAGONICAS BARRIO ARCHIPIELAGO DE CHILOE VILLA NELDA PANICUCCI Superficie Total Conjuntos habitacionales Superficie. Total Tech. (m2) 36.596 31.638 8.953 6.128 32.047 23.665 139.027 Superficie Útil (m2) 18.298 15.819 4.477 3.064 16.024 11.833 69.515 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) A los sectores poblacionales anteriores deben agregarse las viviendas de las Fuerzas Armadas (FF AA), para lo cual se han considerado los siguientes 6 complejos habitacionales, que se exponen en Tabla E.3.23. Tabla E.3.23 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Punta Arenas - Sistema Techumbres Nombre FFAA-1 FFAA-2 FFAA-3 FFAA-4 FFAA-5 FFAA-6 Total Cubiertas de Techo estimadas Superficie. Total Tech. (m2) 11.211 10.652 12.445 4.197 5.838 9.208 53.550 Superficie Útil (m2) 5.605 5.326 6.223 2.098 2.919 4.604 26.775 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 75 UMAG Tomando en consideración los conjuntos habitacionales que se han escogido, estos poseen un área total de techumbre de aproximadamente 192.577 m2 y un área total utilizable 96.290 m2 en los cuales podrían ser instalados módulos fotovoltaicos (tipo mono-cristalino). Esto significa la posibilidad de contar con una capacidad instalada de cerca de 15.406 kWh y una producción anual aproximada de 154 kWh/m2 de energía eléctrica. Como puede ser observado en la Tabla E.3.24, esto implicaría una producción anual de cerca de 14.814 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. Tabla E.3.24– Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero 166 96.290,0 Febrero 128 Marzo Abril m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 15.406,4 2.045.969,9 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.577.615,4 123 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.515.989,8 78 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 961.359,4 Mayo 45 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 554.630,4 Junio 26 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 320.453,1 Julio 34 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 419.054,1 Agosto 47 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 579.280,6 Septiembre 102 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.257.162,2 Octubre 122 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 1.503.664,6 Noviembre 164 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 2.021.319,7 Diciembre 167 96.290,0 0,8 0,16 15.406,4 2.058.295,0 Media anual 1.202,0 14.814.794,2 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 76 UMAG Caso de Estudio 2.: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales Esto implicaría una producción anual de cerca de 46.641 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional, tal como se muestra en la Tabla E.3.25: Tabla E.3.25 – Energía total generada anualmente por Sistema Naves Industriales Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero 166 303.150,0 Febrero 128 Marzo m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 48.504,0 6.441.331,2 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 4.966.809,6 123 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 4.772.793,6 Abril 78 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 3.026.649,6 Mayo 45 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.746.144,0 Junio 26 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.008.883,2 Julio 34 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.319.308,8 Agosto 47 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 1.823.750,4 Septiembre 102 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 3.957.926,4 Octubre 122 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 4.733.990,4 Noviembre 164 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 6.363.724,8 Diciembre 167 303.150,0 0,8 0,16 48.504,0 6.480.134,4 Media anual 1.202.0 46.641.446,4 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 77 UMAG Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios En Punta Arenas, fueron considerados los siguientes colegios tanto públicos como privados. En la Tabla E.3.26 se muestran los resultados de la energía generadas con el sistema analizado. Tabla E.3.26 – Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas Colegios Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero 166 85.574,0 Febrero 128 Marzo m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 13.691,8 1.818.276,4 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.402.044,4 123 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.347.277,1 Abril 78 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 854.370,8 Mayo 45 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 492.906,2 Junio 26 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 284.790,3 Julio 34 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 372.418,0 Agosto 47 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 514.813,2 Septiembre 102 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.117.254,1 Octubre 122 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.336.323,6 Noviembre 164 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.796.369,4 Diciembre 167 85.574,0 0,8 0,16 13.691,8 1.829.229,8 Media anual 1.202,0 13.166.073,3 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Como muestra la Tabla E.3.26, esto implicaría una producción anual de cerca de 11,55 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. 78 UMAG Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público y Privado En Punta Arenas, se consideraron en este estudio las instalaciones, indicadas en la Tabla E.3.27: Tabla E.3.27 – Instalaciones Públicas y Privadas Superficie. Superficie Nombre Total Tech. Útil (m2) (m2) Varios 3.353 1.677 Ex Asmar (municipal) 5.452 2.726 Total cubiertas techo estimada 8.805 4.402 8.355 Pudeto 16.710 5.344 Telecomunicaciones 10.688 9.260 Armada-3P 18.521 2.635 FACH 5.270 Total cubiertas techo estimada 51.189 25.595 Recintos Deportivos 51.105 25.553 Total cubiertas techo estimadas 51.105 25.553 Complejo Sur 2.810 1.405 Consultorio Juan Damianovic 1.367 683 Consultorio Mateo Bencur 1.739 869 Consultorio Tomas Fenton 896 448 Hospital Naval 7.156 3.578 Hospital Regional Antiguo 9.525 4.762 Hospital Regional Nuevo 1.532 7.766 Total cubiertas techo estimadas 39.024 19.512 Total cubiertas techo 150.123 75.062 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) En Punta Arenas, las instalaciones mostradas anteriormente, producirían anualmente la energía mostrada en la Tabla E.3.28. 79 UMAG Tabla E.3.28– Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Instalaciones Públicas y Privadas Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EGF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 166 75.062,0 128 Media anual 1.202,0 m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 12.009,9 1.594.917,4 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.229.815,8 123 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.181.776,1 78 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 749.419,0 45 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 432.357,1 26 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 249.806,3 34 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 326.669,8 47 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 451.573,0 102 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 980.009,5 122 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.172.168,2 164 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.575.701,5 167 75.062,0 0,8 0,16 12.009,9 1.604.525,3 11.548.739,1 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) Como muestra la Tabla E.3.28, esto implicaría una producción anual de cerca de 11.55 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. Caso de Estudio 5: Central Fotovoltaica de pequeña escala A partir del análisis de la fotografía satelital mostrada en la Figura E.3.21, se puede observar que la instalación tipo de 100 kW analizada en la sección de aplicaciones “tipo”, podría instalarse en el sector aledaño a las instalaciones de la empresa eléctrica de Punta Arenas ubicada en el sector del Barrio Industrial. Recordando el análisis realizado anteriormente, la configuración final de la planta consideraría 288 unidades para el campo de paneles fijos y 282 unidades para el campo de paneles móviles. 80 UMAG Figura E.3.21 - Localización de Central FV de pequeña escala (Punta Arenas) Fuente: Google Earth (2014) Porvenir Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones Se elige una población de 102 viviendas entregadas recientemente, agrupadas en seis manzanas: Como puede ser observado en la Tabla E.3.29, esto implicaría una producción anual de cerca de 565 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. 81 UMAG Tabla E.3.29 – Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero 166 3.672,0 Febrero 128 Marzo Abril m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 587,5 78.022,7 3.672,0 0,8 0,16 587,5 60.162,0 123 3.672,0 0,8 0,16 587,5 57.812,0 78 3.672,0 0,8 0,16 587,5 36.661,2 Mayo 45 3.672,0 0,8 0,16 587,5 21.150,7 Junio 26 3.672,0 0,8 0,16 587,5 12.220,4 Julio 34 3.672,0 0,8 0,16 587,5 15.980,5 Agosto 47 3.672,0 0,8 0,16 587,5 22.090,8 Septiembre 102 3.672,0 0,8 0,16 587,5 47.941,6 Octubre 122 3.672,0 0,8 0,16 587,5 57.342,0 Noviembre 164 3.672,0 0,8 0,16 587,5 77.082,6 Diciembre 167 3.672,0 0,8 0,16 587,5 78.492,7 Media anual 1.202,0 564.959,2 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales Algunas de las naves industriales más relevantes en cuanto a superficie y que fueron consideradas en este estudio para la ciudad de Porvenir, son las siguientes: - Pesquera Nova Austral Frigorífico Patagonia Regimiento de Porvenir Esto implicaría una producción anual de cerca de 609 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional, tal como se muestra en la Tabla E.3.30. 82 UMAG Tabla E.3.30 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Naves Industriales Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 166 3.960,0 Febrero 128 Marzo 123 Abril m-Si (kWp) (KWh) 0,8 0,16 633,6 84.142,1 3.960,0 0,8 0,16 633,6 64.880,6 3.960,0 0,8 0,16 633,6 62.346,2 78 3.960,0 0,8 0,16 633,6 39.536,6 Mayo 45 3.960,0 0,8 0,16 633,6 22.809,6 Junio 26 3.960,0 0,8 0,16 633,6 13.178,9 Julio 34 3.960,0 0,8 0,16 633,6 17.233,9 Agosto 47 3.960,0 0,8 0,16 633,6 23.823,4 Septiembre 102 3.960,0 0,8 0,16 633,6 51.701,8 Octubre 122 3.960,0 0,8 0,16 633,6 61.839,4 Noviembre 164 3.960,0 0,8 0,16 633,6 83.128,3 Diciembre 167 3.960,0 0,8 0,16 633,6 84.649,0 Media anual 1,202.0 609.269,8 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios En la ciudad de Porvenir, fueron considerados los siguientes colegios y liceos: - Colegio Libertador Bernardo O’Higgins Liceo María Auxiliadora Liceo Polivalente Hernando de Magallanes (Antiguo) Liceo Polivalente Hernando de Magallanes (Nuevo) Como puede ser observado en la Tabla E.3.31, esto implicaría una producción anual de cerca de 514 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. 83 UMAG Tabla E.3.31 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Porvenir Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero 166 3.340,0 Febrero 128 Marzo Abril m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 534,4 70.968,3 3.340,0 0,8 0,16 534,4 54.722,6 123 3.340,0 0,8 0,16 534,4 52.585,0 78 3.340,0 0,8 0,16 534,4 33.346,6 Mayo 45 3.340,0 0,8 0,16 534,4 19.238,4 Junio 26 3.340,0 0,8 0,16 534,4 11.115,5 Julio 34 3.340,0 0,8 0,16 534,4 14.535,7 Agosto 47 3.340,0 0,8 0,16 534,4 20.093,4 Septiembre 102 3.340,0 0,8 0,16 534,4 43.607,0 Octubre 122 3.340,0 0,8 0,16 534,4 52.157,4 Noviembre 164 3.340,0 0,8 0,16 534,4 70.113,3 Diciembre 167 3.340,0 0,8 0,16 534,4 71.395,8 Media anual 1.202,0 513.879,0 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público En Porvenir se consideran las siguientes instalaciones: - Gimnasio Padre Mario Zabattaro Museo Sala de Uso Múltiple Fide XII Municipalidad Casa de la Cultura Edificios Públicos Como muestra la Tabla E.3.32, esto implicaría una producción anual de cerca de 403 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. 84 UMAG Tabla E.3.32 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Edificios Públicos Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 166 2.620,0 Febrero 128 Marzo m-Si (kWp) (KWh) 0,8 0,16 419,2 55.669,8 2.620,0 0,8 0,16 419,2 42.926,1 123 2.620,0 0,8 0,16 419,2 41.249,3 Abril 78 2.620,0 0,8 0,16 419,2 26.158,1 Mayo 45 2.620,0 0,8 0,16 419,2 15.091,2 Junio 26 2.620,0 0,8 0,16 419,2 8.719,4 Julio 34 2.620,0 0,8 0,16 419,2 11.402,2 Agosto 47 2.620,0 0,8 0,16 419,2 15.761,9 Septiembre 102 2.620,0 0,8 0,16 419,2 34.206,7 Octubre 122 2.620,0 0,8 0,16 419,2 40.913,9 Noviembre 164 2.620,0 0,8 0,16 419,2 54.999,0 Diciembre 167 2.620,0 0,8 0,16 419,2 56.005,1 Media anual 1202 403.102,7 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 5: Central Fotovoltaica de pequeña escala A partir del análisis de la fotografía satelital de la Figura E.3.22, se puede observar que la instalación tipo de 100 kW analizada en el capítulo anterior, podría instalarse en el sector aledaño a las instalaciones de la empresa eléctrica de Porvenir. Figura E.3.22 Localización de Central FV de pequeña escala (Porvenir) Fuente: Google Earth (2014) 85 UMAG Natales Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones En la ciudad de Natales fueron seleccionados 4 conjuntos habitacionales debido a su orientación solar favorable. Tabla E.3.33 – Resumen Complejos Habitacionales ciudad de Natales - Sistema Techumbres Años 97-04 01-05 07-09 09-12 Conjunto Octavio Castro Eduardo Frei Sector Sur Indígena Superficie Total Conjuntos Habitacionales Superficie. Total Tech. (m2) 8.995 22.722 14.497 17.028 63.242 Superficie Útil (m2) 4.498 11.361 7.249 8.514 31.622 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Como puede ser observado en la Tabla E.3.34, esto implicaría una producción anual de cerca de 4.153 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. Tabla E.3.34 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Complejos Habitacionales Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero 116 31.622,0 Febrero 102 Marzo m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 5.059,5 469.523,5 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 412.856,8 93 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 376.428,3 Abril 65 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 263.095,0 Mayo 54 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 218.571,3 Junio 46 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 186.190,3 Julio 45 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 182.142,7 Agosto 66 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 267.142,7 Septiembre 88 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 356.190,2 Octubre 117 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 473.571,1 Noviembre 115 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 465.475,8 Diciembre 119 31.622,0 0,8 0,16 5.059,5 481.666,3 Media anual 1.026 4.152.854 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 86 UMAG Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Naves Industriales Las naves o galpones industriales de Natales, aportan un área total de cobertura de techo de aproximadamente 5.553 m2. La Tabla E.3.35, muestra el detalle de la producción de energía. Tabla E.3.35 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Naves Industriales Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 116 2.776,0 Febrero 102 Marzo m-Si (kWp) (KWh) 0,8 0,16 444,2 41.218,0 2.776,0 0,8 0,16 444,2 36.243,5 93 2.776,0 0,8 0,16 444,2 33.045,5 Abril 65 2.776,0 0,8 0,16 444,2 23.096,3 Mayo 54 2.776,0 0,8 0,16 444,2 19.187,7 Junio 46 2.776,0 0,8 0,16 444,2 16.345,1 Julio 45 2.776,0 0,8 0,16 444,2 15.989,8 Agosto 66 2.776,0 0,8 0,16 444,2 23.451,6 Septiembre 88 2.776,0 0,8 0,16 444,2 31.268,9 Octubre 117 2.776,0 0,8 0,16 444,2 41.573,4 Noviembre 115 2.776,0 0,8 0,16 444,2 40.862,7 Diciembre 119 2.776,0 0,8 0,16 444,2 42.284,0 Media anual 1.026 364.566,5 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) 87 UMAG Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en Colegios En Natales, fueron considerados 10 colegios y liceos indicados en la Tabla E.3.36 Tabla E.3.36 – Resumen Colegios ciudad de Natales Origen Nombre Municipal Municipal Municipal Municipal Municipal Municipal Municipal Privado Privado Privado Liceo Politécnico Luis Cruz Martínez Liceo B-11 Gabriela Mistral Colegio E-3 Santiago Bueras Colegio G-4 Baudilia Avendaño de Yousuff Colegio diferencial Ramón Barros Luco Colegio E-1 Bernardo O'Higgins Riquelme Colegio E-5 Cap. Juan Guillermos Colegio Charles Darwin Monseñor Fagnano Liceo María Mazarello Total cubiertas techo estimada Superficie Total Tech. (m2) 8.500 2.180 3.715 3.314 925 2.356 4.338 1.672 5.817 1.271 34.089 Superficie Útil (m2) 4.250 1.090 1.858 1.657 463 1.178 2.169 836 2.908 635 17.045 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Con los colegios antes mencionados, se obtiene una producción anual aproximada de 131 kWh/m2 de energía eléctrica, tal como se muestra en la Tabla E.3.37. 88 UMAG Tabla E.3.37 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Natales Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 116 17.000,0 Febrero 102 Marzo m-Si (kWp) (KWh) 0,8 0,16 2.720,0 252.416.0 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 221.952.0 93 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 202.368.0 Abril 65 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 141.440.0 Mayo 54 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 117.504.0 Junio 46 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 100.096.0 Julio 45 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 97.920.0 Agosto 66 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 143.616.0 Septiembre 88 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 191.488.0 Octubre 117 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 254.592.0 Noviembre 115 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 250.240.0 Diciembre 119 17.000,0 0,8 0,16 2.720,0 258.944.0 Media anual 1.026 2.232.576,0 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 4: Tejados fotovoltaicos en sector Público En la ciudad de Natales, se consideraron 3 tipos de instalaciones, que tal como se muestra en la Tabla E.3.38, Tabla E.3.38 – Resumen Sector Público de Natales Superficie Superficie Nombre Total Tech. Útil 2 (m ) (m2) Sector cultura y social 1.773 887 Salud (Hospital) 2.357 1.179 Construcciones públicas 1.208 604 Total cubiertas techo estimada 5.338 2.669 Fuente: Elaboración Propia CERE (2014) Esto implicaría una producción anual de cerca de 350 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica, cuyo desglose se muestra en la siguiente tabla: 89 UMAG Tabla E.3.39 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica en Edificios Públicos Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF m-Si PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) Enero 116 2.669,0 0,8 Febrero 102 2.669,0 Marzo 93 Abril (kWp) (KW h) 0,16 427,0 39.629,3 0,8 0,16 427,0 34.846,5 2.669,0 0,8 0,16 427,0 31.771,8 65 2.669,0 0,8 0,16 427,0 22.206,1 Mayo 54 2.669,0 0,8 0,16 427,0 18.448,1 Junio 46 2.669,0 0,8 0,16 427,0 15.715,1 Julio 45 2.669,0 0,8 0,16 427,0 15.373,4 Agosto 66 2.669,0 0,8 0,16 427,0 22.547,7 Septiembre 88 2.669,0 0,8 0,16 427,0 30.063,6 Octubre 117 2.669,0 0,8 0,16 427,0 39.970,9 Noviembre 115 2.669,0 0,8 0,16 427,0 39.287,7 Diciembre 119 2.669,0 0,8 0,16 427,0 40.654,2 Media anual 1.026 350.514,4 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 5: Central Fotovoltaica de pequeña escala A partir del análisis de la fotografía satelital de Natales de la Figura E.3.23, se puede observar que la instalación tipo de 100 kW analizada anteriormente en este estudio, podría instalarse en un sector próximo a las instalaciones de la empresa eléctrica de Natales. Figura E.3.23 - Localización de Central FV de pequeña escala, Natales Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 90 UMAG Puerto Williams Caso de Estudio 1: Tejados fotovoltaicos en Poblaciones Se elige una población de 41 viviendas pertenecientes a un conjunto habitacional de casas SERVIU FSEV16 llamado Loteo Williams y que actualmente se encuentra en construcción. De acuerdo a los planos, se dispone de una superficie construida de 45 m2 aproximadamente y está localizada con una adecuada orientación hacia el Norte. Como puede ser observado en la Tabla E.3.40, esto implicaría una producción anual de cerca de 100,9 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional. Tabla E.3.40 – Energía total generada anualmente por Sistema Techumbres Fotovoltaicas Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 161,2 656,0 Febrero 112 Marzo m-Si (kWp) (KWh) 0,8 0,16 105,0 13.938,7 656,0 0,8 0,16 105,0 10.747,9 86,8 656,0 0,8 0,16 105,0 10.328,1 Abril 45 656,0 0,8 0,16 105,0 6.549,5 Mayo 21,7 656,0 0,8 0,16 105,0 3.778,6 Junio 12 656,0 0,8 0,16 105,0 2.183,2 Julio 18,6 656,0 0,8 0,16 105,0 2.854,9 Agosto 40,3 656,0 0,8 0,16 105,0 3.946,5 Septiembre 78 656,0 0,8 0,16 105,0 8.564,7 Octubre 124 656,0 0,8 0,16 105,0 10.244,1 Noviembre 153 656,0 0,8 0,16 105,0 13.770,8 Diciembre 170,5 656,0 0,8 0,16 105,0 14.022,7 Media anual 1.023,1 100.929,5 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 2: Tejados fotovoltaicos en Colegios En Puerto Williams, fue considerado el Liceo Donald Mc Intyre, que posee un área total proyectada de cobertura de techo de aproximadamente 2.840 m2. La producción anual aproximada de 131 kW h/m2de energía eléctrica, tal como se muestra en la Tabla E.3.41. 16 Fondo Solidario de Elección de Vivienda 91 UMAG Tabla E.3.41 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Colegios Puerto Williams Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kWh/m2) (m2) Enero 161,2 1.420,0 Febrero 112 Marzo m-Si (kWp) (KWh) 0,8 0,16 227,2 29.299,7 1.420,0 0,8 0,16 227,2 20.357,1 86,8 1.420,0 0,8 0,16 227,2 15.776,8 Abril 45 1.420,0 0,8 0,16 227,2 8.179,2 Mayo 21,7 1.420,0 0,8 0,16 227,2 3.944,2 Junio 12 1.420,0 0,8 0,16 227,2 2.181,1 Julio 18,6 1.420,0 0,8 0,16 227,2 3.380,7 Agosto 40,3 1.420,0 0,8 0,16 227,2 7.324,9 Septiembre 78 1.420,0 0,8 0,16 227,2 14.177,3 Octubre 124 1.420,0 0,8 0,16 227,2 22.538,2 Noviembre 153 1.420,0 0,8 0,16 227,2 27.809,3 Diciembre 170,5 1.420,0 0,8 0,16 227,2 30.990,1 Media anual 1.023,1 185.958,7 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 3: Tejados fotovoltaicos en el sector Público En Puerto Williams se consideran 7 instalaciones públicas, tal como se muestra en la Tabla E.3.42. Tabla E.3.42 – Resumen superficies del Sector Público de Puerto Williams Superficie Superficie Nombre Total Tech. Útil 2 (m ) (m2) Gobernación 248 124 Biblioteca 854 427 Municipalidad 323 161,5 Bomberos 352 176 Supermercado Naval 1.317 658,5 Galpón Naval 804 402 Edif.Deptos Navales 3.294 1.647 Total cubiertas techo estimada 7.192 3.596 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 92 UMAG Esto implicaría una producción anual de cerca de 470,9 MWh de energía eléctrica que podrían ser generados e inyectados a la red eléctrica convencional, cuyo desglose se presenta en la siguiente tabla: Tabla E.3.43 – Generación de Energía Sistema Techumbre Fotovoltaica Edificios Públicos Energía media mensual y anual generada Superficie Mes GPOA NGF EMF PGF E. Total Requerida (kW h/m2) (m2) 161,2 3.596,0 Febrero 112 Marzo 86,8 Abril m-Si (kWp) (KW h) 0,8 0,16 575,4 74.198,4 3.596,0 0,8 0,16 575,4 51.552,3 3.596,0 0,8 0,16 575,4 39.953,0 45 3.596,0 0,8 0,16 575,4 20.713,0 Mayo 21,7 3.596,0 0,8 0,16 575,4 9.988,2 Junio 12 3.596,0 0,8 0,16 575,4 5.523,5 Julio 18,6 3.596,0 0,8 0,16 575,4 8.561,4 Agosto 40,3 3.596,0 0,8 0,16 575,4 185.49,6 Septiembre 78 3.596,0 0,8 0,16 575,4 35.902,5 Enero Octubre 124 3.596,0 0,8 0,16 575,4 57.075,7 Noviembre 153 3.596,0 0,8 0,16 575,4 70.424,1 Diciembre 170,5 3.596,0 0,8 0,16 575,4 78.479,1 Media anual 1.023 470.920,7 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Caso de Estudio 4: Central Fotovoltaica de pequeña escala A partir del análisis de la fotografía satelital de Puerto Williams de la Figura E.3.24, se puede observar que la central tipo de 100 kW analizada anteriormente en este estudio, podría instalarse en un sector próximo a la central eléctrica de EDELMAG en Puerto Williams. 93 UMAG Figura E.3.24 - Localización de Central FV de pequeña escala, Puerto Williams Fuente: Google Earth (2014) E.3.6 Evaluación de Energía Solar Térmica Colectores Solares Los colectores solares son equipos que captan la radiación solar y transmiten su energía a un fluido, el cual puede ser directamente el agua a utilizar o algún otro fluido que transmitirá la energía térmica. Existen 2 grupos de colectores cuya clasificación se basa en si utilizan energía solar de alta o de baja entalpía.El presente trabajo considera en su evaluación de la aplicación de la Energía Solar Térmica en Magallanes, colectores solares sin concentración para calentamiento de agua sanitaria (ACS). De acuerdo al Manual Solar Térmico de la FENERCOM (2004), existen dos tecnologías para este tipo de colectores: Colectores de Placa Plana Estos interceptan la radiación en una placa de absorción en cuyo interior se encuentra un serpentín por la que pasa el fluido calo-portador. Éste se calienta al pasar a través de los canales por transferencia de calor desde la placa de absorción. La energía transferida por el fluido portador, dividida entre la energía solar que incide sobre el colector y expresada en porcentaje, se llama eficiencia instantánea del colector. Estos son capaces de calentar el fluido transportador hasta unos 82oC y obtener valores cercanos al 80% de eficiencia17. Por lo anterior, este tipo de colectores se han utilizado eficazmente para calentar agua y también para calefacción. En la Figura E.3.25, se muestra un colector de placa plana. 17 FENERCOM, 2004. 94 UMAG Figura E.3.25-a - Colectores de Placa Plana Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010 Figura E.3.25-b - Colectores de Placa Plana Compacto Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010 Colectores Heat-Pipe o de Tubos al Vacío Poseen una simetría cilíndrica, formados por dos tubos uno exterior y uno interior con una capa de pintura o material selectivo. El tubo interno contiene un fluido de trabajo llamado también superconductor por su extraordinaria capacidad y velocidad para transferir el calor sin tener prácticamente pérdidas ya que existe vacío en su interior.18 18 RETSCREEN, 2010. 95 UMAG Figura E.3.26 - Colectores de Tubos al Vacío Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010 Figura E.3.27 - Componentes de un Sistema Solar Térmico para Calentamiento de Agua Caliente Sanitaria (A.C.S.) Fuente: Sistemas Solares Térmicos, F.Peuser, Censolar, España 2010 96 UMAG Los sistemas solares térmicos cuenta con: Una superficie de colectores que capta la energía solar; Los tanques solares que permiten acumular la energía captada bajo la forma de agua caliente; Un circuito solar que une la superficie colectora a los tanques. Este circuito primario está compuesto por distintos accesorios que garantizan la correcta operación del sistema: bomba impulsora, intercambiador de calor, controlador de temperaturas para la mezcla de agua. Un circuito secundario que une el sistema solar al sistema de respaldo. Sistema de respaldo; el sistema solar puede estar conectado en serie a un sistema de respaldo que proporcionará en forma automática la energía complementaria necesaria para calentar el agua a la temperatura requerida. Este sistema de respaldo puede ser perfectamente el sistema de A.C.S. existente en la vivienda. Si el sistema de producción de A.C.S. es instantáneo, es importante asegurarse que lleve un control termostático, es decir que controla su aporte energético según la temperatura de entrada del agua. De esta manera se evitará sobre calentamiento de agua, y desde luego, el riesgo que los usuarios se quemen. Si no llevara control termostático, es recomendable cambiar el existente por un sistema que lo integra, o instalar un conjunto de válvulas de corte que permiten elegir entre el agua calentada por el sistema solar, o el agua calentada por el sistema tradicional existente. La segunda opción presenta la desventaja que necesita la intervención del usuario para cambiar de sistema según el recurso solar, sin embargo no presenta costos adicionales. Se recomienda la opción del control termostático. Elementos a considerar para evaluar la pre-factibilidad económica de sistemas el nivel de irradiación solar existente en el lugar. Este factor influye en la viabilidad del proyecto y en el nivel de ahorro que pueda obtenerse; la ocupación de la dependencia y evaluación de las necesidades de A.C.S. Mientras más ocupación de la dependencia exista, mayor impacto generará la implementación del proyecto. De la misma forma, mientras mayores sean las necesidades de A.C.S. la aplicabilidad de un proyecto de este tipo será mayor; la superficie disponible en la techumbre para instalación de colectores solares. Si las necesidades de A.C.S. son altas y por ende existe un requerimiento energético mayor, será necesaria una mayor superficie disponible para la instalación de colectores. Por lo anterior, la superficie disponible para instalar los colectores solares de un sistema solar térmico es determinante para la viabilidad técnica del proyecto; obstáculos que proyecten sombra sobre la superficie escogida para instalación del sistema de colectores solares. 97 UMAG Revisión de caso de un sistema solar de producción de ACS en Puerto Montt En este caso fueron evaluadas dos tecnologías de captación solar térmica: colectores solares térmicos al vacío y colectores solares térmicos planos siendo estas tecnologías analizadas desde un punto de vista técnico y de viabilidad económica (E. Alzamora, Evaluación Técnica y Financiera de Alternativas Energéticas Renovables no Convencionales para incorporar a la Gestión Energética del Casino de Suboficiales Badilla, III Brigada de la Fuerza Aérea de Chile, Puerto Montt, 2012). Dicho proyecto consistía en evaluar la producción de ACS con energía solar para satisfacer el consumo de agua caliente de las duchas del Casino de Suboficiales de FACH el cual posee aproximadamente 200 m2 de superficie disponible para la instalación de colectores solares. La Figura E.3.28 muestra algunos supuestos que fueron analizados en este proyecto: Figura E.3.28 - Supuestos técnicos sistema solar térmico de 30 colectores solares Heat Pipe para A.C.S Fuente: E. Alzamora, Pto Montt (2012) Los resultados del balance energético calculado con el modelo del Software Solo 2000 usado en el análisis de este proyecto, se presentan a continuación: Figura E.3.29 - Balance energético entregado por software Solo 2000 con aportes del sistema solar térmico de 30 colectores de tubos al vacío (Heat-Pipe) Fuente: E. Alzamora, Pto Montt (2012) 98 UMAG E.4 Recurso Hidroeléctrico No hay anexos para este tema. 99 UMAG E.5 Recursos Marinos E.5.1 Estado Actual de la investigación y desarrollo tecnológico en Chile. Actualmente aún no se ha comercializado la energía marina en el país por lo que existe una oportunidad para el país de jugar un papel relevante en la Investigación y Desarrollo tecnológico. Prueba de ello es que a contar del año 2015 debiera entrar en funcionamiento el primer Centro de Excelencia Internacional de Energía Marina del país- iniciativa de CORFO junto al Ministerio de Energía-, el cual además de contribuir al desarrollo e investigación de las energías marinas, debiera generar servicios especializados y patentes, entre otros, buscando con ello convertirse en un laboratorio para que nuevos desarrolladores puedan probar sus tecnologías y de esa manera, convertirse en un polo de I+D+i. En nuestro país existen organizaciones que se encuentran relacionadas con las energías marinas, entre ellas la ADEMAR19, la ACERA20 y algunas empresas como: ALAKALUF21 y ASMAR22. Fundación CEQUA en La Patagonia, Corporación ENERMAR y varias universidades. Lo anterior resulta fundamental dada la influencia que tiene cada una de ellas en ámbitos relacionados con el desarrollo de las ERNC, sobretodo de las energías marinas. En universidades y centros de investigación chilenos, ya realiza investigación en energía marina y, en muchos casos, en colaboración con el sector privado. A continuación se presentan algunos ejemplos: HydroChile, desarrolló un proyecto denominado “Catastro del recurso energético asociado a oleaje para el apoyo a la evaluación de proyectos de generación de energía Undimotriz” terminado en junio del 2014. Los objetivos de este trabajo fueron fortalecer el proceso de implementación de la energía Undimotriz a través de los siguientes aspectos: Valoración del recurso Undimotriz (teórico) disponible, Información geo-espacial relevante para la inversión, Estudio de dispositivos, condiciones de ingreso a mercado y aspectos ambientales. Escuela de Ingeniería Naval de la Universidad Austral, estudio de turbinas mareomotrices de bajo caudal, para uso en granjas salmoneras. El DOCE23 de la Universidad de Concepción actualmente hace investigación del uso de 19 Asociación de Energías del Mar Asociación Chilena de Energías Renovables 21 empresa que promueve las energías marinas en Chile, ubicada en la Región de Magallanes. 22 Astilleros y Maestranzas de la Armada 23 Departamento de Oceanografía 20 100 UMAG radares de alta frecuencia para la medición de las corrientes de marea o de oleaje. Universidad Técnica Federico Santa María desarrolla un proyecto que estudia el desempeño de la turbina de rebosadero de la empresa Wave Dragon, entre otros trabajos acerca de la electrónica de potencia y modelamiento de potencia, que incluye el diseño de convertidores para generadores de energía marina a base de generadores de imanes permanentes. El Ministerio de Energía en el marco del Convenio de Prestación de Servicios y Transferencia de Recursos entre el Ministerio de Energía y Departamento de Geofísica de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile24, en conjunto con el SHOA25 y la DIPRIDA26 desarrollan el proyecto de sitio web “Explorador de Energía Marina” en cual se desea proporcionar mapas de los recursos de energía undimotriz y Mareomotriz, actualmente se encuentra disponible el de undimotriz en la página web del Ministerio de Energía, sección Energías Renovables. El CEQUA27 desarrolló un proyecto de investigación sobre consideraciones medioambientales de la energía marina. Además existen empresas privadas que están desarrollando las primeras etapas de conceptos tecnológicos para la generación de energía undimotriz y mareomotriz, detalladas a continuación: Ausind, realizó pruebas a su propio modelo a escala de absorbedor puntual de energía undimotriz, instalado en el mar cerca de Valparaíso. Blue Power Projects, realizó pruebas conceptuales de prototipo undimotriz en el Quisco. ETYMOL, ha realizado pruebas controladas de un prototipo a escala de su dispositivo de energía undimotriz de baja potencia (250 kW). Maestranza Diésel, ha realizado pruebas (a pequeña escala) de varios prototipos de dispositivos que aprovechan la energía undimotriz y mareomotriz, incluyendo una prueba realizada en el Canal de Chacao. Undimotriz Chile, está en desarrollo de un nuevo concepto de energía undimotriz. Wilefko, recientemente realizó pruebas a un prototipo a pequeña escala de su aleta captadora de energía undimotriz en Concón. En base al estudio realizado por POCH, denominado Potencial de Utilización de Energías Marinas en Tres Lugares de Interés en la Región de Magallanes, desarrollado en el marco del proyecto “Aprovechamiento de la Energía Solar, del Viento y Marinas para mejorar la competitividad de la 24 Decreto Exento Nº550 del 28 de diciembre de 2011 Servicio Hidrográfico y Oceanográfico de la Armada 26 Dirección de Investigación, Programas y Desarrollo de la Armada 27 Centro de Estudios del Cuaternario, Fuego-Patagonia y Antártica 25 101 UMAG Acuicultura y Turismo”28 , se logró determinar el potencial Mareomotriz específicamente de los lugares estudiados: Península Antonio Varas, Seno Skyring e Isla Capitán Aracena. Dicho estudio también señala que aun cuando existen tecnologías ampliamente probadas y ya en etapa comercial, estas en su mayoría no son compatibles con los resultados obtenidos, ya que casi todas funcionan con velocidades cercanas a los 2 m/s. Sin embargo, se ha detectado la necesidad de desarrollar dispositivos que puedan funcionar con velocidades más bajas y por ello, existen algunas alternativas que si bien en general aún se encuentran en etapas de experimentación y prototipos, se espera que con el paso del tiempo se puedan ir perfeccionando y transformando en alternativas viables. Finalmente, se pudo concluir que si bien las velocidades obtenidas en las mediciones de las campañas de terreno son bastante bajas unas y muy bajas otras, existen tecnologías disponibles que podrían ser compatibles con ellas como: Hydro-Gen Water Power y Tocardo Serie T100. Por otro lado, el estado del arte de las tecnologías se obtuvo de los estudios realizados por POCH y por el estudio desarrollado por Jordi Dagà Kunze en su memoria “Aprovechamiento hidroeléctrico de las mareas y su posible desarrollo en chile” para optar al título de Ingeniero Civil de la Universidad de Chile. La IEA29 ha estimado los costos al año 2030 para tres tipos de energía proveniente de los mares, entre ellas presas mareomotrices (a partir de rangos de mareas), corrientes mareomotrices (a partir de corrientes de mareas) y oleaje (a partir de olas), los cuales se pueden ver en la siguiente tabla. A partir de ella se puede concluir que el costo de inversión para aprovechar la energía que proviene de las olas triplica el costo de inversión para aprovechar la energía proveniente de las mareas. A modo de resumen se puede comentar que los costos en la producción de electricidad a partir de las energías marinas se mueven en un rango entre 150 y 300 US$/MWh, costos con los cuales en Chile no son competitivos con otras renovables, pero si podría competir con generación a diésel, la cual margina costos en el SIC hasta valores de 252 US$/MWh (El costo de los contratos de energía solar FV oscilan entre los 95-110 US$/MWh y de 90-105 US$/MWh para eólica a julio de 2013, según datos de ACERA). Sin embargo, la apuesta del sector es a que con el paso de los años estos costos vayan disminuyendo y a la vez, se vayan equiparando entre unas tecnologías y otras, al menos en lo que respecta a los dispositivos en sí. En la Tabla E.5.1, se muestra algunos rangos de valores de energía eléctrica, a través del uso de energías marinas. 28 29 Proyecto Innova CORFO de Bienes Públicos para la Competitividad Regional N°12BPCR-16638 Agencia Internacional de Energía 102 UMAG Tabla E.5.1 - Valores aproximados de energía eléctrica. Fuente: Universidad Autónoma de México, s/f. En el siguiente Figura E.5.1, se muestra una relación entre la inversión inicial y la potencia instalada para corrientes marinas, hidroeléctrica convencional y undimotriz, en base a estudios realizados por la empresa ETYMOL. Si bien la inversión inicial es alta, también lo es la potencia generada a partir de las corrientes utilizando los dispositivos adecuados. Figura E.5.1 - Grafico Relación inversión inicial v/s potencia instalada. Fuente: ETYMOL, (2010) Si se compara lo anterior con la siguiente Figura E.5.2, donde se muestra la relación entre la inversión inicial y la potencia promedio de generación para corrientes marinas, hidroeléctrica convencional y undimotriz, se puede ver que la tendencia es la misma, y que no existen variaciones significativas, ya que se reitera el hecho de que si bien la inversión inicial es bastante alta en comparación a otras tecnologías (más del doble que las hidroeléctricas convencionales) también lo es la potencia promedio generada. 103 UMAG Figura E.5.2 - Grafico Relación inversión inicial v/s potencia promedio. Fuente: ETYMOL, (2010) Los componentes mínimos que se deben tener en consideración en la evaluación técnica de un proyecto de energía a partir de corrientes según la SI-OCEAN, Energía de los Océanos: Estado del Arte 2013, son los que se muestran en la Tabla E.5.2: Tabla E.5.2 - Componentes Mínimos de Proyectos de Energías Marinas 104 UMAG Fuente: SI-OCEAN, (2013) La forma en que se disponen los dispositivos de generación y la forma en que operan para generar electricidad de acuerdo a las condiciones presentes, se denominan “arreglos” En el caso de las corrientes, su energía puede ser aprovechada de dos maneras: mediante el cambio en la altura de las mareas (energía potencial), y utilizando el flujo del agua (energía cinética). La energía de marea es muy sensible a la velocidad. La potencia de salida varía con el cubo de la velocidad. En otras palabras, si el agua fluye dos veces más rápido, la potencia será ocho veces mayor. También, las turbinas para mareas no requieren girar tan rápido como los molinos de viento para generar energía, porque el agua es aproximadamente 800 veces más densa que el aire. La disposición o “arreglo”, de la tecnología más común hoy en día se puede clasificar en tres categorías principales: En corriente de marea: Hacen uso de la energía cinética del agua en movimiento para mover turbinas, de una manera similar a los molinos de viento usan corrientes de aire. Este método está ganando popularidad debido a que es removible, puede ampliarse de forma gradual (desde un solo dispositivo, con una matriz, a una granja más grande), tiene costos más bajos y su impacto ecológico es menor (en comparación con las presas). 105 UMAG En barrera: En este arreglo, se hace uso de la energía potencial en la diferencia de altura entre las mareas altas y bajas. Son presas de esencialmente todo el ancho de un estuario de marea o de la desembocadura de un río que tiene una conexión fluida con el océano. Su principal desventaja, es que las presas tienen costos muy altos, una escasez de sitios viables y preocupaciones socio-ambientales asociadas. En lago de marea: Son similares a las presas, pero se pueden construir como estructuras autónomas que no se extienden completamente a través de un estuario lo que puede implicar una reducción de costos e impactos globales. Ellos pueden ser configurados para generar continuamente, lo que no es el caso con presas De acuerdo a la información entregada por la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, las tecnologías de Barrera y de Lagos de Mareas, no son aplicables a Chile. Con relación a los artefactos o turbinas, de acuerdo a estudios del EMEC30, se han identificado seis tipos principales de convertidores de energías de mareas: Turbina de eje horizontal, Turbina de eje vertical, Perfil hidrodinámico (Hydrofoil) oscilante, Sistema de efecto Venturi, Tornillo de arquímides y Tidal kite (cometa de corriente). En la Tabla E.5.3, se describen más en detalle cada uno de los tipos de artefactos antes descritos, ahondando principalmente en su modo de funcionamiento, como también la situación mundial de las tecnologías marinas. E.5.2 Desarrollo de Energías Marinas en el mundo El desarrollo mundial de las energías marinas y sus inversiones se detallas en la siguiente tabla. País/Autor República de Corea Autor: Keyyong Kong Tabla E.5.3 – Energías Marinas en el Mundo Descripción Energía de mareas: El Instituto de Investigación y Desarrollo del Océano (Kordi) informa que en el año 2011 ha sido inaugurada la planta Shiva de energía de mareas; su potencia es de 254 MW; dicha planta fue iniciada en diciembre del año 2004, está constituida por 10 turbinas de 25,4 MW de potencia nominal, su capacidad anual de generación ronda los 552,7 GWh. El costo del proyecto fue de US$ 462,5 millones. Además se está considerando construir otras tres plantas más: Ganghwa de 838 MW, Incheon de 1440 MW y Garorin de 520 MW Energía de las ondas: En el año 2012 se construirá una planta de 500 MW dotada del sistema de columna de agua oscilante que se instalará en la isla de Jeju; el equipo consta de dos columnas de aire acopladas cada una a una turbina 30 Centro Europeo de Energías Marinas 106 UMAG País/Autor Japón Autor: Yasuyuki Ikegami China Autor: Dengwen Xia. Centro Nacional de Tecnología Oceánica. Australia Autor: John Wright. CSIRO Descripción generadora; este proyecto fue gestionado por el Kordi y financiado con fondos del Estado con un presupuesto de US$ 15,5 millones para la planta piloto y US$ 8,5 millones para I+D. El Instituto de Energía Oceánica de la Universidad de Saga (EPN) junto con el Instituto de Las Nuevas Energías y Tecnologías para el Desarrollo Industrial (NEDO) han, concluido un estudio del potencial de las energías oceánicas en el país. Las fuentes relevadas fueron la energía undimotriz, OTEC, energía de las corrientes marinas y finalmente la energía mareomotriz considerando tanto las corrientes de mareas como la diferencia de nivel; además se han localizados los lugares favorables para el desarrollo de proyectos de energía oceánica. China tiene previsto lanzar a fin del año 2011, el Plan Quinquenal de Energía Marina Renovable (2011- 2015), este plan fue elaborado por la Administración Oceánica Estatal (SOA) y por la Comisión Nacional de Administración de la Energía (NEA). La SOA ha sido también responsable de preparar una estrategia nacional para el aprovechamiento de las energías renovables marinas con un horizonte cercano fijado en el año 2020; este documento será liberado próximamente. Desde el año 2010, la SOA ha establecido un “Fondo Especial para las Energías del Mar” cubriendo varias áreas específicas de I + D como por ejemplo el ensayo de equipos. En el año 2010, el monto total de apoyo financiero de este programa fue de US$ 44 millones para 26 proyectos; en el año 2011 se asignaron US$ 31 millones para 39 proyectos; en este mismo año en la isla de Daguan ha comenzado a funcionar un sistema múltiple de energías renovables que consta de un equipo para el aprovechamiento de la energía de las ondas de 30 kW; una turbina eólica de 60 kW y un equipo de energía solar fotovoltaica de 15 kW. Esta combinación de energías de fuentes renovables es el foco de otros proyectos que se están llevando a cabo en China: un proyecto de 500 kW en la isla de Zhaitang y otro de similar potencia en la isla de Danwanshan; ambos proyectos se encuentran en desarrollo. Se han iniciado los planes para la creación de una grilla para la conexión a la red eléctrica de un sistema de aprovechamiento de la energía undimotriz y mareas en la zona de pruebas de Roncheng, en la región de Shangdong. Hay alrededor de 12 empresas activas procurando alcanzar el estado comercial de sus equipos. La firma OPT Australia recibió a fines de 2009 una beca por $ 66 millones del gobierno federal para el desarrollo comercial de 19 MW en la costa de Victoria. El gobierno ha puesto en marcha el Programa de Energías Renovables Emergentes con un presupuesto de $ 126 millones para el fomento de este tipo de energías renovables; este fondo será administrado por un organismo nuevo; el Centro Australiano para la Energía Renovable (ACRE), que finalmente será sustituida por la creación de la Agencia Australiana de Energías Renovables (ARENA). Este organismo va a administrar $ 3,2 mil millones del presupuesto del gobierno australiano para promover la I + D, la comercialización y el desarrollo de 107 UMAG País/Autor Nueva Zelanda Autor: John Huckerby. AWATEA Canadá Autor: Tracey Kutney. Recursos Naturales Descripción proyectos de energía renovable para mejorar la competitividad del sector; los postulantes pueden solicitar fondos en cualquier momento y no hay límites para los financiamientos de proyectos en desarrollo. El Comité Científico de la Commonwealth y la Organización de Investigación Industrial (CSIRO), la Agencia Científica Nacional de Australia están realizando el mapeo de los recursos oceánicos del país; además se formó una asociación con 9 miembros vinculada a la industria denominada Ocean Energy of Australia. El gobierno de Nueva Zelanda lanzó el 30 de agosto de 2011 el Plan Estratégico Energético. El objetivo señalado en el documento es alcanzar una generación del 90% de la energía del país mediante fuentes renovables; en este documento no se hace una referencia específica a las energías marinas. Desde fines del año 2007 el gobierno ha ofrecido recursos económicos para proyectos de desarrollo por medio del Fondo de Desarrollo de Energías Marinas (MEDF); las subvenciones se han asignado en 4 cuotas desde el año 2008 hasta el 2011, como resultado de esta operatoria existen varios proyectos en marcha. Corriente de marea La empresa Crest Energy aseguró un recurso de 200 MW para un proyecto situado en el Puerto de Kaipara al norte de Auckland. Energía de las ondas Chatam Islands Marine Energy Limited: planea obtener una potencia de 220 kW con el dispositivo Wavegen LIMPET en la isla de Chatam a 800 km al este de Nueva Zelanda. Tangaroa Energy: ha establecido una relación con la empresa Langlee Wave Power de Noruega para desplegar un dispositivo de 20 kW en las proximidades de la isla de Stewart. Wave Energy Technology de Nueva Zelada (WET-NZ): recibió apoyo económico para instalar un dispositivo absorbedor en escala 1:2 de 20 kW de potencia frente a las costas de Wellington y también en la última ronda de negociación recibió apoyo económico para la instalación del cable de vinculación del dispositivo con la costa; este dispositivo se encuentra actualmente en el mar realizando los ensayos preliminares en la zona de la Península de Banks cerca Christchurch previa a su instalación en Wellington. Technology Roadmap: vinculada a energías marinas renovables junto con el ente de Recursos naturales de Canadá establecieron como objetivo para la industria canadiense la instalación para el año 2016 de 75 MW y de 2 GW para el año 2030; esto representa una inversión de $ 2 billones considerados al valor del año 2013; como parte de estos desarrollos se le ha dado importancia tanto a los aspectos técnicos como a los ambientales y al estudio de los recursos energéticos renovables como corrientes marinas, fluviales y de marea como también energía de las ondas. Corrientes de mareas En este momento están siendo evaluados una serie de proyectos por el Fund Ocean Research Center of Energy (FORCE). Alstom cuenta actualmente con la tecnología adecuada para el aprovechamiento de las corrientes de mareas y está trabajando intensamente para su implementación en los próximos años. New Energy Corp. está realizando ensayos en Canoa Pass en la Columbia 108 UMAG País/Autor Descripción Británica y en el Grand Passage de Nueva Escocia. Mavi Innovations está probando un equipo constituido por ductos en forma vertical en escala 1:2 Energía de las ondas Surf Power se encuentra realizando ensayos del modelado de equipos para instalar lejos de la costa precisamente en cuencas de la costa oeste. El College of North Atlantic está llevando a cabo un proyecto en la parte sur de la costa este en Terranova. Corriente fluvial New Energy Corp. está realizando ensayos en Manitoba, Columbia Británica y también en Alaska (USA). RER (anteriormente conocida como RSW) instaló un equipo de 250 MW en el río San Lorenzo cerca de Montreal. Quebec Sabella Energy planea la instalación de un equipo en el río San Lorenzo (2011-2012). Clean Current: se encuentra realizando ensayos de un dispositivo. Verdant Power de Canadá sigue trabajando en la propuesta para la instalación de un equipo en el río San Lorenzo en las proximidades de Cornwall. Ontario. Instream Energy está realizando ensayos en la Columbia Británica. Estados Para el año 2030 este país tiene como meta generar de 23 a 38 GW de potencia Unidos de a partir de fuentes oceánicas. Su Departamento de Energía está realizando una Norte rigurosa evaluación de los recursos marinos disponibles (ondas, mareomotriz, América corriente de marea y térmica oceánica) además está estudiando los distintos Autor: tipos de tecnologías para su aprovechamiento; al mismo tiempo se está Michael C. trabajando en la resolución de los desafíos asociados al medioambiente; estos Reed. estudios permitirán elaborar un informe de los recursos y la factibilidad Departamento económica de los mismos; de esta forma los interesados del ámbito privado en de Energía el desarrollo de estas tecnologías puedan tener una cabal idea de los mismos y (DOE) que los organismos del estado puedan orientar los recursos económicos en I + D a proyectos con posibilidades reales de concreción. En estos momentos se ya encuentra disponible la evaluación de los recursos vinculados a las mareas y está por finalizar la evaluación de las ondas y la energía térmica marina. Cabe señalar que ya se encuentran en fase experimental en el mar equipos del tipo MHK. Los proyectos del ámbito privado que actualmente se están desarrollando que corresponden al período 2011-2013 son los siguientes: Free Flow Power: en julio de 2011 se instaló una turbina de 40 kW en el río Mississippi. Columbia Power Technologies: en marzo de 2011 se instaló un equipo de captación de la energía undimotriz denominado “Sea Ray” en Puget Sound. Washington. Ocean Power Renovables Company: en marzo de 2012 instalará la primera de las cinco turbinas de marea de 150 kW en la bahía Cobscook. Ocean Power Technologies: en enero de 2012 instalará su equipo “Power Buoy” de 150 kW para la captación de la energía de las ondas en Reedsport. Oregón. Snohomish Public Utility District: en el año 2013 tiene previsto instalar dos turbinas “Open Hydro” en Admiral Inlet. El Departamento de Energía a través de sus laboratorios, universidades y empresas privadas está financiando una 109 UMAG País/Autor México Autor: Gerardo Hiriart. Energías Alternativas. Estudios y Proyectos (ENAL) España Autor: José Luis Villate. Tecnalia Descripción variedad de trabajos destinados al estudio de las tecnologías de captación de los recursos energéticos para acelerar su desarrollo. Algunos de estos trabajos son los siguientes: Sandía National Laboratory: ha desarrollado una herramienta relacionada a un curso de formación para la caracterización de los dispositivos de captación de la energía mareomotriz; allí se estudian los fenómenos que se producen en el campo cercano con la finalidad de actualizar el Código de la Dinámica de los Fluidos Ambientales (EFDC). The Northwest National Marine Renewable Energy Center: constituido por la Oregón State University y la University of Washington han desarrollada un equipo modular en escala para la medición del rendimiento de las turbinas usadas en la captación de la energía mareomotriz además del estudio de su costo, rendimiento y los afectos en el ambiente de este tipo de aprovechamiento. Pacific Northwest National Laboratory: trabaja con el Departamento de Energía (DOE) en el Anexo IV de la OES-IA (Sistema de Energía Oceánica de la Agencia Internacional de Energía) para crear un organismo internacional que reúna las bases de datos de los impactos ambientales de los proyectos. México se encuentra muy interesada en cuantificar sus recursos marinos; no obstante no cuenta con un mecanismo de apoyo para estimular este tipo de inversión. La inversión pública para financiar la I + D ha sido bastante escasa pero se espera que en el futuro se mejore. Un detallado atlas del recurso Undimotriz de la costa española ha sido presentado por el Instituto de Hidráulica Ambiental de la Universidad de Cantabria; este trabajo ha sido financiado por la Agencia Española de Energía del Ministerio de Industria (IDEA); el mismo se encuentra disponible en: WWW. Ihcantabria.com / enola La Universidad de la Cantabria ha inaugurado en marzo una serie de laboratorios de ensayos orientados a la investigación en Ingeniería Marítima (on shore y off shore) en la costa de Cantabria y en la cuenca del Océano donde se podrán realizar el modelado físico y numérico de los prototipos variando las condiciones de ondas y viento. España anunció recientemente los objetivos relacionados al aprovechamiento de la energía undimotriz y de marea; en el año 2016 se espera alcanzar los primeros 10 MW de potencia y a continuación sobre la base de una tasa de crecimiento anual de 20 a 25 MW desde el año 2016 hasta el 2020 se espera alcanzar en el fin de ese período los 100 MW de potencia. Energía de las ondas El primer sistema de aprovechamiento de la energía Undimotriz conectado a la red eléctrica fue inaugurado en julio del 2011 en el 110 UMAG País/Autor Descripción país vasco, este emprendimiento fue promovido por el Ente Vasco de Energía (EVE) que depende de la Agencia Energética Vasca y se encuentra instalado en un nuevo espigón en el Puerto de Mutriku. La usina se basa en el sistema denominado columna de agua oscilante (OWC) y consta de 16 columnas donde el agua que proviene del mar ingresa al tubo y se desplaza en forma vertical; el movimiento de la turbina es producido por el aire que se encuentre encima de la columna de agua; las turbinas son Voith Hydro Wavegen de una potencia de 18,5 kW. Otro caso donde Ente Vasco de la Energía está trabajando es el de los convertidores flotantes BIMEP; se espera que para el año 2012 se pueda conectar con el sistema eléctrico de la costa. Portugal EN ONDAS: una subsidiaria de la Red Nacional Portuguesa (REN), está llevando a Autor: Ana cabo las tareas de ingeniería asociadas para una Zona Piloto Portuguesa que se Brito de Melo. denominará Ocean Plug (off shore). Centro de Proyecto OWC: en la isla de Pico ubicada en las Azores estuvo en Energía de las funcionamiento una planta experimental de 400 kW, el prototipo se basa en el Olas sistema de columna oscilante de agua (OWC); el equipo pudo completar un funcionamiento autónomo en forma continua durante tres meses del año 2010; a principios de 2011 se produjo una falla en el generador y durante el otoño luego de varios ensayos se presentó una propuesta a los organismos de financiación para renovar la estructura y la instalación de un segundo equipo. El proyecto OWC de la isla de Pico forma parte de una selección de sistemas de captación de la energía oceánica que es financiado por CE Marinet. Proyecto Wave Roller: se espera que este proyecto de 300 kW se instale en enero de 2012 en Peniche, la región marina central del país; este proyecto es llevado a cabo por la empresa finlandesa AW-Energy en colaboración con la firma Portugués Eneólica con financiación de la Unión Europea. Proyecto Wind Float: a principio del año 2011 se instaló en la zona off shore de Aguzadora en el norte del país el prototipo denominado Wind Float, el equipo consta de una plataforma flotante con una turbina de 2.0 MW de la firma Vestas. Reino Unido En la actualidad, en Inglaterra y Gales las tecnologías de energías marinas de la Gran reciben dos Certificados de Obligación de Energías Renovables (ROC) por cada Bretaña MWh colocado en la red eléctrica. El Departamento de Energía propone Autor: Trevor aumentar este número a cinco ROC con la condición de que la energía sea Raggatt. generada a partir de fuentes marinas tal como corrientes de mareas u ondas Departamento además que la potencia de los equipos no supere los 30 MW y finalmente que de Energía y estén instalados antes del 31 de marzo de 2017; después de esa fecha, la Cambio promoción se realizará a través de beneficios arancelarios que están siendo Climático. estudiados como parte de la reforma de los mercados del suministro eléctrico DECC (REM) Más información está disponible en: http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/news/pn11 85/pn11 85.aspx Dinamarca En el año 2011 se inició un proyecto liderado por la Universidad de Aalborg y Autor: Kim financiado por el Programa de Demostración y Desarrollo de Tecnologías Nielsen. Energéticas Danesas (EUDP); su objetivo es el de generar estrategias para el 111 UMAG País/Autor Ramboll Suecia Autor: Maja Wänström. Agencia de Energía Sueca Noruega Autor: Harald Rikheim. Descripción desarrollo de la energía undimotriz. En Dinamarca existen varias compañías trabajando en el aprovechamiento de la energía undimotriz: Dexawave: durante el año 2011 ha instalado un prototipo en escala 1:2 en el DanWEC en Hanstholm, además se ha generado un acuerdo con el gobierno de Malta para la instalación de 3 equipos de 250 kW de potencia para la captación de la energía de las ondas; su intención a futuro es la instalación de 24 convertidores más; el modelo a escala 1:10 tomado como referencia de estos equipos fue ensayado en Nissum Bredning y posteriormente fue transportado e instalado en Malta en julio del año 2011. Floating Power Plant: esta empresa anunció en abril del año 2011 su asociación con Bridgeworks Capital de Oregón. USA; esta asociación derivó en la creación en USA de una empresa denominada Floating Power Inc; cuyo objetivo es la comercialización de equipos denominados Poseidon Wave; estos equipos están constituidos por plataformas marinas dotadas de molinos eólicos. Wave Dragon: en el año 2011 recibió financiamiento del EUDP para desarrollar prototipos de 1,5 MW en el Centro de Ensayos DanWEC en Hanstholm. Leacon: desde la primavera del año 2011 se halla trabajando en el prototipo 1:10 que se pondrá en funcionamiento en Nissum Bredning. Crestwing: en octubre del año 2011 y por un término de 6 meses se pondrá a prueba su modelo en escala 1:2 en el mar abierto de Frederikshavn. Weptos: corresponde a un nuevo enfoque del sistema denominado “patos de mar” donde se integra dos series, cada uno dispone de un eje propio; este sistema está siendo probado en las nuevas instalaciones que la Universidad de Cantabria de España dispone en Centro de la Costa y en Cuenca Oceánica (CCOB) Wave Star: un equipo de esta empresa ha estado operando desde un muelle por más de 2 años suministrando energía para la red eléctrica. El gobierno de Suecia con un presupuesto de € 85 millones ha puesto en marcha la construcción de una planta piloto para ensayar equipos para la captación de la energía undimotriz. Entre los proyectos relacionados cabe mencionar: Seabased AB & AB Fortum; el proyecto corresponde a una granja undimotriz de 10 MW; su costo de € 28 millones donde el gobierno sueco dispuso una subsidio de € 15 millones para su realización. Ocean Harvesting Technology AB: un prototipo en escala 1:4 para la captación de la energía undimotriz está siendo desarrollado en forma conjunta con Fred Olsen. Ministro AB: recibió un subsidio de € 0,4 millones del Carbon Trust para realizar los ensayos de su prototipo de corriente marina en Strangford Lough. Reino Unido. Este proyecto es considerado por el Carbon Trust como ejemplo de equipos de la tercera generación de conceptos tecnológicos para la captación de la energía de la marea. A partir de su promoción y financiamiento en los últimos años se produjo un significativo aumento en I+D en el aprovechamiento de las energías renovables. Una de las más beneficiadas fueron las energías oceánicas; se ha hecho hincapié 112 UMAG País/Autor Stalkraft Irlanda Autor: Heoin Sweeney. Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) Descripción en el desarrollo de la energía undimotriz y la energía de las mareas. Sea Horse Power. LLC: en el Centro Ambiental de Runde se está ensayando un novedoso prototipo para el aprovechamiento de la energía undimotriz. Fred Olsen Bolt: desde el año 2009 está en funcionamiento un dispositivo para el aprovechamiento de la energía undimotriz denominado BOLT 2, su potencia nominal es de 225 kW y tiene un diámetro de 16 m. Actualmente se encuentra en construcción un equipo que será puesto a prueba en el Fabtest; en este sitio se realizan los ensayos del Reino Unido y es operado por la Universidad de Exeter. Langlee Wave Power: un modelo donde se ha mejorado el sistema de amarre tiene asegurado 700.000 libras esterlinas que serán financiadas por Farma Invest AB. Un nuevo dispositivo para la captación de la energía undimotriz es del tipo OWC y se encuentra en fase de desarrollo, el diseño está basado en el concepto de Kvaerner de la década de 1980. Hammerfest Strom. UK: esta firma de origen noruego se encuentra ensayando una unidad de corriente de marea en una etapa pre comercial, el modelo HS 1000 de 1 MW está ubicado en el Centro Marino Europeo (EMEC), los fondos para su construcción y ensayos provienen del Carbon Trust. Hydra Tidal: su dispositivo está siendo modificado después de un período de ensayos en el Seabased del Centro Ambiental de Runde en las Islas Lofoten. Como base de una política nacional para acelerar el avance de la tecnología para la captación de los recursos energéticos marinos se estableció como objetivo de este país tener para el año 2020 una capacidad instalada de 500 MW de energía oceánica. Un informe elaborado por la Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) fue publicado en junio de 2011; allí se detalla “la evaluación de los puertos irlandeses y los requisitos para el desarrollo de la industria de las energías renovables marinas”; este es un ejemplo para comenzar a trabajar en la cadena logística industrial de Irlanda y optimizar el beneficio económico de la utilización de los recursos energéticos marinos. Se ha lnlclado con el establecimiento de la distribución de los recursos energéticos marinos en torno a las costas irlandesas; esto permitirá determinar el puerto más adecuado para el desarrollo de poblaciones costeras. El Departamento de Comunicaciones, Energía y Recursos Naturales con el aporte de la Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) y en paralelo con el desarrollo realizado por ente de Evaluación Estratégica Ambiental (EAE) han preparado un proyecto de un Plan de Desarrollo de Energía Renovable Off shore (OREDP), allí se describe el contexto político para la captación de energías tales como eólica marina, ondas, mareas en aguas irlandesas para el año 2020; a raíz de las consultas públicas realizadas se esta elaborando un informe que se publicará en breve. Además el Autoridad de Energía Sustentable de Irlanda (SEAI) ha coordinado un estudio sobre la viabilidad y el análisis del costo-beneficio para exportar energía eléctrica de fuentes renovables (RES-E) esto se propone a partir de los mecanismos de cooperación previstos en la Directiva 2009/28/CE. Un informe anterior a este denominado “Estudio de la red marina. Análisis de la 113 UMAG País/Autor Descripción arquitectura apropiada ”fue preparado por Eir Grid en agosto de este año. La Asociación de la Industria Marina Renovable (MRIA) en representación de los principales interesados de Irlanda estableció un sector de Energías Marinas que abarca el aprovechamiento de ondas y mareas; esta asociación incluye a las siguientes empresas relacionadas con el desarrollo del aprovechamiento de las energías marinas: Wavebob, Ocean Energy, Open Hydro y Aquamarine además incluye a los servicios públicos, logística, consultores, desarrolladores de sitios web, empresas de I + D, y a los investigadores académicos. West Wave; un consorcio liderado por ESB International Limited ha logrado el apoyo de la UE NER en la categoría de Energía de las Ondas; este consorcio está integrado por cuatro de las principales empresas desarrolladoras de tecnologías para el aprovechamiento de las energías renovables: Aquamarine, Pelamis Wave Power, Ocean Energy y Wavebob; este consorcio tiene como objetivo para el año 2015 el desarrollo de un proyecto de energía de ondas de 5 MW en la costa oeste de Irlanda. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) E.5.3 Modelos de Prototipos A continuación se muestran los diferentes artefactos descritos en Capitulo de Evaluación de Alternativas con Energías Marinas, ahondando principalmente en su modo de funcionamiento. N° 1 Tabla E.5.4 - Artefactos y Dispositivos para Utilización de Energías Marinas Tipos de artefactos o turbinas/ Imagen Descripción Turbina de eje horizontal Estas turbinas extraen energía a partir del movimiento del agua de una forma muy similar a las turbinas que extraen energía a partir del movimiento del viento. La corriente de mareas produce que se muevan las aspas, y hace que los rotores giren alrededor de un eje horizontal y se genere energía. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración. 114 UMAG N° 2 3 4 Tipos de artefactos o turbinas/ Descripción Turbina de eje vertical Estas turbinas extraen energía a partir del movimiento del agua en una forma muy similar a la antes descrita, con la diferencia de la turbina está montada sobre un eje vertical. La corriente de marea produce que se muevan las aspas, y hace que los rotores se muevan alrededor del eje vertical y generen energía. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración. Imagen Perfil hidrodinámico (Hydrofoil) oscilante Un aerodeslizador (hidrofoil) se encuentra unido a un brazo oscilante que se mueve en sentido vertical. La corriente de mareas fluye a cada lado del hidrofoil lo que produce un movimiento de ascenso y descenso del mismo, el cual con el movimiento ascendente y descendente impulsa el fluido hasta un sistema hidráulico donde es convertido en electricidad. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración. Sistema de efecto Venturi Este tipo de dispositivos concentra el flujo de las corrientes de las mareas el cual pasa a través de una turbina. Posee un diseño con cierta forma de embudo, el cual tiene un diámetro levemente mayor que en el rotor y aguas abajo vuelve a ensancharse, lo que produce que se acelere el flujo de la corriente debido principalmente a la diferencia de presión que se genera. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración. 115 UMAG N° 5 6 Tipos de artefactos o turbinas/ Descripción Tornillo de arquímides Este dispositivo posee una forma similar a la de un tornillo, con una configuración helicoidal, la cual produce un movimiento de giro en torno a un eje que se encuentra anclado en el fondo marino. Este dispositivo obtiene energía de la corriente de mareas en la medida que el agua se mueve hacia arriba mediante el giro en forma de espiral de las turbinas. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración. Tidal kite (cometa de corriente) Un cometa de corrientes está atado al lecho marino y lleva una turbina debajo del ala. La “cometa” se encuentra suspendida en el agua y se mueve dentro de la corriente de marea, describiendo una figura en forma de ocho la cual le permite aprovechar mejor las aceleraciones que pueda experimentar la cometa cuando baje súbitamente, ello permite que la turbina en su interior experimente una mayor rotación y con ello, aumente la velocidad del agua que fluye a través de la turbina. El principio antes descrito se puede ver en la siguiente ilustración. Imagen Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) La clasificación de los distintos métodos que permiten fijar al lecho marino los convertidores energéticos anteriormente descritos, según el Centro Europeo de Energías Marinas (EMEC) son: Base fijada por gravedad, Pilotes, Flotantes y Hydrofoils en la base. 116 UMAG Costos de Inversiones Se muestran algunas tecnologías que han sido implementadas en diferentes lugares del mundo, como mareo generadores de eje horizontal y vertical, especificando el costo de inversión de dichos prototipos. 117 UMAG Figura E.5.5 – Prototipo Energía Marina Tipo, nombre comercial y Descripción Imagen Especificaciones técnicas Diámetro del Rotor: 18m Marine Current Turbines (MCT) SeaGen El SeaGen consiste en un pilote el cual se funda en el fondo oceánico enterrando una parte de este. En el pilote se montan unas vigas que salen en voladizo. A cada lado de los extremos de cada una de estas vigas hay una turbina, paralelas entre ellas, con un rotor de dos aspas. Estas vigas pueden deslizarse por el pilote hacia arriba y hacia abajo, en forma conjunta, con la posibilidad de sacar las turbinas sobre la superficie del mar para su mantención. Los generadores y las excitatrices están en carcasas sumergibles, exponiéndose así directamente en contacto con el agua de mar, haciendo su sistema de refrigeración más eficiente. Potencia de Diseño: 2,5 MW con una velocidad de diseño de 3m/s. Costos US$2,9 millones por (MW) instalado. Equipo US$2.500 por (kW) Velocidad de obteniendo Conexión: 0,7m/s economías de escala hasta Fundación: Pilote llega a costos enterrado en el entre US$1.400 fondo oceánico. y US$1.600 por (kW) Profundidad del Mar: < 50m Costo de Instalación vida útil nominal es US$360.000 de 20 años 118 UMAG Verdant Power La turbina de Verdant Power consiste en una hélice de tres palas, con un diseño patentado de las palas para obtener una gran eficiencia en un amplio rango de velocidades de corriente. Lo que caracteriza esta turbina es que funciona completamente bajo el agua haciéndolas invisibles sobre el agua. El pilote que sostiene la turbina está hecho de manera tal que puede girar la turbina para seguir la dirección de la corriente de marea, hacia el flujo y el reflujo. La caja de engranajes y el generador se encuentran dentro de una carcasa a prueba de aguas, encontrándose estos elementos sobre el pilote. El pilote se atornilla a la fundación, la que está enterrada en el fondo del mar. Las turbinas Verdant se diseñan a escala según el sitio donde se desean montar, optimizando los costos. Actualmente en East River, Nueva York, EEUU, hay turbinas Verdant instaladas Estas turbinas son de 5 metros de diámetro, diseñadas para producir 35,9 (kW). Diámetro del US$2.500 por Rotor: 5 m (kW) Potencia de Diseño: instalado 35,9 kW con una velocidad de diseño de 2,2 m/s, pero modificable, según el proyecto. Velocidad de Conexión: 0,7 m/s Profundidad del Mar: > 9 m, tienen una vida útil indefinida. 119 UMAG Open Hydro La turbina Open Hydro es muy simple. Consiste en un rotor móvil con centro abierto, y con un anillo en el borde que va fija. En este anillo se encuentra el estator y el generador. Esta turbina no requiere caja de engranajes, utilizando un generador encapsulado en el borde de la turbina como un anillo fijo, entonces la única pieza que se mueve es el rotor. No tiene sellos. Funciona para flujos en ambas direcciones. Esta turbina ha sido exitosamente probada a una escala 1:5 en EE.UU. y actualmente está siendo probada en el Centro Europeo de Energía Marina (EMEC por sus siglas en inglés) con una turbina de 6 metros de diámetro. En EMEC se probó con fundaciones de dos pilotes enterrados en el fondo marino con el fin de poder sacarla fácilmente para su análisis, pero la idea de la empresa desarrolladora es que estas tengan fundaciones gravitacionales y que no sobresalga absolutamente nada del mar. Diámetro del No hay valores Rotor: son dos de costos turbinas idénticas disponibles. de 15 m de diámetro cada una, con un área de barrido del rotor de 313.8 m2 (se debe descontar el centro abierto), pero se pueden encontrar a distintas escalas. Potencia de Diseño: 1520 kW con una velocidad de diseño de 2,57 m/s. Velocidad de Conexión: 0,7 m/s 120 UMAG Lunar Energy La turbina de Lunar Energy, conocida como Rotech Tidal Turbine (RTT) consiste en una turbina de eje horizontal ubicada dentro de un tubo simétrico. El tubo tiene forma de un tubo venturi, provocando una aceleración del flujo en ese lugar, y ordenando la dirección del flujo, aumentando así la eficiencia de la turbina. Tiene palas regulables, y una caja de engranajes mecánica. La turbina es removible sin la necesidad de sacar el tubo de venturi. El prototipo está diseñado para producir 1 MW mientras el modelo comercial (RTT 2000) está diseñado para 2 MW con 3,1 m/s de velocidad de corriente. La empresa prevé que habrán 3 o más modelos disponibles para poder tener opciones que se adapten mejor a condiciones de distintos proyectos. Diámetro del Tubo: 25 m Diámetro del Buje: 3,9 m Largo de las Palas: 7,8 m Potencia de Diseño: 2 MW con una velocidad de diseño de 3,1 m/s. Velocidad de Conexión: 1 m/s. 121 UMAG US$1. 360 a US $1.700 por (kW) instalado, costo que se espera que baje debido a que están en una etapa temprana de desarrollo de la tecnología. SMD Hydrovision El sistema de generación de SMD Hydrovysion, conocido como TidEl consiste en dos turbinas de eje horizontal unidas entre ellas, de 500 kW cada una. Estas turbinas están flotando, amarradas con cadenas al fondo del mar, y cambian de posición con los cambios de dirección y sentido de las corrientes. Debido a su sistema de fundaciones, estas turbinas se pueden instalar en aguas profundas sin un aumento significativo de costos. Las palas son fijas y de 8 m de largo. Diámetro del US $2840 por Rotor: 18,5 m (kW). Potencia de Diseño: 1 MW con una velocidad de diseño de 2,3 m/s. Velocidad de Conexión: 0,7 m/s Conexión a la transmisión: Es opcional. La salida es en 3 fases a 50 o 60 Hz según los requerimientos del país, y puede salir a 11 kV. 122 UMAG Tipo, nombre comercial y Descripción Imagen Especificaciones técnicas GCK La turbina de GCK es la Turbina Helicoidal Gorlov (GHT por sus siglas en inglés). Esta turbina es de eje vertical, de flujo cruzado y tiene palas con forma de ala de avión. Debido su forma simétrica, esta turbina gira siempre en el mismo sentido, independientemente del sentido y dirección de la corriente. La turbina GHT puede ser instalada en zonas muy poco profundas, tanto como 3 metros de profundidad, y además permite que se instalen varias en un mismo lugar, tanto una al lado de la otra como un delante de la otra, teniendo así la capacidad de ampliar la planta sin grandes modificaciones al proyecto. Costos Diámetro del Rotor: 1 m US $6.000 Altura del Rotor: 2,5 m Potencia de Diseño: 1,5 kW con una velocidad de 1,5 m/s y de 180 kW con una velocidad de 7,72 m/s. No hay más detalles al respecto, por lo que se aceptará que la turbina está diseñada para una velocidad de 7,72 m/s con una potencia de 180 kW. Velocidad de Conexión: 0,5 m/s. Por temas de eficiencia no se recomiendan para velocidades menores a 1,5 m/s. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 123 UMAG E.6 Biomasa E.6.1 Precios y mercado de calderas y pellets En lo que respecta al mercado local de pellets aún no existe una empresa destinada a la venta de este producto, sin embargo la empresa Maderas San Vicente, se encuentra en una etapa inicial de estudios de producción para abastecer y comercializar el mercado regional. A continuación se muestran algunos precios de pellets que se pueden encontrar en el mercado nacional. Figura E.6.1 – Pallet de pellets de la empresa Amesti Fuente: Amesti. Desde la página web www.amesti.cl ofrecen sacos de pellets de 15 kg cada uno pero con una venta mínima de 45 sacos. Su costo del pallet con los sacos de pellets es de $ 157.500, por lo tanto cada saco cuesta $ 3.500, por ende cada kilogramo de pellets cuesta $233,3. 124 UMAG Figura E.6.2 – Pellets de la empresa PelletFuel Fuente: Pellet fuel Desde la página web de la empresa www.pelletfuel.cl ofrecen sacos de pellets de madera Premium de 20 kg cada uno, con un costo de $4.700, por ende cada kilogramo de pellets cuesta $235, similar a la empresa AMESTI. Estos sacos de pellets también los venden paletizados en 72 bolsas de 20 kg cada una. A comparación de las otras empresas Pelletfuel nos entrega mayor detalle de su producto. Características Técnicas Energía Entregada: 19.31 MJ/kg PCS / 4285 kcal/kg PCI Humedad: 6.3% Cenizas: 0.16% Diámetro: 6 y 8 mm Largo Entre: 10 y 30 mm Materia Prima: 100% Pino Radiata, libre de contaminantes, químicos y corteza Formato de entrega: Paletizados en 72 bolsas x 20 kg. Recomendaciones de Almacenamiento: Almacenar bajo techo sobre Pallet. Producto Higroscópico, evitar contacto con el agua y ambientes muy húmedos. Inflamabilidad: Producto Estable Su punto de inflamabilidad es de 230 °C El producto se quema con el aporte de Aire Forzado. 125 UMAG Emisiones: CO: Desde 15 a 50 ppm Particulado: Desde 22 a 58 mg/m³n En cuanto a las calderas y estufas a pellets, existen gran variedad en el mercado, dependiendo del requerimiento de cada cliente. Por ejemplo: Figura E.6.3 – Estufa a pellet marca Vulcania Fuente: www.pelletfuel.cl Esta estufa tiene un costo de $1.250.000. Está hecha de fierro fundido, tiene un depósito de 15 kg, una potencia de 15 kW, un consumo de 0,8 a 2 kg/hr, una autonomía de 8 a 25 horas y un rendimiento del 90%. 126 UMAG Figura E.6.4 – Caldera de 12 kW marca Edilkamin Fuente: www.pelletfuel.cl Esta caldera tiene un costo de $2.785.000. Está hecha de fierro fundido, tiene una potencia de 12 kW, un consumo de 0,9 a 2,75 kg/hr, una autonomía de 19 a 58 horas, un rendimiento del 93%, una cantidad de agua de 17 litros y un peso de 195 kg. Por otro lado también están las calderas a leña. A modo de ejemplo se presenta una caldera que vende la empresa www.anwo.cl marca ATMOS. Esta tiene un costo de US$ 15.612,48 de una capacidad de 86.000 Kcal/hr. 127 UMAG Figura E.6.5 – Caldera a leña de 100 kW de marca ATMOS Fuente: www.anwo.cl 128 UMAG E.7 Recurso Hidrógeno E.7.1 Evaluación de Instalaciones para producción de Hidrógeno 129 UMAG ANEXO F PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 Contenido ANEXO F: EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ................................. 3 F.1 MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................... 3 F.1.1 Indicadores de rentabilidad de inversiones, evaluación privada y social de proyectos ............... 3 F.1.2 Metodología de preparación y evaluación de proyectos de reemplazo de equipos ..................... 9 F.1.3 Evaluación de Proyectos: caso ERNC híbrido solar-eólico ....................................................... 14 F.2 DISEÑO METODOLÓGICO .............................................................................................................. 35 F.2.1 Preparación de Proyectos ........................................................................................................... 36 F.2.2 Evaluación del Proyecto .............................................................................................................. 38 F.2.3 Estudio de Factibilidad Económica. .......................................................................................... 47 F.2.4 Evaluación económica privada. ................................................................................................ 50 2 UMAG ANEXO F: Evaluación Económica de los Recursos Energéticos Renovables F.1 Marco Teórico F.1.1 Indicadores de rentabilidad de inversiones, evaluación privada y social de proyectos Evaluación e indicadores de rentabilidad de inversiones La evaluación de proyectos, o evaluación de inversiones, o análisis costo - beneficio, consiste en comparar los costos (de inversión y operación) del proyecto con los beneficios que este genera, con el objeto de decidir sobre la conveniencia de su realización. Para poder llegar a comparar los costos con los beneficios, previamente es necesario identificarlos, medirlos y valorarlos. La identificación de costos y beneficios, consiste en determinar, en forma cualitativa, los impactos positivos y negativos que genera el proyecto. Por ejemplo: la construcción de una central hidroeléctrica permitirá entre otras cosas: disminuir las tarifas, aumentar la potencia instalada y mejorar la oferta de energía (beneficios), por el lado de los costos, identificamos entre otros: las obras civiles, movimientos de tierras, equipos, uso de recursos humanos altamente capacitados y la migración de algunas aves cuyo hábitat se localiza precisamente en el entorno del río que será utilizado para el embalse. La medición de beneficios y costos se refiere a su cuantificación en unidades físicas, siguiendo con el ejemplo anterior: cuantos kilowatt-hora podrán ser generados, cuantas toneladas de materiales se necesitarán, cuantas máquinas, cuantos profesionales según especialidad deberán participar en el proyecto, y por último, cuántas aves deberán migrar. La valoración de beneficios y costos, consiste en transformar las unidades físicas en indicadores económicos, mediante los precios de los bienes producidos y los recursos utilizados, este último paso del proceso es el que presenta dificultades en algunos casos. Siguiendo con el ejemplo anterior, la mayoría de los costos y beneficios identificados y medidos en la central hidroeléctrica son valorables, sin embargo, ¿qué costo tiene la migración de las aves?. Adicionalmente, existen costos y beneficios que pueden ser identificados pero difícilmente pueden ser medidos (ex ante) en unidades físicas, por ejemplo, ¿cuánto mejorará el aprendizaje de los alumnos beneficiados por un proyecto de informática educativa?, podemos estimar cuántos alumnos se beneficiarán, pero resulta complejo predecir cuánto aumentará la 3 UMAG calidad de su proceso educativo. Una vez que hemos logrado completar este proceso de identificar-medir-valorar, suponiendo que los principales beneficios y costos pudieron ser valorados, debemos pensar en cómo compararlos. Esta comparación de costos y beneficios en distintos instantes del tiempo finalmente se traduce en indicadores de rentabilidad, el más común de estos indicadores es el VAN (Valor Actual Neto, también conocido como Valor Presente Neto ó VPN). En este trabajo usaremos indistintamente las dos denominaciones anteriores (VPN o VAN). Evaluación privada y evaluación social de proyectos Cuando la evaluación de un proyecto se hace desde el punto de vista de un inversionista en particular, se estará haciendo una evaluación privada del proyecto, en el sentido de que los costos y beneficios que se deben identificar, medir y valorar son aquéllos que resulten relevantes desde el punto de vista del inversionista privado. Cuando la identificación, medición y valoración se hace desde el punto de vista de todos los agentes económicos que conforman la comunidad nacional, se estará efectuando una evaluación social del proyecto. Un ejemplo que ayuda a clarificar la distinción entre evaluación privada y social es el tratamiento del impuesto a las utilidades. Estos serán considerados como costos para el privado, ¿serán beneficios desde el punto de vista social?, la respuesta es no, ya que desde el punto de vista social debemos identificar, medir y valorar los beneficios y costos desde el punto de vista de todos los agentes económicos. Por lo tanto, si bien el impuesto es un beneficio desde el punto de vista del fisco, es un costo desde el punto de vista privado, y por lo tanto, al evaluar para el conjunto de los agentes económicos el impuesto se anula, es riqueza que sale de un bolsillo para entrar en otro, y no constituye generación de riqueza. Desde el punto de vista social el impuesto no es ni un costo ni un beneficio, es simplemente una transferencia, lo mismo ocurre con los préstamos bancarios.1 Es así como en la evaluación social, tradicionalmente consideramos como beneficios solamente la mayor riqueza para el país asociada a la mayor disponibilidad de bienes y servicios que se generan con los proyectos (crecimiento económico), y como costos solamente los sacrificios de recursos que el país debe realizar para lograr esos beneficios. 1 En rigor, esto no es exactamente así. Más adelante cuando analicemos los enfoques de eficiencia y distributivo veremos que la anulación de impuestos del ejemplo sólo es válida bajo el enfoque de eficiencia, si analizamos con el enfoque distributivo que pondera en distinta medida a cada agente, se puede tener que una transferencia entre agentes arroje un resultado neto distinto de cero. 4 UMAG ¿En qué casos se debe hacer la evaluación social de un proyecto? Se hace cuando el agente económico dueño del proyecto es el conjunto de la sociedad, que se supone representada por las autoridades de Gobierno y sus organismos centrales y descentralizados que ejecutan proyectos. Los beneficios y costos por períodos para un proyecto, son el resultado del proceso de identificación, medición y valoración de beneficios y costos que se determinan en el caso de la evaluación privada a partir del concepto de “Flujo de Caja”. Este concepto nos permite precisar con un poco más de detalle en qué consisten las diferencias entre las ya mencionadas “evaluación social” y “evaluación privada”. Ya mencionamos que una primera gran diferencia entre evaluación privada y evaluación social, está dada por el hecho de que los ítems a considerar como costos y beneficios no son los mismos. Comencemos a aproximarnos a la evaluación social a partir de la otra cara de la moneda: la evaluación privada. Puede tener que una transferencia entre agentes arroje un resultado neto distinto de cero. Presentamos una versión muy simplificada del Flujo de Caja típico de un Proyecto Privado.2 = = + + + = Ventas Costos Depreciación Intereses Utilidad Utilidad después de impuestos Depreciación Amortización Préstamos Inversión Valor residual Flujo de caja v c d r T d a p L vr F Todo lo anterior es “visto” desde la óptica del agente económico privado dueño del proyecto que genera los costos y beneficios presentados en el esquema anterior. En este mismo flujo podemos identificar a otros agentes económicos que son afectados de alguna forma por el proyecto, así tenemos que: 2 No hemos incluido las cuentas de pérdidas y ganancias de capital, pérdidas de ejercicios anteriores (antes de impuestos), tampoco hemos considerado el hecho de que algunos costos y beneficios relevantes desde un punto de vista económico, no están incluidos en la información contable con la que se construye el flujo de caja y por lo tanto deben ser agregados al mismo. 5 UMAG T es percibido por el fisco. p, a, y r son percibidos por un financista, por ejemplo un banco. F es percibido por el empresario dueño del proyecto. Es decir, el empresario dueño del proyecto no es el único que tiene algo en juego con el proyecto, este afecta además a otros agentes económicos. Si construimos el flujo de caja para cada uno de los agentes identificados, obtenemos: 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜 = 𝑣 − 𝑐 − 𝑟 − 𝑡 − 𝑎 + 𝑝 − 𝑙 + 𝑣𝑟 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐹𝑖𝑠𝑐𝑜 = 𝑡 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑖𝑠𝑡𝑎 = 𝑎 + 𝑟 − 𝑝 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 Social = 𝑣 − 𝑐 − 𝑟 − 𝑙 + 𝑣𝑟 Este último lo obtenemos de la suma directa de los flujos de todos los agentes que participan en el proyecto. Varias partidas (t,a,r,p) se anularon al hacer la suma, es decir, no consideramos las transferencias de riqueza entre agentes y sólo consideramos el aporte del proyecto a la disponibilidad de bienes y servicios y el consumo de recursos necesario para obtener dichos resultados. En este flujo agregado, v, c, I, y vr reflejan transacciones a precios de mercado. Hemos puesto deliberadamente entre comillas la palabra Social, porque hasta aquí sólo hemos agregado dos agentes económicos más al flujo del empresario. Para considerar el punto de vista de todos los involucrados, deberíamos incorporar además a los consumidores quienes comprarán el producto de este proyecto (generando para el empresario los ingresos por venta) y los proveedores de insumos necesarios tanto para la inversión como para la operación del proyecto, estos efectos serán analizados en el Capítulo III, donde se introducirán los conceptos de excedente del consumidor y excedente del productor. En el ejemplo anterior del flujo de caja vemos ilustrada la primera dimensión en la que la evaluación social difiere de la privada, una pretende incorporar los puntos de vista de todos los afectados por el proyecto, la otra sólo pretende medir el impacto para el empresario: a) Diferencia: distintos ítems en el flujo de caja de la evaluación social con respecto a la evaluación privada. Esta diferencia se refuerza si introducimos dos conceptos adicionales: efectos indirectos y externalidades. Los beneficios y costos indirectos, son aquéllos inducidos por un proyecto que afecta directamente al mercado del bien “x”, pero que además afecta a mercados relacionados con el bien “x”, por ejemplo a mercados de productos que son sustitutos o complementarios de dicho bien. Las externalidades son costos o beneficios generados por el proyecto en otros 6 UMAG mercados que no están relacionados con el mercado en al cual interviene el proyecto, por ejemplo, los desechos evacuados al río durante la construcción de un puente (mercado del transporte) afectan la captura de una comunidad de pescadores. b) Diferencia: en la evaluación privada v, c, I, vr están valorados a precios de mercado, en la evaluación social se valora a "precios sociales", estos últimos serán analizados en detalle en el Capítulo IV pero ya adelantaremos algo: Existen factores que distorsionan los precios de mercado de bienes e insumos con respecto al costo de oportunidad social, podemos mencionar entre otros: - Distorsiones del mercado: impuestos, subsidios, etc. Mercados imperfectos: monopolios, oligopolios, etc. Externalidades. Riesgos e Incertidumbre. Objetivos Múltiples. Se puede ver que cada uno de los factores anteriores, son alejamientos con respecto al modelo teórico de mercado perfectamente competitivo, el que supone que la oferta y la demanda están atomizadas (con lo que no habría monopolios ni monopsonios), la información sería perfecta (no habría riesgo), los individuos maximizan utilidades, etc. Luego de esta aproximación a la evaluación social (por contraste con la evaluación privada), y luego de resaltar las dos principales diferencias que acabamos de comentar, podemos ya entregar una definición de lo que entenderemos por evaluación social. Evaluación Social es el proceso de identificación, medición, y valorización de los beneficios y costos de un proyecto, desde el punto de vista del Bienestar Social (desde el punto de vista de todo el país). Considerando la reducción del tamaño del estado, nos podríamos hacer la siguiente pregunta: ¿Es relevante el porcentaje de inversión que hace el sector público respecto a la inversión privada? (y por ende ¿es relevante la evaluación social?). La respuesta en la mayoría de los casos es sí. Los proyectos de inversión del sector público continúan siendo una significativa proporción de la inversión total, aún después de las privatizaciones. Adicionalmente, existe un creciente consenso en la necesidad de hacer Evaluación Social de los proyectos concesionados. 7 UMAG En síntesis: 1- La evaluación social o socio económico de proyectos consiste en comparar los beneficios con los costos que dichos proyectos implican para la sociedad, de manera de determinar su verdadera contribución de ellos al incremento de la riqueza del país. Es así como un proyecto de inversión será socialmente rentable en la medida que el bienestar económico alcanzado con el proyecto sea mayor al bienestar que el país como un todo habría alcanzado sin el proyecto. Es decir cuando el VPN social sea positivo. 2- Tanto la evaluación social como la privada usan criterios similares para estudiar la viabilidad de un proyecto, aunque difieren en la identificación de los ítems a contabilizar como costos y beneficios, y en la valoración de las variables determinantes que se les asocian. La evaluación privada trabaja con precios de mercado, mientras que la evaluación social lo hace con precios sombra o sociales. Estos últimos, con el objeto de medir el efecto de implementar un proyecto sobre la economía en su conjunto, deben considerar la existencia distorsiones (impuestos, subsidios, monopolios, etc.), los efectos indirectos y externalidades que genera el proyecto sobre el bienestar de la sociedad. La apretada e incompleta síntesis anterior, nos muestra la tremenda importancia de la evaluación social y del cálculo de los precios sociales: en efecto, éstos nos permiten realizar evaluaciones sociales y calcular rentabilidades sociales, que entregan la información necesaria para tomar decisiones dentro de una gama de alternativas en cada sector: ¿Se debe o no ejecutar el proyecto?, ¿Debe ejecutarlo el Estado o los privados?, ¿Se debe o no subsidiar?, etc. A modo de ejemplo del impacto de la evaluación social en la toma de decisiones, consideremos el siguiente cuadro sobre proyectos de telefonía del Fondo de Desarrollo de las Telecomunicaciones en Chile (1998). Estos proyectos son ejecutados por empresas privadas, para quienes en general resultan no rentables, debiendo por lo tanto ser subsidiados por el Estado. 8 UMAG Tabla F.1.1 – Proyectos urbanos de telefonía con resultados positivos y negativos Nombre Pozo al Monte Arica Iquique Pical TOTAL Nº Poblaciones 1 1 16 4 22 Inversión (pesos de 1998) 110.167 440.668 6.389.683 1.211.836 8.162.354 VAN social (de pesos de 1998) 2.393.214 36.401.243 496.191.020 78.876.655 VAN privado Negativo Positivo Positivo Positivo Fuente: Proposición de Programa de Proyectos Subsidiables 1998, Fondo de Desarrollo de las Telecomunicaciones, Subtel. Chile. Podemos apreciar, que si las decisiones se hubiesen tomado en base sólo a la evaluación privada, tomando directamente los precios de mercado para calcular las rentabilidades (VAN), sólo se habrían realizado 3 proyectos (VAN privado positivo), mientras que desde el punto de vista de la evaluación social se tenían 4 proyectos rentables (VAN social positivo), en este caso la toma de decisión correcta en base a las evaluaciones fue subsidiar 1 de los 4 proyectos socialmente rentables (el de Pozo Almonte). F.1.2 Metodología de preparación y evaluación de proyectos de reemplazo de equipos La presente metodología tiene como objetivo entregar los elementos necesarios para tomar la decisión de adquirir equipos nuevos o para reemplazar equipos usados, ya sea porque estos últimos están presentando fallas en su operación o aún no presenten fallas significativas. La metodología también facilita la labor de selección de alternativas de equipos nuevos que ofrece el mercado. Para el caso de adquisición de equipos por primera vez, se calculan indicadores para evaluar la conveniencia de automatizar labores que actualmente se desarrollen en forma manual, es decir, la conveniencia de la sustitución del factor mano de obra por el factor capital. 9 UMAG Tipologías de Proyectos Se pueden definir tres tipologías de proyectos: Proyectos de Reposición: implica la renovación total o parcial de un equipo ya existente, sin cambios de la capacidad y calidad de los servicios de dicho equipo, o con cambios que signifiquen mejorías pequeñas de la capacidad y calidad del servicio. Proyectos de Equipamiento: consiste en la adquisición y/o instalación de nuevos equipos para algún servicio o proceso existente, estos equipos no reemplazan a ningún otro, ya que se adquieren para labores o tareas a ser dotadas de equipamiento por primera vez. Proyectos de Ampliación: consiste en el aumento de la capacidad del servicio por medio de la adquisición de equipamiento adicional o por medio del cambio tecnológico. Teoría sobre la cual se basa la metodología. Identificación de beneficios y costos Los beneficios de estos proyectos provienen de dos fuentes. En primer lugar, el nuevo equipo puede entregar una mayor cantidad de bienes y servicios producidos, mejor calidad, continuidad en la entrega, seguridad en términos de programación de producción, etc. Por otra parte, la adquisición de nuevo equipamiento genera un ahorro de costos, ya que lo normal es que los equipos nuevos tengan menores costos de operación, mantención y menores costos por falla del equipo. Los costos corresponden principalmente a los ítems de adquisición del equipo (inversión) y sus costos de operación y mantención. Dentro de los costos de inversión deben considerarse tanto el costo de adquisición del equipo, como también los costos en que se debe incurrir para dejar el equipo en condiciones de funcionar, tales como: inversiones adicionales en infraestructura, instalaciones eléctricas y otros. Se denomina costos de operación a los que se requieren para que el equipo funcione y produzca o entregue los bienes y servicios previstos, como insumos y materiales, remuneraciones del personal y gastos generales (agua, energía, etc.). Los costos de mantención son aquellos en que se debe incurrir periódicamente a efectos de mantener el equipo en buen estado de funcionamiento. 10 UMAG Para la evaluación del proyecto, se deben estimar los costos y beneficios adicionales que el nuevo equipo implica, con respecto a la situación actual o situación base. La diferencia entre los costos y beneficios que se generan bajo la alternativa de adquirir un nuevo equipo, y los que se generarían si se continúa con la situación base, permitirá determinar la conveniencia o no de adquirir un nuevo equipo. Para los proyectos de equipamiento, la situación base es la realizar una tarea o labor sin equipos, es decir en forma manual, o bien subcontratando parte de las operaciones a terceros (“outsourcing”). En el primer caso se habla de sustitución de trabajo por capital y el segundo caso se conoce como el problema de “hágalo o cómprelo”. Cuando la adquisición del equipo no involucre aumento de capacidad con respecto a la situación base, la naturaleza de los beneficios será similar al caso de proyectos de reposición, se tienen en este caso beneficios por ahorro de costos con respecto a la situación base (principalmente, costos de mano de obra o costos de subcontratación), y el equipamiento resultará conveniente cuando los costos totales de los equipos sean menores que los costos de la situación base. Para proyectos de ampliación y proyectos de equipamiento que involucren aumento de capacidad, se tendrán, además de los beneficios por ahorro de costos que se presentaban en los casos anteriores, beneficios por el aumento de la capacidad y/o calidad del servicio, estos beneficios se estimarán por medio de la diferencia en los ingresos por venta comparando las situación base versus la situación con proyecto de adquisición. Los mayores ingresos por venta se producen debido al aumento de capacidad que se genera en la situación con proyecto, por lo tanto hay un mayor volumen de ventas; sin embargo, también podrían obtenerse mayores ingresos por ventas producto de un mayor precio del bien o servicio, debido a una mejora en la calidad de éstos. Indicadores de rentabilidad El criterio de decisión más general aplicable los proyectos de adquisición de equipamiento es el Valor Actual Neto (VAN). De acuerdo a este indicador, un proyecto cualquiera es conveniente si su VAN es positivo y la alternativa más conveniente entre reemplazar o no reemplazar será aquella que tenga mayor VAN. El VAN permite sumar costos y beneficios que se producen en distintos períodos de tiempo, los cuales no pueden ser sumados directamente debido a que el valor del dinero varía en el tiempo, es decir, no tiene el mismo valor dinero de hoy que dinero futuro. Para corregir esto, el VAN "actualiza" los flujos futuros de costos y beneficios mediante una tasa de descuento, transformándolos en flujos expresados en dinero de hoy, para luego sumarlos sobre una base común. 11 UMAG La tasa de descuento o costo del capital corresponde a la rentabilidad de la mejor alternativa de inversión de la empresa o el inversionista que evalúa el proyecto. A modo de ejemplo, si la mejor alternativa de inversión para la empresa o el inversionista es comprar bonos del Banco Central que ofrecen una cierta tasa de interés, entonces esa tasa de interés será el costo del capital y la tasa de descuento relevante para calcular el VAN. El VAN puede determinarse con la siguiente expresión: 𝑖=𝑛 VAC = ∑ 𝐵𝑖 − 𝐶𝑖 (1 + 𝑟)𝑖 𝑖=0 Donde “r” es la tasa de descuento, "n" es el horizonte de evaluación del proyecto (número de períodos de tiempo a considerar en el análisis) y Bi y Ci son los beneficios y costos del período "i". Cuando se comparan alternativas de proyectos que tienen iguales beneficios y que por lo tanto se diferenciarán solamente por los costos, puede usarse el Valor Actual de Costos (VAC), indicador que sirve para seleccionar la alternativa de mínimo costo, es decir, la que consume menos recursos. El VAC se calcula mediante la siguiente expresión matemática: 𝑖=𝑛 VAC = ∑ 𝐶𝑖 (1 + 𝑟)𝑖 𝑖=0 Cuando se están evaluando alternativas de equipos de distinta vida útil, se utilizan los indicadores Valor Anual Equivalente (VAE) y el Costo Anual Equivalente (CAE), éste último, cuando las alternativas producen los mismos beneficios. Estos indicadores calculan un flujo de costos y beneficios anual constante para todos los períodos de la vida útil, tal que al actualizar dicho flujo al año cero se obtenga como resultado el VAN y el VAC respectivamente. El VAE se calcula mediante la siguiente expresión matemática: VAE = 𝑉𝐴𝑁 × [ (1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟 ] (1 + 𝑟)𝑛 − 1 El término entre paréntesis cuadrado se denomina Factor de Recuperación del Capital. Esta fórmula “reparte” el VAN en montos iguales, a lo largo de la vida útil del proyecto. 12 UMAG El CAE se calcula de forma similar, pero en este caso lo que se anualiza es el VAC. (1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟 CAE = 𝑉𝐴𝐶 × [ ] (1 + 𝑟)𝑛 − 1 Para los proyectos de reemplazo de equipos interesa comparar las alternativas de seguir con el equipo antiguo versus adquirir uno nuevo, las cuales son alternativas de distinta vida útil, por lo tanto, se debe usar para comparar el VAE o el CAE, el primero cuando el equipo nuevo proporciona mayores beneficios que el antiguo (proyectos de equipamiento con aumento de capacidad o proyectos de ampliación) y el segundo cuando el nuevo equipo proporciona los mismo beneficios que el antiguo pero a un costo menor (caso de proyectos de reposición o de equipamiento sin aumento de capacidad). Horizonte de evaluación y momento óptimo de reemplazo La vida útil económica de estos proyectos siempre es menor que su vida útil técnica. En términos generales, la vida útil económica de un equipo finaliza cuando los beneficios que proporciona al operar un período adicional son menores que los costos que involucra mantenerlo operando un período más. Ese momento representa el momento óptimo de reemplazo del equipo, es decir, el momento en que culmina la vida útil económica determina el momento óptimo de reemplazo. Los beneficios netos adicionales que puede proporcionar un equipo entre la vida útil económica y su vida útil técnica quedan incorporados a los flujos mediante el valor residual económico. Para conocer la vida útil económica del equipo nuevo se realiza el siguiente proceso iterativo: en la fórmula del CAE antes descrita, se deja como variable a determinar el "n", es decir el horizonte o período de evaluación. Se deberá calcular el CAE para n=1, 2, 3,.....etc. En general, se obtienen valores cada vez menores para el CAE cuando aumenta "n", hasta que llegado un punto el CAE comenzará a aumentar. Aquel período para el cual el CAE es mínimo corresponderá al que fija la vida útil económica del equipo y también el momento óptimo de reemplazo. Este comportamiento del CAE, decreciente y luego creciente en función del horizonte de evaluación "n", obedece a que este indicador anualiza dos términos de comportamiento opuesto: por un lado se tienen los costos totales de operación (la sumatoria de los Cj) que crecen a medida que transcurre el tiempo, ya que se agregan más términos a la sumatoria, y por otro lado está la inversión anualizada, que tiende a disminuir ya que es el producto del valor de adquisición en el año cero (I0) por el Factor de Recuperación del Capital, el cual es decreciente con el tiempo. La fórmula del CAE antes calculada, queda más claramente especificada al separar como costo del año cero al valor de adquisición y al restar de los costos el beneficio que significa el valor de reventa del equipo al final de su vida útil (Valor Residual), de esta manera: 13 UMAG 𝑖=𝑛 𝑉𝑅 𝐶𝑖 (1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟 CAE = (𝐼0 − + × ∑ ) [ ] (1 + 𝑟)𝑛 (1 + 𝑟)𝑛 − 1 (1 + 𝑟)𝑖 𝑖=1 Al conjugar ambos términos se obtiene la curva de CAE decreciente y luego creciente tal como se presenta en el siguiente gráfico. F.1.3 Evaluación de Proyectos: caso ERNC híbrido solar-eólico Una evaluación de proyectos tiene por finalidad medir objetivamente ciertas magnitudes cuantitativas resultantes del respectivo estudio, las que utilizan herramientas y operaciones matemáticas que permiten obtener diferentes coeficientes y/o parámetros de evaluación. Ello no necesariamente pretende desconocer la posibilidad de a medida de su realización puedan existir distintos criterios de evaluación para un mismo proyecto. Lo primordial, es plantear conjeturas y premisas certificadas que hayan sido validadas a través de diversos mecanismos y técnicas de comprobación. Dichas premisas deben nacer de la realidad en la que él está inserto proyecto y que deberá rendir sus beneficios. 14 UMAG Figura F.1.1 Sistema alumbrado público híbrido solar-eólico en Guiyang, China. Fuente: Spark Optoelectronics S&T Co., Ltd. (2012) La correcta valoración de estos beneficios permitirá definir en forma satisfactoria el criterio de evaluación que más se adecúe. Por consiguiente, una clara definición del objetivo que se persigue por medio de la evaluación constituye un elemento fundamental a tener en cuenta, para la correcta selección del criterio evaluativo. El marco de la realidad económica e institucional vigente en un país será lo que defina en mayor o menor grado el criterio imperante, para la evaluación de un proyecto. Sin embargo, cualquiera que sea el marco en que el proyecto esté inserto, siempre será posible medir los costos de las distintas alternativas de asignación de recursos a través de un criterio económico que permita conocer las ventajas y desventajas cualitativas y cuantitativas que implica la asignación de recursos escasos a un determinado proyecto de inversión. (SAPAG, 2007). Un proyecto es una propuesta de gestión de recursos tanto tangibles (dinero, infraestructura, equipamiento y otros) como intangibles (conocimientos, relaciones, talentos), para alcanzar un cambio previamente definido en un contexto específico. (MIRANDA Y MEDINA, 2008). Según (MIRANDA Y MEDINA, 2008), los proyectos de forma general, deben responder a distintas interrogantes para su desarrollo, como es el caso a continuación: ¿Qué se va a hacer?, ¿Por qué?, ¿Para qué?, ¿Cuánto?, ¿Dónde?, ¿Cómo?, ¿Cuándo?, ¿Con qué y con quiénes?, ¿Bajo qué condiciones?. 15 UMAG Existen diversos enfoques metodológicos para la formulación de proyectos, pero en general, los proyectos tienen elementos básicos comunes, donde su formato varía en función de las exigencias de las entidades promotoras o financieras. Evaluación de factibilidad técnica. Esta etapa, el proyecto tiene por finalidad proporcionar información para cuantificar el valor total de las inversiones y costos de operación pertinentes a esta área. Deberán determinarse los requerimientos de equipos del fabricante para la operación del sistema de alumbrado público, junto con el valor total de la inversión. La definición del tamaño del proyecto, en función de la capacidad instalada del sistema, será fundamental para la determinación de las inversiones y costos que se deriven del estudio técnico. (SAPAG, 2007). El análisis de estos distintos antecedentes hará posible cuantificar las necesidades de mano de obra y deducir los costos por concepto de mantenimiento y/o reparaciones. Las diferencias que cada proyecto presenta respecto a su ingeniería hacen muy complejo el tratar de generalizar un procedimiento de análisis que sea útil a todos ellos. Sin embargo es posible desarrollar un sistema de ordenación, clasificación y presentación de la información económica derivada del estudio técnico. (SAPAG, 2007). a. Inversiones Por inversión en equipamiento se entenderán todas las inversiones que permitan la operación normal creada por el proyecto. Por ejemplo, maquinarias, herramientas, vehículos, mobiliario y equipos en general. La importancia de cada uno de estos balances se manifiesta en que de cada uno se extraerá la información pertinente para la elaboración del flujo de efectivo del proyecto sobre inversiones, reinversiones durante la operación e inclusive, ingresos por venta de equipos de reemplazo. (SAPAG, 2007). 16 UMAG b. La determinación del tamaño. La importancia de definir el tamaño que tendrá el proyecto se manifiesta principalmente en su incidencia sobre el nivel de las inversiones y costos que se calculen y, por tanto, sobre la estimación de la rentabilidad que podría generar su implementación. De igual forma, la decisión que se tome respecto del tamaño determinará el nivel de operación que posteriormente explicará la estimación de los ingresos por venta. (SAPAG, 2007). c. Decisiones de localización. La localización adecuada de la empresa que se crearía con la aprobación del proyecto puede determinar el éxito o fracaso de un negocio. Por ello, la decisión acerca de dónde ubicar el proyecto no obedecerá sólo a criterios económicos, sino también a criterios estratégicos, institucionales, e incluso, de preferencias emocionales. Con todos ellos, sin embargo, se busca determinar aquella localización que maximice la rentabilidad del proyecto. La decisión de localización del proyecto es una decisión de largo plazo con repercusiones económicas importantes que deben considerarse con la mayor exactitud posible. Esto exige que su análisis se realice de forma integrada con las restantes variables del proyecto: demanda, transporte, competencia, etc. La importancia de una selección apropiada para la localización del proyecto se manifiesta en diversas variables, cuya recuperación económica podría hacer variar el resultado de la evaluación, comprometiendo en el largo plazo una inversión probable de grandes cantidades de capital, en un marco de carácter permanente de difícil y costosa alteración. (SAPAG, 1998). Estudio de factibilidad ambiental. La evaluación de factibilidad ambiental, hace referencia a los resultados del estudio de impacto ambiental que se debe realizar para cuantificar y cualificar la injerencia que el proyecto causará al insertarlo en un medio biótico y abiótico; y puede ser que el impacto sea positivo o negativo. En el caso que sea negativo también debe plantear el cómo encaminar el proyecto dentro de los parámetros de la legislación ambiental vigente y cuál es su plan de sostenibilidad del medio ambiente afectado. 17 UMAG Las políticas y/o proyectos dependiendo del sector en que se ubiquen, pueden generar una gran variedad de impactos ambientales, donde la importancia y la ponderación de tales efectos dependen en gran parte de la magnitud y del grado de irreversibilidad del daño ambiental causado por estos. Numerosos tipos de métodos han sido desarrollados y usados en el proceso de evaluación de impacto ambiental (EIA) de proyectos. Sin embargo ningún tipo de método por sí sólo, puede ser usado para satisfacer la variedad y tipo de actividades que intervienen en un estudio de impacto, por lo tanto, el tema clave está en seleccionar adecuadamente los métodos más apropiados para las necesidades específicas de cada estudio de impacto. (GARCÍA, 2004). Los métodos más usados, tienden a ser los más sencillos, incluyendo analogías, listas de verificación, opiniones de expertos, cálculos de balance de masa y matrices, etc. Aún más los métodos de EIA pueden no tener aplicabilidad uniforme en todos los países debido a diferencias en sus legislación. (GARCÍA, 2004). Estudio de factibilidad en gestión. Esta etapa del estudio busca determinar si existen las capacidades gerenciales internas en la empresa para lograr la correcta implementación y eficiente administración del negocio. En caso de no ser así, se debe evaluar la posibilidad de conseguir el personal con las habilidades y capacidades requeridas en el mercado laboral; por ejemplo, al internalizar un proceso que involucre tareas muy distintas de las desarrolladas hasta ahora por la empresa. (SAPAG, 2007). Estudio de factibilidad política. Este estudio representa la intencionalidad, de quienes deben decidir, de querer o no implementar un proyecto, independientemente de su rentabilidad. Dado que los agentes que participan en la decisión de una inversión, como los directivos superiores de la empresa, socios y directores del negocio, financista bancario o personal, evaluador del proyecto, etc., tienen grados distintos de aversión al riesgo, poseen información diferente y tienen expectativas, recursos y opciones de negocios también diversas, la forma de considerar la información que provee un mismo estudio de proyectos para tomar una posición al respecto puede diferir significativamente entre ellos. (SAPAG, 2007). 18 UMAG La viabilidad política no refiere solo a la voluntad del decisor respecto de la iniciativa propuesta. En rigor, la construcción de una decisión de intervención atraviesa siempre los espacios político institucional y técnico, no existe una decisión absolutamente independizada de uno u otro componente. Si, en cambio, existe una gran diversidad de situaciones de relación técnica – político/institucional derivadas del modo en que se selecciona una intervención o de los criterios de priorización de una cartera de proyectos. La viabilidad desde el punto de vista político-institucional alude en cambio a los impactos esperados, analizados desde la estrategia del responsable (político) del área en cuestión, del programa, o de la política pública en que la misma se inserta. En este caso debe considerarse que las características de la intervención propuesta generan impactos de diversa naturaleza y son fuente de beneficios y costos, en la ecuación del poder acumulado por el decisor, en diversos planos. Si se trata de decisiones simples, rutinarias, existe una experiencia acumulada suficiente que permite preverlos con mayor grado de certeza. Si la intervención no es de naturaleza rutinaria, o el ambiente en el que se propone implementar muestra singularidades, en definitiva, si se trata de una situación con mayor grado de complejidad e incertidumbre, su tratamiento debe ponderar más detalladamente los impactos esperados en los diversos planos. (SOBRERO, 2009). Estudio de factibilidad legal. Cada nación dispone de un determinado ordenamiento jurídico fijado por su constitución política, leyes, reglamentos, decretos, entre otros. Este ordenamiento se expresa en normas permisivas, prohibitivas e imperativas que de alguna u otra manera pueden afectar al proyecto que se está evaluando y, por lo tanto, condicionar los flujos y desembolsos que se generarán en su ulterior ejecución. En esta parte del estudio, se presentarán los distintos criterios analíticos que deberán tenerse en cuenta y que permitirán enfrentar de una manera adecuada los aspectos legales que el ordenamiento jurídico establecido instituye y la forma y medida en que ellos afectan al proyecto. Esto, eventualmente podría restringir la localización y obligar a mayores costos de transporte, o bien pudiese otorgar franquicias para incentivar el desarrollo de determinadas zonas geográficas donde el beneficio que obtendría el proyecto superaría los mayores costos de transporte. (SAPAG, 2007). El efecto más directo de los factores legales y reglamentarios se refiere a los aspectos tributarios. Normalmente existen disposiciones que afectan en forma diferentes a los proyectos, dependiendo del bien o servicio que produzcan. Para el caso de este tipo de proyectos, esto se manifiesta en el otorgamiento de permisos, patentes y concesiones, que se encuentren bajo la legislación vigente sobre el país que se ejecute el proyecto. 19 UMAG a. Net Metering en Chile, Ley 20.571 Con fecha 20 de marzo de 2012, fue publicada en el Diario Oficial La Ley 20.571 que Regula el Pago de las Tarifas Eléctricas de las Generadoras Residenciales. Lo anterior establece un sistema de incentivo a los pequeños medios de generación distribuidos en base a energías renovables no convencionales (ERNC), conocido a nivel internacional como Net Metering (NM), el cual fue presentado por el Senador de La República Antonio Horvath Kiss, RN. (Senado Chile, Marzo 2012). La Ley 20.571 incorpora cuatro nuevos artículos en la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) que buscan establecer el derecho de los clientes regulados que tengan medios de generación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) o de cogeneración eficiente a inyectar los excedentes de energía a la red de distribución. Este derecho se encuentra establecido en primera instancia para los clientes regulados que cuenten con medios de generación que no superen los 100 kilowatts, sujeto a que no afecte a la seguridad operacional de las redes de distribución, lo que será especificado en el respectivo reglamento. Las inyecciones de energía que se realicen a partir de dicha generación serán valorizadas al precio que las empresas de distribución traspasan a sus clientes la energía conforme a los precios regulados fijados por decreto, lo que debe incluir las menores pérdidas de energía. (Senado Chile, Marzo 2012). La remuneración por las respectivas inyecciones de energía será descontada de la facturación del mes correspondiente y en caso de existir un remanente, se trasladará a los meses siguientes, ajustados según el IPC. En caso que no sea posible descontarlo de futuras facturas, dicho monto deberá ser pagado al cliente a todo evento. (Senado Chile, Marzo 2012). A su vez, el artículo 149 bis considera las menciones mínimas de los contratos que deberán celebrar las empresas distribuidoras con los clientes-generadores, que incluyen el equipamiento, la capacidad instalada, la opción tarifaria, la propiedad del medidor, mecanismo de pago, entre otros. (Senado Chile, Marzo 2012). Un elemento relevante de la inyección de estos medios de generación menciona relación con que podrán ser reconocidos para efectos de la acreditación de la obligación de inyección de electricidad con medios ERNC que recae sobre los generadores, establecida en el artículo 150 bis de la LGSE. Para estos efectos, la empresa distribuidora deberá emitir un certificado de las inyecciones realizadas por el clientegenerador, el cual deberá ser remitido a la Dirección de Peajes del respectivo Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). 20 UMAG A su vez, la Ley 20.571 menciona relación respecto si los ingresos obtenidos por los clientes finales en virtud de esta normativa no constituyen renta, no estarán afectas a impuesto Valor Agregado (IVA). A este beneficio no se podrán acoger los contribuyentes de Primera Categoría. b. Ley 20/20 El proyecto Ley 20/20 fue originado en conjunto por los Senadores Antonio Horvath, Jaime Orpis, Isabel Allende, Ximena Rincón, Carlos Cantero y José Antonio Gómez; el cual establece que Chile deberá contar al año 2020 con un 20% de energías renovables no convencionales (ERNC) en su matriz eléctrica. Lo anterior, corresponde a la necesidad de actualizar la Ley 20.257 que establece un porcentaje obligatorio del 10% al año 2024 de ERNC. La Proyecto de Ley 20/20 plantea las siguientes indicaciones: Artículo 1: 1) En el artículo 150 bis: Cuota de ERNC aumenta en 20% para el año 2020. Los retiros acreditados deberán corresponder a lo menos un 50% a inyecciones realizadas en el sistema eléctrico respectivo. La obligación no se entenderá extinguida por el pago del cargo y deberá cumplirse en el próximo año calendario en conjunto con la obligación respectiva de dicho período. 2) Incorpórese el siguiente artículo 150 ter, nuevo: Se efectuaran licitaciones públicas bianuales para la inyección de bloques de energía ERNC. El periodo de vigencia de las inyecciones de los bloques de energía licitadas regirá por doce años consecutivos, contados desde la fecha de inicio de la inyección de energía. Cada proceso de licitación tendrá un plazo no superior a doscientos días contados desde la fecha de publicación de las bases respectivas para la recepción de las ofertas. La adjudicación se efectuará tomando en consideración los volúmenes de energía ofertada y el menor precio de energía. La licitación se adjudicará, hasta completar el bloque correspondiente, sucesivamente a él o a los oferentes que ofrezcan el menor precio de energía. El precio de energía que percibirán aquellos participantes adjudicados en los 21 UMAG procesos de licitación, corresponderá al que cada participante haya indicado en su propuesta, el que regirá durante el periodo de doce años consecutivos. Artículo 2: Modificase el artículo 1° transitorio de la Ley: Con todo, los contratos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza suscritos antes de la fecha señalada, quedarán afectos al cumplimiento de la totalidad de la obligación a partir del 1 de enero del año 2020.” Con todo la obligación será de 5% para los años 2010 a 2013, aumentándose en 2% anual a partir del año 2014 hasta el año 2019; y aumentándose en un 3% en el año 2020, hasta alcanzar el año 2020 el 20%. Dentro del plazo de noventa días, contado desde la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, se dictará un reglamento que establezca las condiciones de estas licitaciones. (Acera, Enero 2012). Evaluación financiera de proyectos. La última etapa del análisis de la factibilidad económica de un proyecto es el estudio financiero. Los objetivos de esta etapa son ordenar y sistematizar la información de carácter monetario que proporcionaron las etapas anteriores, elaborar los cuadros analíticos y antecedentes adicionales para la evaluación del proyecto y evaluar los antecedentes anteriores para determinar su rentabilidad. La sistematización de la información financiera consiste en identificar y ordenar todos los ítems de inversiones, costos o ingresos que puedan deducirse de los estudios previos. Los costos de operación se obtendrán en base a la información de prácticamente todos los estudios anteriores. a. Enfoque de descuento de flujos de caja. El enfoque de descuento de flujos de caja incluye diversas técnicas para ayudar a la toma de decisiones asociadas a la evaluación de proyectos de inversión. Estas técnicas no son teorías matemáticas, pero si utilizan cálculos matemáticos para determinar los flujos de caja de los diferentes períodos. El hilo común entre estas técnicas es que los flujos de caja son descontados para reflejar el valor del dinero en el tiempo. 22 UMAG a.1. El valor actual neto. La primera técnica de descuento de flujos de caja es el método del valor actual neto (VAN). En este se calculan todos los flujos de caja asociados a un proyecto, tanto los positivos como los negativos son descontados al tipo de descuento seleccionado y luego se suman. La tasa de descuento seleccionada responde al tipo de rendimiento ideal que las compañías buscan para sus inversiones. Si el valor actual neto de un proyecto es positivo, la inversión generará flujos de caja adecuados ya que su tasa de rentabilidad es mayor que el tipo ideal. Si por el contrario este es negativo, el proyecto no se debería llevar a cabo. La determinación del VAN simplemente indica si la rentabilidad de un proyecto es mayor o menor que la tasa objetivo pero no indica cuanto difiere del objetivo. (POZO, 2001). La fórmula para determinar el VAN es: VAN = ∑𝐶𝐹𝑖 (1 + 𝑟)𝑖 Dónde VAN: Es el valor actual neto del proyecto o inversión. CFi: Es el flujo de caja de período i. r: Es el tipo de descuento. Se supone constante. En el proyecto las inversiones se introducen con signo negativo y los ingresos con signo positivo. Después de calcular el VAN para un conjunto de oportunidades de inversión, se elegirán aquellos proyectos que presenten un VAN positivo. a.2. La tasa interna de rendimiento. Una segunda técnica de descuento de flujos de caja es la del cálculo de la tasa interna de rendimiento (TIR). Se trata de calcular el tipo de descuento al cual el valor actual del proyecto es cero. Por tanto, más que seleccionar un tipo de interés y calcular el valor actual, se iguala el valor actual a cero y se calcula el tipo de interés. Los proyectos disponibles pueden entonces ser ordenados por la tasa interna de retorno, seleccionando primero aquellos con tasas más altas. Para el cálculo de la tasa interna de retorno se introducen los gastos de las 23 UMAG inversiones con signo negativo y los ingresos con signo positivo y se omiten los beneficios y pérdidas. Por ejemplo se ignora la depreciación de una inversión en la determinación de la tasa interna de retorno, pero los impuestos sobre los beneficios derivados de esa depreciación son incluidos si afectan a los flujos de caja reales. El cálculo es el siguiente: ∑𝐶𝐹𝑖 =0 (1 + 𝑟)𝑖 Un problema con la solución de esta ecuación es que r puede tener más de un valor si los signos de los flujos de caja cambian más de una vez. En una inversión típica, el flujo de caja es negativo el primer año y positivo los siguientes. Esto implica un solo cambio de signo y al resolver la ecuación sólo se obtendrá un valor para r. Sin embargo, si los flujos de caja varían de signo en períodos posteriores, se podrían obtener varios valores de r al resolver la ecuación. El número de valores positivos de r es al menos igual al número de variaciones en el signo. Nunca se pueden dar múltiples soluciones de r, por tanto es difícil aplicar el método de la tasa interna de retorno. Existen distintas técnicas que se ocupan de los múltiples valores de r. Una solución es ignorar valores irrealistas como los valores negativos o aquellos valores positivos muy altos. Otra posibilidad es descontar las inversiones (flujos de caja negativos) a una tasa predeterminada para llegar a © valor negativo equivalente al valor del primer año. De este modo el proyecto solo tendrá un signo y por tanto una única solución. Una recomendación adicional para los activos y obligaciones es seleccionar aquellos que reúnan unas determinadas condiciones y excluir aquellos que no las cumplan, por ejemplo incluir el requisito de que la función de valor actual no contenga raíces negativas, etc. En resumen, el método de la tasa interna de retorno es difícil de aplicar cuando los signos de los flujos de caja varían más de una vez. (POZO, 2001). a.2.1. Horizonte de planeación. El horizonte de planeación se entiende como el período para evaluar un proyecto de inversión, que se establece sobre la base de la vida económica esperada del componente más importante de la inversión inicial prevista. 24 UMAG a.2.2. Costos. Los costos que componen el flujo de caja, deben definir los recursos básicos necesarios para la implementación y operación óptima del proyecto. a.2.3. Inversiones. Si bien la mayor parte de las inversiones se deben realizar antes de la puesta en marcha del proyecto, pueden existir inversiones que sea necesario realizar durante la operación, ya sea porque se precise reemplazar equipos desgastados o porque se requiera incrementar la capacidad instalada ante aumentos proyectados en la demanda. (SAPAG, 2007). Otro tipo de inversión responde a aquella relacionada con el capital de trabajo, que constituye el conjunto de recursos necesarios, en la forma de activos corrientes, para la operación normal del proyecto durante un ciclo productivo, para una capacidad y tamaño determinado (SAPAG, 2007). De este modo la diferencia temporal que se produce entre los flujos de intercambio de bienes y servicios (ventas, compras, etc.) y los flujos financieros (cobros, pagos, etc.) deberá ser reflejada en el capital de trabajo, que corresponderá al dinero que el inversionista deberá aportar para financiar este desfase. Una alternativa a este concepto es que los flujos de ingresos y egresos se incorporen según su momento de ocurrencia desde el punto de vista financiero, es decir, cuando se realizan los cobros o los pagos, y no necesariamente cuando se realizan las transacciones de bienes y servicios. a.2.4. Determinar el costo de la deuda. La medición del costo de la deuda, ya sea que el inversionista utilice bonos o préstamos, se basa en el hecho de que estos deben reembolsarse en una fecha futura específica, en un monto generalmente mayor que el obtenido originalmente. La diferencia constituye el costo que se debe pagar por la deuda. Por ejemplo, si es posible conseguir un préstamo al 11 por ciento de interés anual, el costo de la deuda se define como ese 11 por ciento. El costo de la deuda se simboliza como kd y representa el costo antes de impuesto. a.2.5. Determinar el costo del capital propio. Se consideró como capital propio en la evaluación del proyecto a aquella parte de la inversión que el inversionista financió con recursos propios. Es por esto, que el costo de capital propio kp, se definió como la tasa de rentabilidad exigida al capital, que refleja 25 UMAG el riesgo de la inversión y el riesgo financiero vinculado al proyecto. a.2.6. Análisis de sensibilidad. La evaluación financiera se realiza sobre la escasa o nada controlable. Habiendo dicho formular un proyecto se entreguen los máximos tomar la decisión de emprenderlo disponga para ello. base de una serie de antecedentes esto, es necesario entonces, que al antecedentes, para que quien deba de los elementos de juicio suficiente Con este objeto, y como una forma especial de incorporar el valor del factor riesgo a los resultados pronosticados del proyecto, se puede desarrollar un análisis de sensibilidad que permita medir cuán sensible es la evaluación realizada a variaciones en uno o más parámetros decisorios. Es importante mencionar que la sensibilización puede aplicarse al análisis de cualquier variable del proyecto, como el precio de la energía y la potencia, entre otros. La importancia del análisis de sensibilidad se manifiesta en el hecho de que los valores de las variables que se han utilizado para llevar a cabo la evaluación del proyecto, pueden tener desviaciones con efectos de consideración en la medición de sus resultados. a.3. Valoración del ahorro en emisiones. En la literatura internacional se identifican diferentes formas de valorar las emisiones de carbono. Países como Canadá, Estados Unidos, Reino Unido y Australia, entre otros, han realizado estimaciones del costo social del carbono; no obstante, la varianza de tales estimaciones es aun relativamente grande. En Yohe et al (2007), se resumen las estimaciones revisadas por pares existentes en el año 2005. A los fines de la simplificación, se supondrá que el mercado captura en forma completa y perfecta lo que la comunidad mundial percibe como efecto del cambio climático. De este modo, las transacciones realizadas en el “mercado del carbono” en el que se compran y venden derechos de emisión de agentes en todas partes del mundo, derivan en un precio de equilibrio . Éste se puede estimar como un precio de equilibrio de largo plazo utilizando por ejemplo, los datos históricos de las transacciones registradas por European Energy Exchange AG (EX), que opera desde el 2005 bajo al esquema de transacción de emisiones de la Unidad Europea11. Con esta estimación, es posible valorar el ahorro generado con el reemplazo de las luminarias a partir de la siguiente expresión: 𝐴𝑐 = 𝑝𝑐 ∗△ 𝐸𝐸 26 UMAG 𝐴𝑐 : Ahorro en emisiones generado por el menor consumo energético; 𝑝𝑐 : Precio de transacción de los derechos de emisión de carbono en el mercado spot; △ 𝐸𝐸 : Cambio en las emisiones asociadas al consumo de electricidad. (Servicio Nacional Inversiones, (2011). a.3.1. Ahorro en contaminación lumínica. El caso de la contaminación lumínica requiere ahondar en técnicas de estimación indirectas, ya que no existe un mercado asociado a ésta que pueda ofrecer una referencia sobre el valor que las personas asignan a los ambientes libres de contaminación lumínica (o con contaminación lumínica reducida) a partir de los precios observados en éste. Así, el método de la valoración contingente surge como un método apropiado para valorar bienes sin mercado. La valoración contingente es un método de preferencias declaradas que se basa en la información que proporcionan las propias personas cuando se les pregunta sobre la valoración del objeto en análisis (Azqueta, 1994) y captura el valor de no uso de un cielo sin contaminación lumínica. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). El nombre del método se debe al hecho que la disposición a pagar o la disposición a aceptar revelada es contingente con las alternativas presentadas en el cuestionario utilizado para entrevistar a los visitantes. Las preguntas son establecidas en un mercado hipotético en el que ha ocurrido un cambio en la cantidad de luz que es dirigida hacia el cielo. Según Azqueta (1994), el mecanismo más simple para averiguar cómo valora la persona el cambio en el bienestar, es preguntarle a la persona. Por esto, la forma habitual de hacerlo es utilizando encuestas, entrevistas y cuestionarios, entre otros. La ventaja del método de valoración contingente es que puede ser aplicado a variadas situaciones donde no existen datos disponibles o hay dificultad para obtenerlos. Se han utilizado mercados hipotéticos para valoraciones relacionadas con la calidad del agua y aire, belleza estética, valor de recreación, preservación de áreas silvestres, existencia de ambientes naturales, riesgo de fumar cigarrillos y en energía nuclear (Bojö, Mäler y Unemo, 1992). Para aplicar el método deben seguirse los siguientes pasos: • Definir el tipo de bien en cuestión para determinar el método de valoración (disposición a pagar o disposición a aceptar). La evidencia indica que al medir un cambio particular en la provisión de un bien, la disposición a pagar y la disposición a aceptar no necesariamente son idénticas. Típicamente la disposición a aceptar es mayor que la disposición a pagar, reflejando el hecho que la disposición a aceptar no está limitada por el ingreso. Además, muchas personas tienden a valorar más algo que ya 27 UMAG tienen que algo que hipotéticamente podrían tener (Hanemann, 1991). • Diseñar la encuesta, en general, sobre la base de tres bloques principales: • Información relevante sobre el bien o el problema objeto de estudio, de modo que el encuestado tenga una información suficientemente precisa como para identificar correctamente de que se trata el problema. Es normal, en el caso de los bienes ambientales, acompañar esta primera información con ayudas gráficas o visuales (fotografías, dibujos) que ayuden a la comprensión. • Descripción de la modificación del objeto de estudio: nivel de partida, modificación propuesta y mecanismo de financiamiento (forma de pago). Así, las preguntas deben enfocarse en estimar la disposición a pagar de la persona por el cambio propuesto (el planteamiento debe girar alrededor de lo que este intercambio de mayor bienestar supone al individuo y no en relación a lo que éste piensa sobre lo que la sociedad debería hacer). • Indagación sobre las características socioeconómicas más relevantes de la persona encuestada, de acuerdo con el problema objeto de estudio. Existen distintas formas de realizar las encuestas y de formular las preguntas para obtener la disposición a pagar de las personas, esto dependerá del bien en cuestión y del presupuesto, entre otros factores (Mitchell y Carson, 1989). Kanninen (1993) y Perman et al (1996) coinciden en que los datos pueden ser recopilados a través de entrevistas personales, mediante cuestionarios enviados por correo o entrevistas telefónicas. Sólo las entrevistas personales entregan datos confiables pero es una técnica de alto costo y que consume demasiado tiempo. Además, debido al costo, puede que induzca a realizar muestreos pequeños que no sean representativos. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). El método de valoración contingente ya ha sido utilizado para determinar el valor otorgado a la contaminación lumínica (WILLIS, 2003). Especialmente empleados han sido los modelos de elección dicotómica, dado que éstos tendrían asociados un nivel de sesgo mínimo. Los individuos son interrogados respecto a su disposición a pagar por un monto determinado con tal que la luz que es dirigida al cielo sea reducida. Si la respuesta es positiva, la misma pregunta es hecha pero para un monto de dinero superior, mientras que si ésta es negativa, el siguiente monto mencionado es menor. La máxima disposición a pagar de los individuos se deriva del análisis de los montos presentados en la encuesta y el porcentaje de respuestas positivas, dado un modelo de utilidad aleatoria (Moramatsu et al. 2004). Así, la evaluación de los efectos 28 UMAG de la contaminación lumínica puede ser hecha mediante la identificación de las principales consecuencias asociadas: Investigaciones científicas. Observaciones astronómicas perjudicadas por excesiva iluminación de los cielos. Uso de la energía: Desperdicio de energía por medio de la iluminación directa de los cielos nocturnos. Notar que cuando el contraste entre la luminancia del objeto observado y la luminancia del fondo es disminuida debido al resplandor del cielo, la observación final del objeto es alterada (Simpson 2007). • Producción agrícola y ganadería. • Deterioro escénico o consecuencias estéticas. • Medios de transporte. • Salud humana y ecología: • Disrupción de los procesos biológicos de los animales y su interacción con el ambiente. • Alteración de los patrones de sueño de las personas y ritmos cardíacos. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). Beneficios totales. Los beneficios totales del proyecto pueden estimarse como: Donde: BS = ∑ 𝑘 𝑖=1 ∑ 𝑚 𝑗=1 𝑘 𝑎𝑝 𝐴𝑖𝑗 = ∑ (𝐶𝑖 𝑖 𝑠𝑝 𝑚 𝑎𝑝 − 𝐶𝑖 ) + ∑ (𝐸𝑗 𝑗 𝑠𝑝 − 𝐸𝑗 ) BS 𝐴𝑖𝑗 𝐾 m 𝑎𝑝 𝐶𝑖 : Beneficios sociales del proyecto : Ahorros generados por el proyecto en el costo tipo i y la externalidad tipo j : Número de costos distintos tipo i : Número de externalidades distintas tipo j : Costos tipo i en la situación CP 𝐶𝑖 : Costos tipo i en la situación SP 𝑠𝑝 𝑎𝑝 𝐸𝑗 𝑐𝑝 𝐸𝑗 : Valor económico de la externalidad tipo j en la situación con proyecto : Valor económico de la externalidad tipo j en la situación sin proyecto 29 UMAG a.1. Identificación, cuantificación y valoración de los costos de inversión. Los costos de inversión corresponden a la adquisición de los equipos, incluyendo la inversión total en la compra, puesta en funcionamiento e incorporación de las modificaciones y/o adaptaciones de infraestructura requeridas y las instalaciones complementarias. Corresponde asignar este gasto en el momento inicial del proyecto (llamado momento cero). La base para la estimación de las inversiones requeridas son en general cotizaciones obtenidas de una o más empresas proveedoras. Algunos elementos a considerar en la estimación de este monto: • Número de luminarias a reemplazar; • Costo de adquisición por luminaria; • Costo de remoción y reemplazo de luminarias existentes. Deben incluirse los costos de transporte y disposición de luminarias en desuso en bodegas municipales o lugar a definir por el Municipio afectado; • Costo de instalación por luminaria; • Costo de reemplazo de brazos existentes en postes existentes; • Reemplazo de brazos existentes por nuevos brazos en postes existentes; • Suministro e instalación de nuevos tableros de control; • Costo de reemplazo de lámparas y otros componentes cuya vida útil sea inferior al período de análisis. Los costos de operación y mantenimiento son aquellos que se debe incurrir periódicamente y que se requieren a efectos de mantener el equipo en buen estado de funcionamiento y para que éste funcione y produzca o entregue los servicios previstos; entre ellos, insumos y materiales, remuneraciones del personal, gastos generales y especialmente la energía consumida. A los fines de la evaluación socioeconómica, los costos de inversión, operación y mantenimiento deberán ajustarse a precios sociales. a.2. Análisis de rentabilidad. El análisis de rentabilidad permite estimar los indicadores que servirán de guía para la toma de decisión y recomendación de ejecución del proyecto, su reformulación o su rechazo. La evaluación o valoración de los beneficios del proyecto implica la realización de dos etapas consecutivas:primero, la evaluación a precios privados y luego, la evaluación social. 30 UMAG La evaluación a precios privados permite estimar la factibilidad y viabilidad de las inversiones privadas asociadas al proyecto y estimar la pertinencia y conveniencia de establecer mecanismos de transferencias (subsidios o impuestos) cuando el valor actual neto de los beneficios privados es diferente del valor actual neto de los beneficios sociales. Asimismo, la evaluación a precios privados permite identificar la potencialidad de financiamiento del proyecto por parte del sector privado. La evaluación social tiene por objetivo desarrollar el análisis comparado de la conveniencia de realizar el proyecto desde el punto de vista social y considerando todos los propósitos. La evaluación desde el punto de vista de la sociedad puede hacerse a precios de mercado, siempre que dichos precios reflejen adecuadamente la escasez de insumos y productos desde el punto de vista social. En caso contrario, deberían hacerse todos los ajustes correspondientes. Dado que se trata de estimar la rentabilidad de proyectos que mantienen la calidad y nivel de servicio, sólo será relevante la comparación de costos entre las situaciones CP y SP y los efectos derivados del cambio en la tecnología empleada por los equipos (emisiones de gases y efecto invernadero y contaminación lumínica). a.3. Indicadores de rentabilidad. Para cualquiera tipología de problema de reemplazo o reposición de equipamiento manteniendo el nivel y calidad de servicio, previo a determinar la conveniencia del reemplazo del equipo antiguo por uno nuevo, deberá seleccionarse entre las alternativas de equipos en la situación CP aquella más conveniente. En general, en los proyectos de reemplazo de equipo que mantienen el nivel de servicio, se comparan alternativas de proyectos que tienen iguales beneficios y por lo tanto, a los fines de la recomendación lo relevante es la comparación de los costos; por ello, debería usarse el Valor Actual de Costos (VAC) de cada proyecto como indicador para seleccionar la mejor alternativa. Sin embargo, dado que esta propuesta metodológica mide beneficios derivados de cambios en los niveles de servicio de los diferentes equipos (emisión de gases – efecto invernadero, contaminación lumínica y disposición de desechos de mercurio), lo que corresponde es un análisis costo – beneficio para lo cual son relevantes los indicadores que se presentan a continuación: Valor Actual Neto Social (VANS) y Tasa Interna de Retorno Social (TIRS), los cuales deben ser estimados a partir de las comparaciones de las situaciones CP y SP. 31 UMAG El VANS del proyecto estará dado por: 𝑛 VANS = ∑ 𝑡=0 −𝐼0 + 𝐵𝑆𝑡 𝑉𝑅 + (1 + 𝑟)𝑡 (1 + 𝑟)𝑡 VANS : Valor actual neto social del proyecto. −𝐼0 : Inversión inicial. 𝐵𝑆𝑡 : Beneficios sociales en el año. 𝑟 : Tasa social de descuento. T : Horizonte de evaluación total del proyecto. 𝑉𝑅 : Valor residual de los equipos o valor de reventa de los componentes de alumbrado al final de su vida útil. El valor residual económico se estima como la suma de los flujos futuros de beneficios netos del proyecto desde el año n (horizonte de evaluación) hasta el “infinito” (o año en que los flujos futuros se vuelven evidentemente despreciables), actualizados con la tasa de descuento r. Este cálculo es fácilmente realizado cuando se proyecta que los beneficios serán constantes en el tiempo, ya que bastará con sumar dichos flujos y dividirlos por r. Este ejercicio se conoce como valor presente de una perpetuidad cuando se considera un número infinito de períodos hacia el futuro. Matemáticamente, esto es: 𝐴 VANS = 𝑟 VANS : Valor residual económico de un proyecto que genera flujos constantes en el tiempo. 𝐴 : Valor del flujo de cada periodo. 𝑟 : Tasa de descuento. Si el proyecto tiene VANS positivo, es conveniente su ejecución; en caso contrario debe recomendarse su rechazo o reformulación. Si el VANS es cero, en ausencia de otro tipo de consideraciones, la sociedad debería ser indiferente a ejecutar o no el proyecto. No obstante, al tomar la decisión sobre la ejecución del proyecto, deben considerarse todos los beneficios y costos que no pudieron ser debidamente cuantificados y valorados. Por otro lado, la TIRS que mide la rentabilidad promedio que tiene un determinado proyecto, suponiendo que los flujos se reinvierten en el mismo proyecto y a una tasa constante. Matemáticamente, corresponde a la tasa de descuento que hace el VANS igual a cero. La TIRS se usa complementariamente al VANS, ya que son criterios equivalentes y se estima de la siguiente manera: 32 UMAG 𝑛 0=∑ 𝑡=0 −𝐼0 + 𝐵𝑆𝑡 𝑉𝑅 + 𝑡 (1 + 𝑝) (1 + 𝑟)𝑡 Donde P: Tasa interna social de retorno El criterio de decisión al utilizar la TIRS es el siguiente: si p* > r*, es conveniente ejecutar el proyecto; si p* < r*, no es conveniente ejecutar el proyecto. a.4. Horizonte de evaluación. El horizonte de evaluación corresponde a los años de vida útil del proyecto. En promedio, en los proyectos de reemplazo de equipos, la vida útil económica de los equipos es siempre es menor que su vida útil técnica. En términos generales, la vida útil económica del alumbrado finaliza cuando los beneficios que proporciona el operar un período adicional son menores que los costos que involucra mantenerlo operando un período más. Ese momento representa el momento óptimo de reemplazo de éste; es decir, el momento en que culmina la vida útil económica determina el momento óptimo de reemplazo. Los beneficios adicionales que puede proporcionar el alumbrado utilizado entre la vida útil económica y su vida útil técnica quedan incorporados a los flujos mediante el valor residual económico. a.5. Precios sociales. Los precios sociales se definen como el costo económico o de oportunidad de los bienes y servicios producidos y consumidos en la sociedad. En situación de equilibrio competitivo, el “costo de oportunidad” de los factores de producción es igual a su precio de mercado. No obstante, cuando los mercados presentan distorsiones es necesario incorporar en la evaluación social las correcciones correspondientes para determinar los verdaderos costos de oportunidad de los factores. El © actualiza e informa anualmente los diferentes precios sociales que se presentan a continuación. La tasa social de descuento corresponde al costo de oportunidad social del capital o costo de oportunidad en que incurre el país cuando utiliza recursos para financiar proyectos. El precio sombra de la divisa corrige las distorsiones en los sectores de bienes y servicios transables internacionalmente (aranceles y/o subsidios) y está determinado por la oferta 33 UMAG y demanda en conjunto con la estructura arancelaria. De esta forma, debe calcularse sobre la base del tipo de cambio del dólar observado (TC Obs15). El precio sombra de la mano de obra se estima a partir del enfoque de eficiencia (Harberger16), adaptando su aplicación a las condiciones del mercado laboral. Corresponde al costo marginal en que incurre la sociedad por emplear un trabajador adicional de cierta calificación y en una determinada actividad. 34 UMAG F.2 DISEÑO METODOLÓGICO 35 UMAG F.2.1 Preparación de Proyectos Análisis de Antecedentes En primer lugar, se deberán presentar datos referentes a la institución que presenta el proyecto: antecedentes generales respecto de su actividad, servicio que presta, tamaño (número de trabajadores, volumen de producción o servicios prestados), ubicación geográfica y disponibilidad de recintos adecuados para el equipo. En relación al equipo o componente de equipo objeto del proyecto, deberá indicarse: Tipo de equipo y producto que proporciona Descripción del equipo existente, marca y año de adquisición, vida útil técnica y calidad de producción del bien o servicio (si es que ya existe un equipo, es decir, en el caso de proyectos de reposición o ampliación) Descripción del equipo que se pretende adquirir, vida útil técnica y calidad de su producción Volúmenes de producción o de prestación de servicios durante los últimos años, y precios de venta del producto o servicio que se obtiene con el equipo Volúmenes de producción o servicios subcontratados a terceros (si fuera el caso) Diagnóstico En el planteamiento y análisis del problema, corresponde definir la necesidad que se pretende satisfacer o se trata de resolver, establecer su magnitud y señalar las deficiencias detectadas. Si se trata de una reposición o ampliación, el problema seguramente estará relacionado con el funcionamiento actual de un equipo antiguo. La presentación del proyecto deberá en este caso respaldarse con informes técnicos referidos a las causas del funcionamiento deficiente. Si, en cambio, se trata de equipamiento nuevo, se deberá describir los problemas, oportunidades desaprovechadas o necesidades insatisfechas que se han producido debido al procesamiento manual o la subcontratación de servicios a terceros. Como resumen de este punto deben quedar justificados los problemas y requerimientos, diferenciando claramente cuáles están asociados a problemas de gestión organizacional (problemas administrativos) y cuáles a problemas netamente tecnológicos; los primeros debieran solucionarse previamente a la introducción de soluciones tecnológicas; respecto a los segundos, éstos debieran sintetizarse en requerimientos técnicos, a objeto de poder con posterioridad seleccionar entre distintas alternativas tecnológicas. 36 UMAG Optimización de la Situación Actual La definición de la situación actual optimizada (o situación base optimizada) es clave para determinar los beneficios atribuibles al reemplazo de un equipo específico. Se entiende por situación base optimizada, a la situación actual mejorada por medio de medidas correctivas que permitan elevar el nivel de desempeño sin necesidad de adquirir aún un nuevo equipo. Dichas medidas siempre deberían ser implementadas en forma previa a la decisión de adquirir un nuevo equipo, de otra forma, se estarán sobreestimando la rentabilidad del proyecto, ya que parte de los beneficios se podrían obtener de todas maneras con medidas que implican costos mucho menores que una adquisición de equipos Ejemplos de medidas de tipo administrativas son los siguientes: mejorar el rendimiento del equipo existente perfeccionando al personal a cargo de su operación, medidas de racionalidad del servicio tales como mejorar las políticas de mantenimiento preventivo y correctivo, rediseños menores del proceso productivo (redistribución de cargas de trabajo entre equipos, reasignación de cargas entre turnos de trabajo, etc.). En el caso en que en la situación actual se esté subcontratando servicios se podría cambiar la empresa subcontratada. Alternativas de Solución En el caso de proyectos de reposición o de ampliación, las alternativas son: continuar operando con el equipo existente (con las necesarias reparaciones y mantenciones) o reemplazarlo por uno nuevo. En el caso de proyectos de equipamiento, las alternativas son: continuar con procesos manuales o subcontratados a terceros, o adquirir el equipamiento. También podría considerarse como dos alternativas más de la situación con proyecto la subcontratación a terceros, ya que ésta puede a veces ser preferible a la situación base en proyectos de reposición, ampliación o los de equipamiento en los que la situación actual es un proceso manual. Invertir una reparación mayor y reacondicionamiento del equipo antiguo, es similar a la adquisición de un equipo nuevo, por lo tanto, se procede de la misma manera en la evaluación. Preselección de Alternativas Este es un análisis técnico necesario y previo a la evaluación económica de las alternativas. La idea es descartar aquellas opciones que no sean técnicamente factibles. Si el proyecto pretende mantener la capacidad y calidad actual (reposición o equipamiento sin incremento de capacidad), se deberán descartar aquellas alternativas tecnológicas que no permitan alcanzar dicha capacidad. Por otra parte, si el proyecto pretende aumentar la capacidad (ampliación o equipamiento con incremento de capacidad), se deberán descartar aquellas alternativas que no permitan alcanzar el nuevo estándar de capacidad deseado. 37 UMAG En cualquiera de los casos anteriores, un punto de la mayor importancia es seleccionar correctamente entre las alternativas de equipos para la situación con proyecto, es decir, la selección entre la gama de equipos nuevos de características similares que ofrece el mercado. Para hacer esta selección del equipo nuevo se deberá realizar el siguiente proceso de evaluación: Sean "m" el número de equipos de características similares que ofrecen los proveedores, se deben seguir los siguientes pasos: 1. Calcular para los "m" equipos su vida útil económica o momento (año) óptimo, de la manera que se detalla en los puntos teóricos anteriores. 2. Sea n*i el año óptimo de reemplazo para la alternativa "i" de equipo nuevo. Se deberá calcular para cada equipo su CAE mínimo, es decir el CAE calculado para año n*i . Se definirá CAE*i al CAE mínimo del equipo "i". 3. Seleccionar entre todos los equipos aquel que presente el menor CAE *i , es decir, se selecciona el equipo "j" tal que CAE*j = MIN { CAE*i } i=1,2,...m Cabe señalar que cuando la situación con proyecto considere la subcontratación de servicios a terceros, dicha alternativa será analizada como una alternativa más de equipo nuevo, es decir, se la deberá calcular el CAE a la subcontratación, considerando los costos del servicio subcontratado, y se incluirá la alternativa dentro del ranking del que será seleccionada la alternativa de menor CAE*i F.2.2 Evaluación del Proyecto En esta etapa corresponde definir todos los beneficios y los costos atribuibles al proyecto. Estos pueden ser directos o indirectos. La evaluación privada sólo considerará los beneficios y los costos que afectan directamente a los "dueños" del proyecto, vale decir a la empresa o institución ejecutora del proyecto, en tanto la evaluación social introducirá correcciones a dichos valores privados para que reflejen el efecto del proyecto en el conjunto de la sociedad, a la vez que se agregarán aquellos costos y beneficios que el proyecto genera en otros mercados (productores y consumidores) y que no son considerados en la evaluación privada. Además, los proyectos pueden generar beneficios y costos difíciles de medir y valorar, tales como contaminación, calidad de la producción, mayor confiabilidad y oportunidad de la información, etc. A este tipo de beneficios y costos se les denomina intangibles o no cuantificables y debido a 38 UMAG las dificultades para su medición y valoración, solamente deberán describirse en términos cualitativos. Los beneficios y costos que se pueden medir y valorar (se les denomina tangibles o cuantificables), deberán considerar sólo los beneficios y costos incrementales, es decir, sólo aquellos costos y beneficios adicionales que proporciona el proyecto con relación a la situación base optimizada (sin proyecto). Beneficios y Costos según Tipología de Proyectos La evaluación de proyectos de reemplazo de equipos que mantienen un determinado nivel de capacidad y calidad en la producción de bienes y servicios, no requiere determinar los beneficios de las situaciones con y sin proyecto, ya que en la comparación se anularían. En ese caso los beneficios están dados exclusivamente por las diferencias en los costos totales (inversión, operación y mantención) de ambas situaciones. Este sería el caso de los proyectos de reposición y de equipamiento sin aumento de capacidad y calidad en la producción. En los proyectos de reemplazo que involucran aumento de capacidad (ampliación y equipamiento con aumento de capacidad), no bastará con comparar los costos, sino que además, debido al aumento de capacidad en la situación con proyecto, esta última situación presentará beneficios con respecto a la situación sin proyecto, estos beneficios normalmente podrán estimarse en base a los mayores ingresos por venta que se obtendrían debido al aumento de la capacidad o la calidad de la producción. Cabe señalar que los costos de producción y/o mantenimiento podrían incluso aumentar, debido a mayores niveles de producción. En el siguiente esquema se resume la identificación de beneficios y costos según tipología de proyectos descrita en los dos párrafos anteriores: 39 UMAG Estimación de beneficios sociales y privados Los beneficios deben estimarse para la alternativa de mínimo costo anual equivalente y se compararán con los beneficios de la situación base optimizada, obteniéndose así beneficios netos incrementales de la situación con proyecto, es decir 𝐵𝑁𝑐/𝑠 = (𝐵𝑐𝑝 − 𝐶𝑐𝑝 ) − (𝐵𝑠𝑝 − 𝐶𝑠𝑝 ) Donde 𝐵𝑁𝑐/𝑠 : Beneficio neto con proyecto versus sin proyecto. 𝐵𝑐𝑝 : Beneficios con proyecto. 𝐵𝑠𝑝 : Beneficios sin proyecto. 𝐶𝑐𝑝 : Costos con proyecto. 𝐶𝑠𝑝 : Costos sin proyecto. Nótese que reordenando los términos 𝐵𝑁𝑐/𝑠 = (𝐵𝑐𝑝 − 𝐵𝑠𝑝 ) − (𝐶𝑐𝑝 − 𝐶𝑠𝑝 ) Se observa que el beneficio neto incremental en el caso más general, provendrá de incremento de beneficios, de ahorro de costos o de ambos. La estimación de los ahorros de costos se abordará en el punto siguiente (Estimación de costos). El incremento de beneficios atribuible a la mayor capacidad de producción de bienes o servicios, puede determinarse por la diferencia en los ingresos por venta que se obtendrían en las situaciones con y sin proyecto. Los ingresos por venta (precio de venta multiplicado por la cantidad vendida) serán mayores en la situación con proyecto asumiendo que la producción adicional debida al proyecto podrá ser vendida en el mercado. El incremento de beneficios atribuible a la mayor calidad y seguridad en la producción, puede estimarse de dos formas alternativas: Buscar datos de precios de venta de productos que tengan niveles de calidad similares a los que se alcanzará en la situación con proyecto; estos precios debieran ser mayores a los precios de venta en la situación base con un producto de calidad inferior. Si no existen datos sobre precios de productos de calidad similar a la que permitirá alcanzar el proyecto, o si por políticas de las empresas no se diferencian precios entre productos de distinta calidad, se puede estimar el incremento de beneficios por calidad, simulando que en la situación base se intenta alcanzar el nivel de calidad de la situación 40 UMAG con proyecto, mediante mayores costos de operación, supervisión, rediseños de procesos, y cualquier otro costo que no involucre adquirir aún un nuevo equipo. En este caso el incremento de beneficios por calidad y seguridad puede estimarse como el ahorro de esos costos. Por otra parte, al final de la vida útil del proyecto debe considerarse el valor residual del equipo (que dependerá de los años de funcionamiento que aún la quedan). Se puede tomar como valor residual el probable valor de reventa que tendría el equipo a esa fecha, o el valor de sus elementos y componentes que pudieran utilizarse como repuestos. En la evaluación privada los valores antes indicados no deberán incluir el impuesto IVA. Para la evaluación social del proyecto, deben corregirse los factores de ajuste de la divisa y la mano de obra calificada y no calificada, eliminando previamente del cálculo todo impuesto o subsidio Estimación de costos Costos privados Los costos que deben considerarse corresponden a los desembolsos que requeriría la alternativa seleccionada en relación a la situación base optimizada. En el caso de bienes y servicios, su valor debe excluir el impuesto al valor agregado (IVA), e incluir los aranceles de importación, además de todas las erogaciones necesarias para tenerlos disponibles en la institución o empresa. En el caso del personal, el costo se mide por las remuneraciones que deben pagarse. Ellas deben incluir todos los conceptos que signifiquen una erogación para la institución (lo que se le paga al empleado, el pago de las leyes sociales de salud y fondos de pensiones, los impuestos, etc.) a. Costos de Inversión: El costo de inversión corresponde a la adquisición de equipos, considerando la inversión total de la compra del equipo nuevo hasta su puesta en funcionamiento, incluyendo también las modificaciones y/o adaptaciones de infraestructura y edificios que se pudieran necesitar. Corresponde asignar este gasto en el momento inicial del proyecto (llamado momento cero). Si la inversión durara más de un año, se asignará a cada año la parte que corresponda de la inversión total. La base para la estimación de la inversión serán las cotizaciones obtenidas de una o más empresas proveedoras. Es importante conocer el plazo en que pudiese necesitarse una mantención mayor, es decir, dentro de cuántos años a partir del año cero, habría que hacer una inversión importante en 41 UMAG mantención y a cuánto ascendería dicha mantención mayor. En la situación sin proyecto no se considera la inversión en equipos, ya que ésta se realizó en el pasado (caso de reposiciones o ampliaciones) o bien nunca se hizo dicha inversión (caso de equipamiento). b. Costos de operación: Estos costos ocurrirán durante todos los años de vida del proyecto a partir del momento en que el equipo (nuevo o reparado) quede listo para entrar en funcionamiento. El costo total de operación será igual a los costos fijos, que no dependen de los niveles de producción, más el costo unitario variable multiplicado por el nivel de producción o prestación de servicios. Para obtener el costo unitario variable por producto o prestación de servicio se deben determinar los costos totales variables incurridos en un determinado período, en el tipo de producto o servicio que se está estudiando y se dividirá luego por el nivel de producto o servicio de ese mismo período. El costo fijo se estimará como un promedio de esos gastos en una época de funcionamiento normal del equipo. Deben incluirse en este análisis los costos correspondientes a la adquisición de: -Insumos, materiales necesarios para la producción o prestación del servicio -Remuneración del personal (operarios, profesionales, ayudantes, secretarias, etc.) -Gastos generales, fijos y variables. c. Costos de mantención: Para la situación base optimizada y para la alternativa seleccionada deberán estimarse los costos de mantención. Esta información generalmente es proporcionada por las empresas que reparan o venden los equipos. Puede aparecer como un porcentaje del valor inicial del equipo y generalmente los gastos de mantención crecen a medida que el equipo se hace más antiguo. d. Costos financieros e impuestos a las utilidades Dentro de los costos privados, se consideran además el pago de los costos financieros y el pago de los impuestos a las utilidades. Costos Sociales A partir de los datos de costos privados se estiman los costos sociales correspondientes a las alternativas de solución y la situación considerada como base. Para ello, se deben realizar correcciones a los costos de acuerdo con las instrucciones sobre precios sociales dadas por el Ministerio de Desarrollo Social cada año. 42 UMAG Los bienes, tanto materiales y como servicios, se dividirán en bienes importados y bienes nacionales. Bienes importados: en primer lugar se debe descontar el IVA y el arancel de importación; luego, se deberá aplicar el factor de corrección de la divisa. Bienes nacionales: se debe descontar solamente el IVA y otros impuestos específicos aplicables a ese bien. Remuneraciones: se deberá distinguir entre mano de obra calificada, mano de obra semi calificada y mano de obra no calificada, aplicando los factores de corrección correspondientes a cada categoría. Estos cálculos referentes a bienes materiales y a remuneraciones se harán para los siguientes rubros de costos: Inversión, operación y mantención, es decir, no todos los indicados anteriormente (caso privado), ya que no se incluyen los costos financieros y los impuestos. Cálculo de indicadores para la evaluación social Para cualquiera tipología de proyecto (reposición, equipamiento o ampliación), previo a determinar la conveniencia del reemplazo (de un equipo antiguo por uno nuevo, de mano de obra por un equipo nuevo, o de subcontratación a terceros por un equipo nuevo), se deberá seleccionar entre las alternativas de equipos nuevos existentes en el mercado, es decir, se deberá determinar cuál es el equipo más conveniente para considerar en la situación con proyecto. Esta selección se realizará con el criterio de optar por el equipo de menor CAE tal y como se describió en el punto anterior de Preselección de alternativas de solución. Caso de proyectos de reposición y equipamiento sin aumento de capacidad Una vez seleccionada la alternativa de equipo nuevo más conveniente, y para el caso de proyectos de reposición o equipamiento sin aumento de capacidad, se compara el CAE de ese nuevo equipo con el costo marginal de seguir operando el equipo antiguo durante un año más, o el costo marginal de seguir operando con procesos manuales o el de seguir subcontratando a terceros según fuera el caso. En cualquiera de estas tres situaciones base el costo marginal (CM) se calcula como: CM = 𝐶1 𝑉𝑅1 + 𝑉𝑅0 − (1 + 𝑟) (1 + 𝑟) 43 UMAG 𝐶1 : Costos directos e indirectos asociados a la operación del equipo durante un período adicional 𝑉𝑅0 : Valor residual del equipo en el momento cero, es decir, al inicio del año adicional 𝑉𝑅1 : Valor residual del equipo al final del período adicional (al final del año adicional) r : Tasa de descuento relevante para la empresa o servicio La comparación del CAE del nuevo equipo con el costo marginal (CM) de la situación base, es lo que permite determinar si existen ahorros de costos al hacer el reemplazo. Claramente el criterio de decisión será: Si CAE del nuevo equipo es mayor que Costo Marginal de la situación actual, entonces no conviene reemplazar ya que no hay beneficios por ahorro de costos Si CAE del nuevo equipo es menor que el Costo Marginal de la situación actual, entonces conviene reemplazar ya que habría un beneficio igual a la diferencia de los costos, es decir, Beneficio anual = Costo Marginal de la situación actual - CAE del equipo nuevo. Caso de proyectos de equipamiento con aumento de capacidad y de ampliación Como ya se vio anteriormente, en este caso no basta con comparar los costos de las situaciones con proyecto y sin proyecto, porque se deben considerar además las diferencias entre los beneficios que se generan en ambas situaciones. Para incorporar estas diferencias en los indicadores, se modifica la ecuación del CAE para el equipo nuevo, restando de los costos anuales de operación y mantención los beneficios incrementales que el nuevo equipo proporciona con respecto a la situación base, de esta forma las alternativas que generen mayores beneficios tendrán menores CAE y por lo tanto serán seleccionadas. La ecuación corregida del CAE (CAE') será 𝑖=𝑛 (1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟 𝑉𝑅 𝐶𝑖 − 𝐶𝑖 ′ 𝐶𝐴𝐸 = (𝐼0 − +∑ )∗[ ] (1 + 𝑟)𝑛 (1 + 𝑟)𝑛 − 1 (1 + 𝑟)𝑖 𝑖=1 Nótese que esta fórmula corregida del CAE corresponde exactamente al VAE con signo opuesto, es decir, CAE' = - VAE. Se utilizará el CAE' en lugar del VAE, para poder tener indicadores comparables en cuanto al signo (positivo o negativo) entre proyectos de reposición, equipamiento o ampliación. 44 UMAG La fórmula del CM no se modifica ya que la situación base no debiera presentar beneficios netos con respecto a la situación con proyecto (con el nuevo equipo). El criterio de decisión vuelve a ser el mismo que en el caso anterior, es decir: Si CAE' del nuevo equipo es mayor el Costo Marginal de la situación actual, entonces no conviene reemplazar ya que no hay beneficios netos considerando los costos y los beneficios del nuevo equipo. Si CAE' del nuevo equipo es menor que el Costo Marginal de la situación actual, entonces conviene reemplazar ya que habría un beneficio igual a la diferencia de los costos, en este caso ese beneficio provendrá de la mayor capacidad y calidad, pudiendo o no existir beneficios por ahorro de costos, es decir, los beneficios netos (beneficios menos costos) del nuevo equipo, serán mayores que los beneficios netos de la situación actual. Cálculo de indicadores para la evaluación privada En el caso de la evaluación privada, se aplica exactamente el mismo método anterior, sólo que los beneficios y costos son los privados en lugar de los sociales. Además, pasan a ser relevantes otros ítems de costos y beneficios (como por ejemplo los impuestos). Al existir un impuesto que grave las utilidades de las empresas, se introduce una distorsión en la toma de decisiones con respecto al momento óptimo de reemplazar un equipo y la conveniencia de reemplazar o no. Esto se debe a que los costos marginales de cualquier empresa que genera utilidades son absorbidos en parte por ella y en parte por quien recibe los impuestos (el fisco). En este caso la expresión para el cálculo del Costo Anual Equivalente (CAE) se modifica según se indica a continuación: 𝑖=𝑛 (1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟 𝑉𝑅 − 𝑡 ∗ (𝑉𝑅𝑛 − 𝑉𝐿𝑛 ) 𝐶𝑖 (1 − 𝑡) − 𝑡𝐷𝑖 CAE = (𝐼0 − + ∑ ) ∗ [ ] (1 + 𝑟)𝑛 (1 + 𝑟)𝑡 (1 + 𝑟)𝑛 − 1 𝑖=1 Donde Di : Depreciación del equipo asociada al año i. VLn : Valor Libro (valor contable) del equipo en el año n. t : Tasa de impuesto a las utilidades de la empresa. 45 UMAG También se verá modificada la ecuación de los costos marginales para los dos casos analizados con anterioridad, según se verá a continuación Caso de proyectos de reposición y equipamiento sin aumento de capacidad En este caso la ecuación del costo marginal de operar un año más se modifica a la siguiente expresión: 𝐶𝑀 = 𝐶𝑖 (1 − 𝑡) − 𝑡𝐷1 𝑉𝑅1 − 𝑇(𝑉𝑅1 − 𝑉𝐿1 ) + 𝑉𝑅0 − 𝑡(𝑉𝑅0 − 𝑉𝐿0 ) − 𝑡 (1 + 𝑟) (1 + 𝑟) Donde 𝐷1 : Depreciación del equipo asociada al año 1 𝑉𝐿0 : Valor libro del equipo en el año 0 𝑉𝐿1 : Valor libro del equipo en el año 1 T : Tasa de impuesto a las utilidades Con las nuevas expresiones, el criterio para la toma de decisiones sigue siendo el mismo. Caso de proyectos de equipamiento con aumento de capacidad y de ampliación La expresión para el cálculo del costo marginal en este caso queda igual que en la expresión anterior, dado que no se consideran beneficios netos adicionales para la máquina antigua. La expresión para el cálculo del CAE del nuevo equipo se verá modificada a la siguiente expresión 𝑖=𝑛 (1 + 𝑟)𝑛 ∗ 𝑟 𝑉𝑅𝑛 − 𝑡 ∗ (𝑉𝑅𝑛 − 𝑉𝐿𝑛 ) (𝐶𝑖 − 𝐵𝑖 )(1 − 𝑡) − 𝑡𝐷𝑖 CAE = (𝐼0 − + ∑ ) ∗ [ ] i (1 + 𝑟)𝑛 (1 + 𝑟)𝑛 − 1 (1 + 𝑟)𝑖 𝑖=1 Donde Bi son los beneficios netos incrementales por aumento de capacidad o calidad que el nuevo equipo presenta con respecto al antiguo. 46 UMAG F.2.3 Estudio de Factibilidad Económica. Evaluación Costo – Beneficio. Para el desarrollo de la presente tesis, se estudiará una evaluación costo – beneficio asociado al momento de su implementación. El énfasis de la metodología se define en la formulación y evaluación de nuevos proyectos de alumbrado público, que implica la renovación total o parcial de luminarias en uso, con cambios en la capacidad demandada y calidad de los servicios de iluminación que éstas prestan. a. Identificación de beneficios. Los beneficios corresponden al valor que tiene para el país ejecutar el proyecto, medido conceptualmente a través del aumento del consumo de los bienes y servicios producidos por el proyecto y por la liberación de recursos de los insumos que el proyecto genera. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). a.1. Beneficios por disminución de costos de operación y mantenimiento. El uso de tecnologías energéticamente más eficientes disminuye el consumo de energía eléctrica y el nivel de potencia contratada para un mismo nivel de iluminación. Además, las características constructivas mejoradas de las alternativas aumentan la vida útil de los equipos al quedar éstos mejor protegidos al efecto de vientos, contaminación ambiental, variación de temperaturas y otros efectos ambientales que deprecian más rápidamente los equipos. De este modo es posible alargar los intervalos de tiempo requeridos para reemplazar componentes o piezas de éstos. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). a.2. Cuantificación y valoración de beneficios. La cuantificación de los beneficios consiste en asignar unidades de medida apropiadas a los beneficios identificados. En este caso, los beneficios están dados exclusivamente por las diferencias en los costos totales (inversión, operación y mantención). (Servicio Nacional Inversiones, 2011). b. Ahorro en costos de operación y mantenimiento. Los costos de operación son aquellos que ocurren durante todos los años de vida del proyecto a partir del momento en que los equipos del sistema de alumbrado quedan listos para entrar en funcionamiento. El costo total de operación es igual al costo fijo, que no depende del nivel de iluminación provisto, más los costos variables, que depende de la cantidad de unidades de servicio prestadas. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). 47 UMAG Los costos fijos corresponden a los siguientes: Insumos y materiales necesarios para la prestación del servicio de iluminación. Remuneración del personal (operarios, profesionales, ayudantes, etc.). Gastos generales. Los costos variables corresponden a los siguientes: Consumo de energía. Mantenimiento. A los fines de la simplificación del análisis y dado que se trata de supuesto con alta probabilidad de ocurrencia, los costos fijos se mantendrán constantes en las situaciones, razón por la cual el proyecto no tendrá beneficios asociados al ahorro de costos fijos. No obstante, el proyecto sí tendrá beneficios por menor suministro de energía requerido y por menores costos de mantenimiento, ya que se espera que las nuevas tecnologías, energéticamente eficientes, tengan a su vez una vida útil más prolongada. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). La información de costos es generalmente proporcionada por las mismas empresas que venden o reparan los componentes del sistema de alumbrado. Puede especificarse como un porcentaje del valor inicial del equipo y generalmente los gastos de mantención crecen a medida que el equipo se hace más antiguo. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). b.1. Cuantificación de la energía/potencia consumida. Para determinar el ahorro debe estimarse el consumo de energía eléctrica de acuerdo a lo siguiente: 𝑁𝑘 ∗ 𝑃𝑖 𝑒𝑘 = ℎ 𝑝𝑘 Donde 𝑒 : Energía anual consumida por la luminaria tipo para un nivel de potencia dado (kWh/año). 𝑁𝑘 : Número de luminarias tipo k. 𝑝𝑘 : Potencia total del conjunto de luminarias tipo (kW). 𝑃𝑖 : Potencia de la luminaria (W). Considera la potencia de la lámpara además del consumo de todo el equipo eléctrico necesario para que la luminaria funcione correctamente. ℎ : Horas anuales de uso de la luminaria. 48 UMAG Notar que la expresión para está expresada en kWh/año, mientras que la potencia de la luminaria es usualmente expresada en W, tal como se indica. Por esto, el lado derecho de la ecuación es dividido por mil para asegurar la equivalencia entre sus componentes en términos de la unidad de medida utilizada. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). Para estimar la energía total del sistema de alumbrado público, deben identificarse los tipos de luminarias existentes, con sus niveles de potencia asociados, y sumar los niveles de energía consumidos anualmente por cada conjunto de luminaria. 𝑘 𝐸𝐴𝑃 = ∑ 𝑒𝑘 𝑘 Donde 𝐸𝐴𝑃 : Energía total anual consumida por el sistema de alumbrado público (kWh/año). 𝑘 : Número de luminarias distintas por tipo y nivel de potencia. (Servicio Nacional Inversiones, 2011) b.2. Valorización del ahorro energético. Para valorar el ahorro de energía deberá aplicarse la siguiente ecuación: 𝐴𝑒 =△ 𝑝𝑒 ∗△𝑒 𝐴𝑒 : Ahorro en consumo de energía ($/año) △ 𝑝𝑒 : Cambio en la tarifa cobrada por la distribuidora de energía eléctrica al municipio afectado ($/kWh). △𝑒 : Cambio de energía consumida (kWh/año) en la situación CP relativo a la sustitución SP. Dónde: Cabe mencionar que no se realizan ajustes adicionales al precio de la energía, pues no se cuenta con una estimación actual y confiable del precio social de este factor, por lo cual se supone que el precio privado es igual al precio social. (Servicio Nacional Inversiones, 2011). 49 UMAG F.2.4 Evaluación económica privada. Desde un punto de vista económico privado, la generación eléctrica solar y eólica presenta los siguientes beneficios: • Reducción del consumo de combustibles convencionales (petróleo, gas, combustible nuclear), normalmente traído de otro país a un elevado coste, ya que la energía generada ser utilizada bien en la propia planta o bien vendida al sistema eléctrico. • Una ventaja económica de carácter adicional es la posibilidad de venta al sistema eléctrico, a través de la Compañía Eléctrica de la zona, de la energía eléctrica excedentaria, que en un parque eólico conectado a red es casi la totalidad de la energía producida, siendo en la actualidad el precio de venta un precio político que tiene como fin el incentivar la instalación de este tipo de instalaciones. (ESCUDERO, 2008). a. Horizonte de planeación. Se entiende como el período para evaluar un proyecto de inversión, que se establece sobre la base de la vida económica esperada del componente más importante de la inversión inicial prevista. Es por ello que el horizonte de planeación del proyecto a evaluar se establecerá en base a las características del mismo. b. Ingresos. Para el caso de los proyectos híbridos eólicos-solares, se consideraron los siguientes ingresos: c. Ingresos por concepto de Net Metering. Ingresos por concepto de subsidios o franquicias asociadas a fomentos de desarrollo de energías renovables. Ingresos por la venta de bonos de carbono. Costos e inversiones necesarias para llevar a cabo el proyecto. Las inversiones para la generación de energía eólica-solar incluyen el costo de tecnología a utilizar, de las perforaciones en terreno junto con el levantamiento de los sistemas a implementar. 50 UMAG c. Emisiones de CO2 Se establecerá el valor monetario de las emisiones de CO2 para la totalidad de las alternativas a analizar, lo anterior a partir del valor total anual mediante la realización del respectivo cálculo. Para ello se considerarán los siguientes antecedentes: Ahorro en emisiones de CO2 para cada alternativa a evaluar. Precio de transacción de los derechos de emisión de carbono en el mercado spot. Valor monetario actual de venta por concepto de Bonos de Carbono, Valorización monetaria total de las alternativas según la magnitud de sus emisiones. Calcular VAN, TIR y PRC para el proyecto. a. VAN, TIR y PRC. Habiendo establecido todas las componentes para elaborar el flujo de caja, se procedió a determinar los indicadores económicos VAN, TIR y PRC para evaluar la rentabilidad de incurrir en este tipo de proyectos. 51 UMAG ANEXO G PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 1 UMAG Contenido ANEXO G ...................................................................................................................................................... 3 G.1 G.2 G.3 G.4 G.5 FLUJO DE CAJA SISTEMA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ..................................................................................... 3 FLUJO DE CAJA SISTEMA DISTRITAL – BIOMASA .......................................................................................... 16 FLUJO DE CAJA GEOTERMIA-BAJA ENTALPIA .............................................................................................. 18 FLUJO DE CAJA SISTEMA FOTOVOLTAICO .................................................................................................. 21 FLUJO DE CAJA SISTEMA HIBRIDO - EÓLICO ............................................................................................... 25 2 UMAG ANEXO G G.1 Flujo de caja Sistema de Eficiencia Energética Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LFC+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna PUNTA ARENAS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -633,952 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 633,952 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 1,126 1,213 1,307 1,409 1,518 1,589 1,664 1,742 1,824 1,909 1,965 2,022 2,081 2,141 2,203 2,274 2,347 2,422 2,500 2,580 2,656 2,735 2,815 2,899 2,984 3,066 3,150 3,236 3,325 3,415 3,503 3,592 3,684 3,778 3,874 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 -18,113 0 -16,987 0 -16,987 -16,987 -33,887 0 -33,887 -33,887 -50,693 0 -50,693 -50,693 -67,397 0 -67,397 -67,397 -83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168 -83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168 -547,407 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -83,992 -100,516 -116,965 -133,336 -149,625 -165,829 -181,977 -198,068 -214,100 -230,072 -245,982 -261,821 -277,587 -293,278 -308,891 -324,424 -339,880 -355,258 -370,556 -385,770 -400,899 -415,946 -430,909 -445,786 -460,575 -475,272 -489,882 -504,403 -518,832 -533,168 -547,407 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 18,113 0 16,987 33,887 50,693 67,397 83,992 100,516 116,965 133,336 149,625 165,829 181,977 198,068 214,100 230,072 245,982 261,821 277,587 293,278 308,891 324,424 339,880 355,258 370,556 385,770 400,899 415,946 430,909 445,786 460,575 475,272 489,882 504,403 518,832 533,168 1,126 1,213 1,307 1,409 1,518 1,589 1,664 1,742 1,824 1,909 1,965 2,022 2,081 2,141 2,203 2,274 2,347 2,422 2,500 2,580 2,656 2,735 2,815 2,899 2,984 3,066 3,150 3,236 3,325 3,415 3,503 3,592 3,684 3,778 3,874 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,126 0 1,213 0 1,307 0 1,409 0 1,518 0 1,589 0 1,664 0 1,742 0 1,824 0 1,909 0 1,965 0 2,022 0 2,081 0 2,141 0 2,203 0 2,274 0 2,347 0 2,422 0 2,500 0 2,580 0 2,656 0 2,735 0 2,815 0 2,899 0 2,984 0 3,066 0 3,150 0 3,236 0 3,325 0 3,415 0 3,503 0 3,592 0 3,684 0 3,778 0 3,874 17,703 #DIV/0! 0 3 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LFC+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna NATALES + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -110,160 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 110,160 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 180 204 230 260 293 316 341 368 397 429 451 474 498 524 551 579 608 638 670 704 735 768 802 838 875 910 947 985 1,024 1,065 1,104 1,144 1,185 1,228 1,273 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 -3,147 0 -2,967 0 -2,967 -2,967 -5,911 0 -5,911 -5,911 -8,828 -11,716 -14,571 -17,402 -20,208 -22,987 -25,738 -28,456 -31,153 -33,827 -36,476 -39,099 -41,696 -44,264 -46,804 -49,313 -51,790 -54,233 -56,645 -59,025 -61,370 -63,679 -65,951 -68,188 -70,389 -72,551 -74,675 -76,757 -78,801 -80,805 -82,767 -84,686 -8,828 -11,716 -14,571 -17,402 -20,208 -22,987 -25,738 -28,456 -31,153 -33,827 -36,476 -39,099 -41,696 -44,264 -46,804 -49,313 -51,790 -54,233 -56,645 -59,025 -61,370 -63,679 -65,951 -68,188 -70,389 -72,551 -74,675 -76,757 -78,801 -80,805 -82,767 -84,686 -86,561 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -8,828 -11,716 -14,571 -17,402 -20,208 -22,987 -25,738 -28,456 -31,153 -33,827 -36,476 -39,099 -41,696 -44,264 -46,804 -49,313 -51,790 -54,233 -56,645 -59,025 -61,370 -63,679 -65,951 -68,188 -70,389 -72,551 -74,675 -76,757 -78,801 -80,805 -82,767 -84,686 -86,561 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 3,147 0 2,967 5,911 8,828 11,716 14,571 17,402 20,208 22,987 25,738 28,456 31,153 33,827 36,476 39,099 41,696 44,264 46,804 49,313 51,790 54,233 56,645 59,025 61,370 63,679 65,951 68,188 70,389 72,551 74,675 76,757 78,801 80,805 82,767 84,686 180 204 230 260 293 316 341 368 397 429 451 474 498 524 551 579 608 638 670 704 735 768 802 838 875 910 947 985 1,024 1,065 1,104 1,144 1,185 1,228 1,273 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 180 0 204 0 230 0 260 0 293 0 316 0 341 0 368 0 397 0 429 0 451 0 474 0 498 0 524 0 551 0 579 0 608 0 638 0 670 0 704 0 735 0 768 0 802 0 838 0 875 0 910 0 947 0 985 0 1,024 0 1,065 0 1,104 0 1,144 0 1,185 0 1,228 0 1,273 4,070 #DIV/0! 0 4 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LFC+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna PORVENIR + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -27,936 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 27,936 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 57 2,019 4 64 2,020 5 72 2,021 6 77 2,022 7 83 2,023 8 89 2,024 9 96 2,025 10 108 2,027 12 113 2,028 13 118 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 45 51 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 0 -753 0 -753 -753 -1,500 0 -1,500 -1,500 -2,241 0 -2,241 -2,241 -2,975 0 -2,975 -2,975 -3,701 0 -3,701 -3,701 -4,422 0 -4,422 -4,422 -5,137 0 -5,137 -5,137 -5,847 0 -5,847 -5,847 -6,549 0 -6,549 -6,549 -7,245 0 -7,245 -7,245 -7,935 0 -7,935 -7,935 -8,620 0 -8,620 -8,620 -9,300 0 -9,300 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 798 0 753 1,500 2,241 2,975 3,701 4,422 5,137 5,847 6,549 7,245 7,935 8,620 9,300 9,974 10,642 11,304 11,959 12,607 13,248 13,881 14,507 15,126 15,737 16,340 16,935 17,522 18,101 18,671 19,232 19,784 20,328 20,862 21,387 21,903 45 51 57 64 72 77 83 89 96 103 108 113 118 124 130 137 143 150 157 165 172 179 187 195 203 211 219 228 237 246 255 264 273 283 293 0 103 2,026 11 124 130 137 143 150 157 165 172 179 187 195 203 211 219 228 237 246 255 264 273 283 293 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -798 -9,300 -9,974 -10,642 -11,304 -11,959 -12,607 -13,248 -13,881 -14,507 -15,126 -15,737 -16,340 -16,935 -17,522 -18,101 -18,671 -19,232 -19,784 -20,328 -20,862 -21,387 -21,903 -9,974 -10,642 -11,304 -11,959 -12,607 -13,248 -13,881 -14,507 -15,126 -15,737 -16,340 -16,935 -17,522 -18,101 -18,671 -19,232 -19,784 -20,328 -20,862 -21,387 -21,903 -22,409 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -9,974 -10,642 -11,304 -11,959 -12,607 -13,248 -13,881 -14,507 -15,126 -15,737 -16,340 -16,935 -17,522 -18,101 -18,671 -19,232 -19,784 -20,328 -20,862 -21,387 -21,903 -22,409 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 45 0 51 0 57 0 64 0 72 0 77 0 83 0 89 0 96 0 103 0 108 0 113 0 118 0 124 0 130 0 137 0 143 0 150 0 157 0 165 0 172 0 179 0 187 0 195 0 203 0 211 0 219 0 228 0 237 0 246 0 255 0 264 0 273 0 283 0 293 973 #DIV/0! 0 5 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LFC+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna CABO DE HORNOS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -12,272 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 12,272 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 18 2,020 5 20 2,021 6 21 2,022 7 23 2,023 8 24 2,024 9 26 2,025 10 29 2,027 12 30 2,028 13 32 2,029 14 33 2,030 15 37 2,032 17 38 2,033 18 40 2,034 19 2,035 20 42 44 2,036 21 48 2,038 23 50 2,039 24 52 2,040 25 57 2,042 27 59 2,043 28 61 2,044 29 63 2,045 30 68 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 -351 0 -338 0 -338 -338 -675 0 -675 -675 -1,010 0 -1,010 -1,010 -1,343 0 -1,343 -1,343 -1,674 0 -1,674 -1,674 -2,003 0 -2,003 -2,003 -2,332 0 -2,332 -2,332 -2,658 0 -2,658 -2,658 -2,983 0 -2,983 -2,983 -3,306 0 -3,306 -3,306 -3,627 0 -3,627 -3,627 -3,948 0 -3,948 -3,948 -4,266 0 -4,266 -4,266 -4,584 0 -4,584 -4,584 -4,899 0 -4,899 -4,899 -5,213 0 -5,213 -5,213 -5,525 0 -5,525 -5,525 -5,836 0 -5,836 -5,836 -6,144 0 -6,144 -6,144 -6,450 0 -6,450 -6,450 -6,755 0 -6,755 -6,755 -7,057 0 -7,057 -7,057 -7,358 0 -7,358 -7,358 -7,656 0 -7,656 -7,656 -7,952 0 -7,952 -7,952 -8,246 0 -8,246 -8,246 -8,538 0 -8,538 -8,538 -8,828 0 -8,828 -8,828 -9,115 0 -9,115 -9,115 -9,400 0 -9,400 -9,400 -9,682 0 -9,682 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 351 0 338 675 1,010 1,343 1,674 2,003 2,332 2,658 2,983 3,306 3,627 3,948 4,266 4,584 4,899 5,213 5,525 5,836 6,144 6,450 6,755 7,057 7,358 7,656 7,952 8,246 8,538 8,828 9,115 9,400 9,682 9,963 10,240 10,515 13 14 16 18 20 21 23 24 26 28 29 30 32 33 35 37 38 40 42 44 46 48 50 52 55 57 59 61 63 66 68 71 73 76 78 0 66 2,046 31 -351 0 55 2,041 26 16 0 46 2,037 22 14 0 35 2,031 16 13 0 28 2,026 11 71 73 76 78 -351 -351 -351 -351 -9,682 -9,963 -10,240 -10,515 -9,963 -10,240 -10,515 -10,788 0 0 0 0 -9,963 -10,240 -10,515 -10,788 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13 0 14 0 16 0 18 0 20 0 21 0 23 0 24 0 26 0 28 0 29 0 30 0 32 0 33 0 35 0 37 0 38 0 40 0 42 0 44 0 46 0 48 0 50 0 52 0 55 0 57 0 59 0 61 0 63 0 66 0 68 0 71 0 73 0 76 0 78 263 #DIV/0! 0 6 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LED+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna PUNTA ARENAS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -990,550 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 990,550 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 2,251 2,426 2,614 2,817 3,036 3,178 3,328 3,484 3,647 3,819 3,929 4,044 4,161 4,282 4,406 4,548 4,694 4,844 5,000 5,160 5,313 5,469 5,631 5,797 5,968 6,132 6,300 6,472 6,649 6,831 7,005 7,184 7,367 7,555 7,748 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 -28,301 0 -26,050 0 -26,050 -26,050 -51,925 0 -51,925 -51,925 -77,612 -103,096 -128,362 -153,485 -178,459 -203,276 -227,930 -252,413 -276,785 -301,043 -325,183 -349,203 -373,098 -396,851 -420,459 -443,916 -467,218 -490,359 -513,348 -536,180 -558,851 -581,355 -603,688 -625,858 -647,860 -669,689 -691,342 -712,812 -734,108 -755,226 -776,160 -796,906 -77,612 -103,096 -128,362 -153,485 -178,459 -203,276 -227,930 -252,413 -276,785 -301,043 -325,183 -349,203 -373,098 -396,851 -420,459 -443,916 -467,218 -490,359 -513,348 -536,180 -558,851 -581,355 -603,688 -625,858 -647,860 -669,689 -691,342 -712,812 -734,108 -755,226 -776,160 -796,906 -817,459 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -77,612 -103,096 -128,362 -153,485 -178,459 -203,276 -227,930 -252,413 -276,785 -301,043 -325,183 -349,203 -373,098 -396,851 -420,459 -443,916 -467,218 -490,359 -513,348 -536,180 -558,851 -581,355 -603,688 -625,858 -647,860 -669,689 -691,342 -712,812 -734,108 -755,226 -776,160 -796,906 -817,459 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 28,301 0 26,050 51,925 77,612 103,096 128,362 153,485 178,459 203,276 227,930 252,413 276,785 301,043 325,183 349,203 373,098 396,851 420,459 443,916 467,218 490,359 513,348 536,180 558,851 581,355 603,688 625,858 647,860 669,689 691,342 712,812 734,108 755,226 776,160 796,906 2,251 2,426 2,614 2,817 3,036 3,178 3,328 3,484 3,647 3,819 3,929 4,044 4,161 4,282 4,406 4,548 4,694 4,844 5,000 5,160 5,313 5,469 5,631 5,797 5,968 6,132 6,300 6,472 6,649 6,831 7,005 7,184 7,367 7,555 7,748 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2,251 0 2,426 0 2,614 0 2,817 0 3,036 0 3,178 0 3,328 0 3,484 0 3,647 0 3,819 0 3,929 0 4,044 0 4,161 0 4,282 0 4,406 0 4,548 0 4,694 0 4,844 0 5,000 0 5,160 0 5,313 0 5,469 0 5,631 0 5,797 0 5,968 0 6,132 0 6,300 0 6,472 0 6,649 0 6,831 0 7,005 0 7,184 0 7,367 0 7,555 0 7,748 35,405 #DIV/0! 0 7 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LED+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna NATALES + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -172,125 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 172,125 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 361 407 460 519 586 632 682 736 794 857 901 948 997 1,048 1,102 1,157 1,216 1,277 1,341 1,408 1,471 1,536 1,605 1,676 1,751 1,821 1,894 1,969 2,048 2,130 2,207 2,287 2,370 2,456 2,545 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 -4,918 0 -4,557 0 -4,557 -4,557 -9,068 -13,526 -17,924 -22,256 -26,542 -30,777 -34,959 -39,082 -43,143 -47,159 -51,129 -55,050 -58,920 -62,736 -66,497 -70,199 -73,840 -77,417 -80,927 -84,374 -87,755 -91,068 -94,310 -97,477 -100,574 -103,598 -106,547 -109,417 -112,205 -114,915 -117,546 -120,094 -122,555 -9,068 -13,526 -17,924 -22,256 -26,542 -30,777 -34,959 -39,082 -43,143 -47,159 -51,129 -55,050 -58,920 -62,736 -66,497 -70,199 -73,840 -77,417 -80,927 -84,374 -87,755 -91,068 -94,310 -97,477 -100,574 -103,598 -106,547 -109,417 -112,205 -114,915 -117,546 -120,094 -122,555 -124,928 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -9,068 -13,526 -17,924 -22,256 -26,542 -30,777 -34,959 -39,082 -43,143 -47,159 -51,129 -55,050 -58,920 -62,736 -66,497 -70,199 -73,840 -77,417 -80,927 -84,374 -87,755 -91,068 -94,310 -97,477 -100,574 -103,598 -106,547 -109,417 -112,205 -114,915 -117,546 -120,094 -122,555 -124,928 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 0 4,557 9,068 13,526 17,924 22,256 26,542 30,777 34,959 39,082 43,143 47,159 51,129 55,050 58,920 62,736 66,497 70,199 73,840 77,417 80,927 84,374 87,755 91,068 94,310 97,477 100,574 103,598 106,547 109,417 112,205 114,915 117,546 120,094 122,555 361 407 460 519 586 632 682 736 794 857 901 948 997 1,048 1,102 1,157 1,216 1,277 1,341 1,408 1,471 1,536 1,605 1,676 1,751 1,821 1,894 1,969 2,048 2,130 2,207 2,287 2,370 2,456 2,545 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 361 0 407 0 460 0 519 0 586 0 632 0 682 0 736 0 794 0 857 0 901 0 948 0 997 0 1,048 0 1,102 0 1,157 0 1,216 0 1,277 0 1,341 0 1,408 0 1,471 0 1,536 0 1,605 0 1,676 0 1,751 0 1,821 0 1,894 0 1,969 0 2,048 0 2,130 0 2,207 0 2,287 0 2,370 0 2,456 0 2,545 8,139 #DIV/0! 0 8 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LED+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna PORVENIR + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -43,650 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 43,650 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 91 102 114 128 144 154 166 178 191 205 215 226 237 248 260 273 286 300 314 330 344 358 374 390 407 422 439 456 473 492 509 527 546 565 585 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 -1,247 0 -1,156 0 -1,156 -1,156 -2,301 0 -2,301 -2,301 -3,434 0 -3,434 -3,434 -4,553 0 -4,553 -4,553 -5,657 0 -5,657 -5,657 -6,749 0 -6,749 -6,749 -7,831 0 -7,831 -7,831 -8,900 0 -8,900 -8,900 -9,956 -10,998 -12,030 -13,051 -14,061 -15,060 -16,047 -17,021 -17,982 -18,929 -19,862 -20,780 -21,683 -22,572 -23,445 -24,302 -25,143 -25,967 -26,776 -27,567 -28,341 -29,096 -29,834 -30,554 -31,255 -31,937 -9,956 -10,998 -12,030 -13,051 -14,061 -15,060 -16,047 -17,021 -17,982 -18,929 -19,862 -20,780 -21,683 -22,572 -23,445 -24,302 -25,143 -25,967 -26,776 -27,567 -28,341 -29,096 -29,834 -30,554 -31,255 -31,937 -32,600 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -9,956 -10,998 -12,030 -13,051 -14,061 -15,060 -16,047 -17,021 -17,982 -18,929 -19,862 -20,780 -21,683 -22,572 -23,445 -24,302 -25,143 -25,967 -26,776 -27,567 -28,341 -29,096 -29,834 -30,554 -31,255 -31,937 -32,600 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 1,247 0 1,156 2,301 3,434 4,553 5,657 6,749 7,831 8,900 9,956 10,998 12,030 13,051 14,061 15,060 16,047 17,021 17,982 18,929 19,862 20,780 21,683 22,572 23,445 24,302 25,143 25,967 26,776 27,567 28,341 29,096 29,834 30,554 31,255 31,937 91 102 114 128 144 154 166 178 191 205 215 226 237 248 260 273 286 300 314 330 344 358 374 390 407 422 439 456 473 492 509 527 546 565 585 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 91 0 102 0 114 0 128 0 144 0 154 0 166 0 178 0 191 0 205 0 215 0 226 0 237 0 248 0 260 0 273 0 286 0 300 0 314 0 330 0 344 0 358 0 374 0 390 0 407 0 422 0 439 0 456 0 473 0 492 0 509 0 527 0 546 0 565 0 585 1,945 #DIV/0! 0 9 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" energía ELÉCTRICA (LED+TF) inversión PRIVADA + ESTATAL comuna CABO DE HORNOS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -19,175 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 19,175 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 31 2,019 4 35 2,020 5 39 2,021 6 42 2,022 7 45 2,023 8 48 2,024 9 52 2,025 10 58 2,027 12 61 2,028 13 64 2,029 14 67 2,030 15 73 2,032 17 77 2,033 18 81 2,034 19 2,035 20 84 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 28 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 0 -523 0 -523 -523 -1,043 0 -1,043 -1,043 -1,559 0 -1,559 -1,559 -2,072 0 -2,072 -2,072 -2,581 0 -2,581 -2,581 -3,087 0 -3,087 -3,087 -3,589 0 -3,589 -3,589 -4,089 0 -4,089 -4,089 -4,585 0 -4,585 -4,585 -5,078 0 -5,078 -5,078 -5,568 0 -5,568 -5,568 -6,055 0 -6,055 -6,055 -6,539 0 -6,539 -6,539 -7,020 0 -7,020 -7,020 -7,498 0 -7,498 -7,498 -7,972 0 -7,972 -7,972 -8,443 0 -8,443 -8,443 -8,910 0 -8,910 -8,910 -9,374 0 -9,374 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 0 523 1,043 1,559 2,072 2,581 3,087 3,589 4,089 4,585 5,078 5,568 6,055 6,539 7,020 7,498 7,972 8,443 8,910 9,374 9,833 10,289 10,741 11,188 11,632 12,070 12,505 12,936 13,361 13,783 14,199 14,610 15,017 15,419 15,816 25 28 31 35 39 42 45 48 52 55 58 61 64 67 70 73 77 81 84 88 92 96 100 105 109 113 117 122 127 132 136 141 146 151 156 0 70 2,031 16 25 0 55 2,026 11 88 92 96 100 105 109 113 117 122 127 132 136 141 146 151 156 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -548 -9,374 -9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816 -9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816 -16,208 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -9,833 -10,289 -10,741 -11,188 -11,632 -12,070 -12,505 -12,936 -13,361 -13,783 -14,199 -14,610 -15,017 -15,419 -15,816 -16,208 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 25 0 28 0 31 0 35 0 39 0 42 0 45 0 48 0 52 0 55 0 58 0 61 0 64 0 67 0 70 0 73 0 77 0 81 0 84 0 88 0 92 0 96 0 100 0 105 0 109 0 113 0 117 0 122 0 127 0 132 0 136 0 141 0 146 0 151 0 156 526 #DIV/0! 0 10 UMAG Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" gas natural - AISLACION TÉRMICA comuna PUNTA ARENAS 2,015 0 + Beneficio por mayor productividad + Ahorro costo energía sistema actual + Beneficio liberación de recursos +- Ganancias (pérdidas) de K - Costos operación - Costos mantención - Gastos financieros - Dep infra (obras) - Dep máq y equipos - Dep equipamiento (mob.) - Pérdida ej anterior = Ut antes de impto - Impto 1ra categoría = Ut después de impto + Dep infra (obras) + Dep máq y equipos + Dep equipamiento (mob.) + Pérdida ej anterior -+ Ganancias (pérdidas) de K = FLUJO OPERACIONAL - Inversión Infra - Inversión Equipos - Inversión Equipamiento -3,000 + Valor residual infra + Valor residual Equipos + Valor residual Equipamiento - IVA de la inversión + IVA de la inversión - Capital de trabajo 0 + Recuperación CT + Préstamo (Subsidio) - Amortizaciones = FLUJO de CAPITALES -3,000 = FLUJO DE CAJA -3,000 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 494 650 856 1,126 1,482 1,703 1,956 2,247 2,581 2,964 3,140 3,326 3,523 3,731 3,952 4,133 4,321 4,519 4,725 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 4,941 -86 0 408 -82 327 -86 0 564 -113 452 -171 0 684 -137 547 -171 0 955 -191 764 -257 0 1,225 -245 980 -257 0 1,445 -289 1,156 -343 0 1,613 -323 1,290 -343 0 1,904 -381 1,523 -429 0 2,152 -430 1,722 -429 0 2,536 -507 2,029 -514 0 2,626 -525 2,100 -514 0 2,812 -562 2,249 -600 0 2,923 -585 2,338 -600 0 3,131 -626 2,505 -686 0 3,267 -653 2,613 -686 0 3,447 -689 2,758 -771 0 3,550 -710 2,840 -771 0 3,747 -749 2,998 -857 0 3,868 -774 3,094 -857 0 4,083 -817 3,267 -943 0 3,998 -800 3,198 -943 0 3,998 -800 3,198 -1,029 0 3,912 -782 3,130 -1,029 0 3,912 -782 3,130 -1,114 0 3,826 -765 3,061 -1,114 0 3,826 -765 3,061 -1,200 0 3,741 -748 2,992 -1,200 0 3,741 -748 2,992 -1,286 0 3,655 -731 2,924 -1,286 0 3,655 -731 2,924 -1,371 0 3,569 -714 2,855 -1,371 0 3,569 -714 2,855 -1,457 0 3,483 -697 2,787 -1,457 0 3,483 -697 2,787 -1,543 0 3,398 -680 2,718 86 0 86 0 171 0 171 0 257 0 257 0 343 0 343 0 429 0 429 0 514 0 514 0 600 0 600 0 686 0 686 0 771 0 771 0 857 0 857 0 943 0 943 0 1,029 0 1,029 0 1,114 0 1,114 0 1,200 0 1,200 0 1,286 0 1,286 0 1,371 0 1,371 0 1,457 0 1,457 0 1,543 0 412 537 719 935 1,237 1,413 1,633 1,866 2,150 2,457 2,615 2,764 2,938 3,105 3,299 3,443 3,611 3,769 3,951 4,124 4,141 4,141 4,158 4,158 4,175 4,175 4,192 4,192 4,210 4,210 4,227 4,227 4,244 4,244 4,261 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 -3,000 7,714 0 0 412 -3,000 -2,463 0 719 -3,000 -2,065 0 1,237 -3,000 -1,587 0 1,633 -3,000 -1,134 0 2,150 -3,000 -543 0 2,615 -3,000 -236 0 2,938 -3,000 105 0 3,299 -3,000 443 0 3,611 -3,000 769 0 3,951 0 4,124 5,075 14% 2 11 UMAG 0 4,141 0 4,141 0 4,158 0 4,158 0 4,175 0 4,175 0 4,192 0 4,192 0 4,210 0 4,210 0 4,227 0 4,227 0 4,244 0 4,244 7,714 11,975 Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" gas natural - AISLACION TÉRMICA comuna NATALES 2,015 0 + Beneficio por mayor productividad + Ahorro costo energía sistema actual + Beneficio liberación de recursos +- Ganancias (pérdidas) de K - Costos operación - Costos mantención - Gastos financieros - Dep infra (obras) - Dep máq y equipos - Dep equipamiento (mob.) - Pérdida ej anterior = Ut antes de impto - Impto 1ra categoría = Ut después de impto + Dep infra (obras) + Dep máq y equipos + Dep equipamiento (mob.) + Pérdida ej anterior -+ Ganancias (pérdidas) de K = FLUJO OPERACIONAL - Inversión Infra - Inversión Equipos - Inversión Equipamiento -1,200 + Valor residual infra + Valor residual Equipos + Valor residual Equipamiento - IVA de la inversión + IVA de la inversión - Capital de trabajo 0 + Recuperación CT + Préstamo (Subsidio) - Amortizaciones = FLUJO de CAPITALES -1,200 = FLUJO DE CAJA -1,200 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 198 309 484 758 1,186 1,313 1,455 1,611 1,784 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 1,976 2,374 2,851 3,424 4,113 4,941 -34 0 163 -33 131 -69 0 241 -48 193 -103 0 381 -76 305 -137 0 620 -124 496 -171 0 1,014 -203 811 -206 0 1,108 -222 886 -240 0 1,215 -243 972 -274 0 1,337 -267 1,069 -309 0 1,476 -295 1,181 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 1,633 -327 1,307 -343 0 2,031 -406 1,625 -343 0 2,508 -502 2,007 -343 0 3,082 -616 2,465 -343 0 3,770 -754 3,016 -343 0 4,598 -920 3,678 34 0 69 0 103 0 137 0 171 0 206 0 240 0 274 0 309 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 343 0 165 261 408 634 983 1,092 1,212 1,344 1,489 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,650 1,968 2,349 2,808 3,359 4,021 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 -1,200 1,543 0 -1,200 -1,035 -1,200 -939 -1,200 -792 -1,200 -566 -1,200 -217 -1,200 -108 -1,200 12 -1,200 144 -1,200 289 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 2,815 14% 2 12 UMAG 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,650 0 1,968 0 2,349 0 2,808 0 3,359 1,543 5,564 Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" gas natural - AISLACION TÉRMICA comuna PORVENIR 2,015 0 + Beneficio por mayor productividad + Ahorro costo energía sistema actual + Beneficio liberación de recursos +- Ganancias (pérdidas) de K - Costos operación - Costos mantención - Gastos financieros - Dep infra (obras) - Dep máq y equipos - Dep equipamiento (mob.) - Pérdida ej anterior = Ut antes de impto - Impto 1ra categoría = Ut después de impto + Dep infra (obras) + Dep máq y equipos + Dep equipamiento (mob.) + Pérdida ej anterior -+ Ganancias (pérdidas) de K = FLUJO OPERACIONAL - Inversión Infra - Inversión Equipos - Inversión Equipamiento -600 + Valor residual infra + Valor residual Equipos + Valor residual Equipamiento - IVA de la inversión + IVA de la inversión - Capital de trabajo 0 + Recuperación CT + Préstamo (Subsidio) - Amortizaciones = FLUJO de CAPITALES -600 = FLUJO DE CAJA -600 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 99 140 198 279 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 395 -17 0 82 -16 65 -34 0 105 -21 84 -51 0 146 -29 117 -69 0 211 -42 169 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 -69 0 327 -65 261 17 0 34 0 51 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 69 0 82 119 168 237 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 -600 -600 -600 103 0 -600 -518 -600 -481 -600 -432 0 237 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 509 13% 1 13 UMAG 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 0 330 103 433 Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" gas natural - AISLACION TÉRMICA comuna TORRES DEL PAINE 2,015 0 + Beneficio por mayor productividad + Ahorro costo energía sistema actual + Beneficio liberación de recursos +- Ganancias (pérdidas) de K - Costos operación - Costos mantención - Gastos financieros - Dep infra (obras) - Dep máq y equipos - Dep equipamiento (mob.) - Pérdida ej anterior = Ut antes de impto - Impto 1ra categoría = Ut después de impto + Dep infra (obras) + Dep máq y equipos + Dep equipamiento (mob.) + Pérdida ej anterior -+ Ganancias (pérdidas) de K = FLUJO OPERACIONAL - Inversión Infra - Inversión Equipos - Inversión Equipamiento -75 + Valor residual infra + Valor residual Equipos + Valor residual Equipamiento - IVA de la inversión + IVA de la inversión - Capital de trabajo 0 + Recuperación CT + Préstamo (Subsidio) 75 - Amortizaciones = FLUJO de CAPITALES 0 = FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 2 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 -2 0 -0 0 -0 -4 -0 -2 0 -2 -4 -2 -3 0 -3 -4 -3 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 -4 0 -4 2 0 4 0 4 2 4 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 2 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 -75 2 0 75 0 2 0 3 0 3 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 36 #DIV/0! 0.5 14 UMAG 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 2 6 Flujo de Caja Privado "Eficiencia Energética - sector Residencial" gas natural - REC CALEFACTORES comuna PUNTA ARENAS 2,015 0 + Beneficio por mayor productividad + Ahorro costo energía sistema actual + Beneficio liberación de recursos +- Ganancias (pérdidas) de K - Costos operación - Costos mantención - Gastos financieros - Dep infra (obras) - Dep máq y equipos - Dep equipamiento (mob.) - Pérdida ej anterior = Ut antes de impto - Impto 1ra categoría = Ut después de impto + Dep infra (obras) + Dep máq y equipos + Dep equipamiento (mob.) + Pérdida ej anterior -+ Ganancias (pérdidas) de K = FLUJO OPERACIONAL - Inversión Infra - Inversión Equipos -30 - Inversión Equipamiento + Valor residual infra + Valor residual Equipos + Valor residual Equipamiento - IVA de la inversión + IVA de la inversión - Capital de trabajo 0 + Recuperación CT + Préstamo (Subsidio) - Amortizaciones = FLUJO de CAPITALES -30 = FLUJO DE CAJA -30 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 27 0 27 -5 22 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 49 89 163 297 337 384 437 497 566 612 662 715 773 836 884 935 988 1,045 1,105 1,155 1,206 1,260 1,316 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 1,375 -9 -9 -9 -9 -9 -17 -17 -17 -17 -17 -26 -26 -26 -26 -26 -34 -34 -34 -34 -34 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 -43 0 41 -8 32 0 81 -16 65 0 154 -31 123 0 288 -58 230 0 329 -66 263 0 367 -73 294 0 420 -84 336 0 480 -96 384 0 549 -110 439 0 595 -119 476 0 636 -127 509 0 690 -138 552 0 748 -150 598 0 810 -162 648 0 858 -172 687 0 901 -180 720 0 954 -191 763 0 1,011 -202 809 0 1,071 -214 857 0 1,121 -224 896 0 1,164 -233 931 0 1,217 -243 974 0 1,274 -255 1,019 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 0 1,332 -266 1,066 43 9 9 9 9 9 17 17 17 17 17 26 26 26 26 26 34 34 34 34 34 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 22 41 73 132 239 272 311 353 401 456 493 534 577 624 674 712 754 797 843 891 930 973 1,016 1,061 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 1,108 -298 -298 -298 -298 -298 468 0 -298 -276 0 41 0 73 0 132 0 239 -298 -26 0 311 0 353 0 401 0 456 -298 195 0 534 0 577 0 624 0 674 -298 414 0 754 0 797 0 843 0 891 3,260 43% 109 15 UMAG -298 632 0 973 0 1,016 0 1,061 0 1,108 0 1,108 0 1,108 0 1,108 0 1,108 0 1,108 0 1,108 0 1,108 0 1,108 0 1,108 468 1,577 G.2 Flujo de Caja Sistema distrital – Biomasa Flujo de Caja Privado "Distrital Biomasa - sector Residencial" Reemplazo comuna CABO DE HORNOS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -2,228 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 0 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES -2,228 FLUJO DE CAJA -2,228 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 541 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 0 557 -111 446 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 509 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 0 509 2,683 23% 1 16 UMAG Flujo de Caja Privado "Distrital Biomasa - sector Residencial" Nuevo comuna CABO DE HORNOS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -2,228 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 2,228 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 -64 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 0 145 -29 116 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 0 180 1,733 #DIV/0! 1 17 UMAG G.3 Flujo de Caja Geotermia-baja entalpia Flujo de Caja Privado "Geotermia Baja Entalpía - sector Residencial" comuna SAN GREGORIO + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -23,646 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 23,646 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 -473 0 -360 0 -360 -360 -720 0 -720 -720 -1,080 0 -1,080 -1,080 -1,440 0 -1,440 -1,440 -1,800 0 -1,800 -1,800 -2,159 0 -2,159 -2,159 -2,519 0 -2,519 -2,519 -2,879 0 -2,879 -2,879 -3,239 0 -3,239 -3,239 -3,599 0 -3,599 -3,599 -3,959 0 -3,959 -3,959 -4,319 0 -4,319 -4,319 -4,679 0 -4,679 -4,679 -5,039 0 -5,039 -5,039 -5,399 0 -5,399 -5,399 -5,758 0 -5,758 -5,758 -6,118 0 -6,118 -6,118 -6,478 0 -6,478 -6,478 -6,838 0 -6,838 -6,838 -7,198 0 -7,198 -7,198 -7,558 0 -7,558 -7,558 -7,918 0 -7,918 -7,918 -8,278 0 -8,278 -8,278 -8,638 0 -8,638 -8,638 -8,998 0 -8,998 -8,998 -9,357 0 -9,357 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 473 0 360 720 1,080 1,440 1,800 2,159 2,519 2,879 3,239 3,599 3,959 4,319 4,679 5,039 5,399 5,758 6,118 6,478 6,838 7,198 7,558 7,918 8,278 8,638 8,998 9,357 9,717 10,077 10,437 10,797 11,157 11,517 11,877 12,237 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 0 0 0 0 -9,357 -9,717 -10,077 -10,437 -10,797 -11,157 -11,517 -11,877 -12,237 -9,717 -10,077 -10,437 -10,797 -11,157 -11,517 -11,877 -12,237 -12,597 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -9,717 -10,077 -10,437 -10,797 -11,157 -11,517 -11,877 -12,237 -12,597 0 0 7,094 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 0 113 7,094 7,207 1,342 #DIV/0! 18 UMAG Flujo de Caja Privado "Geotermia Baja Entalpía - sector Residencial" comuna PRIMAVERA + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -1,542 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 1,542 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 53 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 -31 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 0 22 -4 18 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49 0 0 0 0 0 0 463 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 0 49 463 511 486 #DIV/0! 0.3 19 UMAG Flujo de Caja Privado "Geotermia Baja Entalpía - sector Residencial" comuna CABO DE HORNOS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -7,276 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 7,276 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 -146 0 -31 0 -31 -31 -62 0 -62 -62 -93 0 -93 -93 -123 0 -123 -123 -154 0 -154 -154 -185 0 -185 -185 -216 0 -216 -216 -247 0 -247 -247 -278 0 -278 -278 -309 0 -309 -309 -340 0 -340 -340 -370 0 -370 -370 -401 0 -401 -401 -432 0 -432 -432 -463 0 -463 -463 -494 0 -494 -494 -525 0 -525 -525 -556 0 -556 -556 -587 0 -587 -587 -617 0 -617 -617 -648 0 -648 -648 -679 0 -679 -679 -710 0 -710 -710 -741 0 -741 -741 -772 0 -772 -772 -803 0 -803 -803 -834 0 -834 -834 -864 0 -864 -864 -895 0 -895 -895 -926 0 -926 -926 -957 0 -957 -957 -988 0 -988 -988 -1,019 0 -1,019 -1,019 -1,050 0 -1,050 -1,050 -1,081 0 -1,081 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 0 31 62 93 123 154 185 216 247 278 309 340 370 401 432 463 494 525 556 587 617 648 679 710 741 772 803 834 864 895 926 957 988 1,019 1,050 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 0 0 0 0 0 0 2,183 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 0 115 2,183 2,297 1,183 #DIV/0! 0.2 20 UMAG G.4 Flujo de Caja Sistema Fotovoltaico Flujo de Caja Privado "Solar Fotovoltaico" comuna PUNTA ARENAS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -80,400 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 80,400 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 4,744 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 -2,297 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 0 2,447 -489 1,958 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 2,297 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 4,255 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 0 4,255 41,034 #DIV/0! 1 21 UMAG Flujo de Caja Privado "Solar Fotovoltaico" comuna NATALES + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -17,100 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 17,100 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 865 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 -489 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 0 377 -75 302 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 790 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 0 790 7,620 #DIV/0! 0.4 22 UMAG Flujo de Caja Privado "Solar Fotovoltaico" comuna PORVENIR + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -4,200 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 4,200 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 -120 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 0 103 -21 82 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 202 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 0 202 1,948 #DIV/0! 0.5 23 UMAG Flujo de Caja Privado "Solar Fotovoltaico" comuna CABO DE HORNOS + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -1,782 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 1,782 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 -51 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 0 34 -7 27 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 0 78 750 #DIV/0! 0.4 24 UMAG G.5 Flujo de Caja Sistema Hibrido - Eólico Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna PUERTO PRAT + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -142 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 142 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 2 2 2 2 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 -4 0 -3 0 -3 -3 -5 0 -5 -5 -8 0 -8 -8 -10 0 -10 -10 -13 0 -13 -13 -15 0 -15 -15 -18 0 -18 -18 -20 0 -20 -20 -23 0 -23 -23 -25 0 -25 -25 -28 0 -28 -28 -30 0 -30 -30 -33 0 -33 -33 -35 0 -35 -35 -38 0 -38 -38 -40 0 -40 -40 -43 0 -43 -43 -45 0 -45 -45 -48 0 -48 -48 -50 0 -50 -50 -53 0 -53 -53 -55 0 -55 -55 -58 0 -58 -58 -61 0 -61 -61 -63 0 -63 -63 -66 0 -66 -66 -68 0 -68 -68 -71 0 -71 -71 -73 0 -73 -73 -76 0 -76 -76 -78 0 -78 -78 -81 0 -81 -81 -83 0 -83 -83 -86 0 -86 -86 -88 0 -88 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 0 3 5 8 10 13 15 18 20 23 25 28 30 33 35 38 40 43 45 48 50 53 55 58 61 63 66 68 71 73 76 78 81 83 86 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 15 #DIV/0! 0.1 25 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna SENO OBSTRUCCION + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -185 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 185 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 1 1 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 0 -5 0 -5 -5 -10 0 -10 -10 -14 0 -14 -14 -19 0 -19 -19 -24 0 -24 -24 -29 0 -29 -29 -33 0 -33 -33 -38 0 -38 -38 -43 0 -43 -43 -48 0 -48 -48 -53 0 -53 -53 -57 0 -57 -57 -62 0 -62 -62 -67 0 -67 -67 -72 0 -72 -72 -77 0 -77 -77 -81 0 -81 -81 -86 0 -86 -86 -91 0 -91 -91 -96 0 -96 -96 -100 0 -100 -100 -105 0 -105 -105 -110 0 -110 -110 -115 0 -115 -115 -120 0 -120 -120 -124 0 -124 -124 -129 0 -129 -129 -134 0 -134 -134 -139 0 -139 -139 -143 0 -143 -143 -148 0 -148 -148 -153 0 -153 -153 -158 0 -158 -158 -163 0 -163 -163 -167 0 -167 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0 5 10 14 19 24 29 33 38 43 48 53 57 62 67 72 77 81 86 91 96 100 105 110 115 120 124 129 134 139 143 148 153 158 163 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 5 #DIV/0! 0.0 26 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna PAMPA GUANACO + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -98 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 98 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 0 0 0 0 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 0 -3 0 -3 -3 -5 0 -5 -5 -8 0 -8 -8 -11 0 -11 -11 -13 0 -13 -13 -16 0 -16 -16 -19 0 -19 -19 -21 0 -21 -21 -24 0 -24 -24 -27 0 -27 -27 -29 0 -29 -29 -32 0 -32 -32 -35 0 -35 -35 -37 0 -37 -37 -40 0 -40 -40 -43 0 -43 -43 -45 0 -45 -45 -48 0 -48 -48 -51 0 -51 -51 -53 0 -53 -53 -56 0 -56 -56 -59 0 -59 -59 -61 0 -61 -61 -64 0 -64 -64 -67 0 -67 -67 -69 0 -69 -69 -72 0 -72 -72 -75 0 -75 -75 -77 0 -77 -77 -80 0 -80 -80 -83 0 -83 -83 -85 0 -85 -85 -88 0 -88 -88 -91 0 -91 -91 -93 0 -93 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0 3 5 8 11 13 16 19 21 24 27 29 32 35 37 40 43 45 48 51 53 56 59 61 64 67 69 72 75 77 80 83 85 88 91 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 #DIV/0! 0.0 27 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna VILLA RENOVAL + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -185 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 185 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 1 1 1 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 0 -4 0 -4 -4 -9 0 -9 -9 -13 0 -13 -13 -18 0 -18 -18 -22 0 -22 -22 -26 0 -26 -26 -31 0 -31 -31 -35 0 -35 -35 -39 0 -39 -39 -44 0 -44 -44 -48 0 -48 -48 -53 0 -53 -53 -57 0 -57 -57 -61 0 -61 -61 -66 0 -66 -66 -70 0 -70 -70 -75 0 -75 -75 -79 0 -79 -79 -83 0 -83 -83 -88 0 -88 -88 -92 0 -92 -92 -97 0 -97 -97 -101 0 -101 -101 -105 0 -105 -105 -110 0 -110 -110 -114 0 -114 -114 -118 0 -118 -118 -123 0 -123 -123 -127 0 -127 -127 -132 0 -132 -132 -136 0 -136 -136 -140 0 -140 -140 -145 0 -145 -145 -149 0 -149 -149 -154 0 -154 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0 4 9 13 18 22 26 31 35 39 44 48 53 57 61 66 70 75 79 83 88 92 97 101 105 110 114 118 123 127 132 136 140 145 149 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 9 #DIV/0! 0.0 28 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna PUERTO EDEN + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -185 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 185 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 1 1 1 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 0 -4 0 -4 -4 -9 0 -9 -9 -13 0 -13 -13 -18 0 -18 -18 -22 0 -22 -22 -26 0 -26 -26 -31 0 -31 -31 -35 0 -35 -35 -39 0 -39 -39 -44 0 -44 -44 -48 0 -48 -48 -53 0 -53 -53 -57 0 -57 -57 -61 0 -61 -61 -66 0 -66 -66 -70 0 -70 -70 -75 0 -75 -75 -79 0 -79 -79 -83 0 -83 -83 -88 0 -88 -88 -92 0 -92 -92 -97 0 -97 -97 -101 0 -101 -101 -105 0 -105 -105 -110 0 -110 -110 -114 0 -114 -114 -118 0 -118 -118 -123 0 -123 -123 -127 0 -127 -127 -132 0 -132 -132 -136 0 -136 -136 -140 0 -140 -140 -145 0 -145 -145 -149 0 -149 -149 -154 0 -154 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0 4 9 13 18 22 26 31 35 39 44 48 53 57 61 66 70 75 79 83 88 92 97 101 105 110 114 118 123 127 132 136 140 145 149 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 9 #DIV/0! 0.0 29 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna CERRO CASTILLO + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -424 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 424 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 0 -2 0 -2 -2 -4 0 -4 -4 -6 0 -6 -6 -8 0 -8 -8 -9 0 -9 -9 -11 0 -11 -11 -13 0 -13 -13 -15 0 -15 -15 -17 0 -17 -17 -19 0 -19 -19 -21 0 -21 -21 -23 0 -23 -23 -25 0 -25 -25 -26 0 -26 -26 -28 0 -28 -28 -30 0 -30 -30 -32 0 -32 -32 -34 0 -34 -34 -36 0 -36 -36 -38 0 -38 -38 -40 0 -40 -40 -42 0 -42 -42 -43 0 -43 -43 -45 0 -45 -45 -47 0 -47 -47 -49 0 -49 -49 -51 0 -51 -51 -53 0 -53 -53 -55 0 -55 -55 -57 0 -57 -57 -59 0 -59 -59 -60 0 -60 -60 -62 0 -62 -62 -64 0 -64 -64 -66 0 -66 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 0 2 4 6 8 9 11 13 15 17 19 21 23 25 26 28 30 32 34 36 38 40 42 43 45 47 49 51 53 55 57 59 60 62 64 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 99 #DIV/0! 0.2 30 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna CERRO CASTILLO NO RESIDENCIAL 2,015 0 + Beneficio por mayor productividad + Ahorro costo energía sistema actual + Beneficio liberación de recursos +- Ganancias (pérdidas) de K - Costos operación - Costos mantención - Gastos financieros - Dep infra (obras) - Dep máq y equipos - Dep equipamiento (mob.) - Pérdida ej anterior = Ut antes de impto - Impto 1ra categoría = Ut después de impto + Dep infra (obras) + Dep máq y equipos + Dep equipamiento (mob.) + Pérdida ej anterior -+ Ganancias (pérdidas) de K = FLUJO OPERACIONAL - Inversión Infra 0 - Inversión Equipos -501 - Inversión Equipamiento 0 + Valor residual infra + Valor residual Equipos + Valor residual Equipamiento - IVA de la inversión + IVA de la inversión - Capital de trabajo 0 + Recuperación CT + Préstamo (Subsidio) 501 - Amortizaciones = FLUJO de CAPITALES 0 = FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 0 -2 0 -2 -2 -4 0 -4 -4 -6 0 -6 -6 -8 0 -8 -8 -10 0 -10 -10 -12 0 -12 -12 -14 0 -14 -14 -16 0 -16 -16 -18 0 -18 -18 -20 0 -20 -20 -22 0 -22 -22 -24 0 -24 -24 -26 0 -26 -26 -28 0 -28 -28 -30 0 -30 -30 -32 0 -32 -32 -34 0 -34 -34 -36 0 -36 -36 -38 0 -38 -38 -40 0 -40 -40 -42 0 -42 -42 -45 0 -45 -45 -47 0 -47 -47 -49 0 -49 -49 -51 0 -51 -51 -53 0 -53 -53 -55 0 -55 -55 -57 0 -57 -57 -59 0 -59 -59 -61 0 -61 -61 -63 0 -63 -63 -65 0 -65 -65 -67 0 -67 -67 -69 0 -69 -69 -71 0 -71 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 0 12 118 #DIV/0! 0.2 31 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna VILLA TEHUELCHES + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -586 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 586 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 -17 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 0 1 -0 1 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 0 18 170 #DIV/0! 0.3 32 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna VILLA PONSOMBY + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -185 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 185 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 0 -0 0 -0 -0 -0 0 -0 -0 -1 0 -1 -1 -1 0 -1 -1 -1 0 -1 -1 -1 0 -1 -1 -1 0 -1 -1 -1 0 -1 -1 -2 0 -2 -2 -2 0 -2 -2 -2 0 -2 -2 -2 0 -2 -2 -2 0 -2 -2 -2 0 -2 -2 -3 0 -3 -3 -3 0 -3 -3 -3 0 -3 -3 -3 0 -3 -3 -3 0 -3 -3 -4 0 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 0 -4 -4 -4 0 -4 -4 -5 0 -5 -5 -5 0 -5 -5 -5 0 -5 -5 -5 0 -5 -5 -5 0 -5 -5 -5 0 -5 -5 -6 0 -6 -6 -6 0 -6 -6 -6 0 -6 -6 -6 0 -6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0 0 0 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 49 #DIV/0! 0.3 33 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna VILLA CAMERON + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -654 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 654 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 -19 0 -8 0 -8 -8 -17 0 -17 -17 -25 0 -25 -25 -33 0 -33 -33 -42 0 -42 -42 -50 0 -50 -50 -58 0 -58 -58 -67 0 -67 -67 -75 0 -75 -75 -84 0 -84 -84 -92 0 -92 -92 -100 0 -100 -100 -109 0 -109 -109 -117 0 -117 -117 -125 0 -125 -125 -134 0 -134 -134 -142 0 -142 -142 -150 0 -150 -150 -159 0 -159 -159 -167 0 -167 -167 -175 0 -175 -175 -184 0 -184 -184 -192 0 -192 -192 -201 0 -201 -201 -209 0 -209 -209 -217 0 -217 -217 -226 0 -226 -226 -234 0 -234 -234 -242 0 -242 -242 -251 0 -251 -251 -259 0 -259 -259 -267 0 -267 -267 -276 0 -276 -276 -284 0 -284 -284 -292 0 -292 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 0 8 17 25 33 42 50 58 67 75 84 92 100 109 117 125 134 142 150 159 167 175 184 192 201 209 217 226 234 242 251 259 267 276 284 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 0 10 10 0 10 10 10 10 10 10 0 10 10 10 10 0 10 10 10 10 10 0 10 10 10 10 10 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 0 10 100 #DIV/0! 0.2 34 UMAG Flujo de Caja Privado "Híbrido Eólico" comuna PUERTO TORO + + + += = + + + + -+ = + + + + + + = = 2,015 0 Beneficio por mayor productividad Ahorro costo energía sistema actual Beneficio liberación de recursos Ganancias (pérdidas) de K Costos operación Costos mantención Gastos financieros Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ut antes de impto Impto 1ra categoría Ut después de impto Dep infra (obras) Dep máq y equipos Dep equipamiento (mob.) Pérdida ej anterior Ganancias (pérdidas) de K FLUJO OPERACIONAL Inversión Infra 0 Inversión Equipos -262 Inversión Equipamiento 0 Valor residual infra Valor residual Equipos Valor residual Equipamiento IVA de la inversión IVA de la inversión Capital de trabajo 0 Recuperación CT Préstamo (Subsidio) 262 Amortizaciones FLUJO de CAPITALES 0 FLUJO DE CAJA 0 Indicadores rentabilidad VAN (10%) TIR IVAN 2,016 1 2,017 2 2,018 3 2,019 4 2,020 5 2,021 6 2,022 7 2,023 8 2,024 9 2,025 10 2,026 11 2,027 12 2,028 13 2,029 14 2,030 15 2,031 16 2,032 17 2,033 18 2,034 19 2,035 20 2,036 21 2,037 22 2,038 23 2,039 24 2,040 25 2,041 26 2,042 27 2,043 28 2,044 29 2,045 30 2,046 31 2,047 32 2,048 33 2,049 34 2,050 35 3 3 3 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 -7 0 -4 0 -4 -4 -9 0 -9 -9 -13 0 -13 -13 -17 0 -17 -17 -21 0 -21 -21 -26 0 -26 -26 -30 0 -30 -30 -34 0 -34 -34 -38 0 -38 -38 -43 0 -43 -43 -47 0 -47 -47 -51 0 -51 -51 -55 0 -55 -55 -60 0 -60 -60 -64 0 -64 -64 -68 0 -68 -68 -72 0 -72 -72 -77 0 -77 -77 -81 0 -81 -81 -85 0 -85 -85 -90 0 -90 -90 -94 0 -94 -94 -98 0 -98 -98 -102 0 -102 -102 -107 0 -107 -107 -111 0 -111 -111 -115 0 -115 -115 -119 0 -119 -119 -124 0 -124 -124 -128 0 -128 -128 -132 0 -132 -132 -136 0 -136 -136 -141 0 -141 -141 -145 0 -145 -145 -149 0 -149 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 0 4 9 13 17 21 26 30 34 38 43 47 51 55 60 64 68 72 77 81 85 90 94 98 102 107 111 115 119 124 128 132 136 141 145 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0 3 3 3 3 3 0 3 3 3 3 3 3 0 3 3 3 3 0 3 3 3 3 3 0 3 3 3 3 3 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 0 3 31 #DIV/0! 0.1 35 UMAG ANEXO H PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 1 UMAG Contenido ANEXO H: BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 3 H.1 H.2 H.3 H.4 H.5 H.6 H.7 H.8 H.9 H.10 H.11 H.12 HIDROCARBUROS ................................................................................................................................... 3 CARBÓN ............................................................................................................................................... 4 TURBA ................................................................................................................................................. 5 EÓLICO ................................................................................................................................................ 5 SOLAR ................................................................................................................................................. 6 BIOMASA ............................................................................................................................................. 6 RESIDUOS ............................................................................................................................................. 7 GEOTERMIA .......................................................................................................................................... 7 HÍDRICO ............................................................................................................................................... 8 MARINO .............................................................................................................................................. 9 HIDRÓGENO........................................................................................................................................ 10 REGIÓN DE MAGALLANES Y SUS COMUNAS ............................................................................................... 10 2 UMAG ANEXO H: Bibliografía H.1 Hidrocarburos ENAP (2007), Licitación de CEOP compromete inversiones por US$267 millones en Magallanes. 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El consumo sectorial de este energético de acuerdo al Balance Energético 2013 desarrollado por el CERE para este Estudio, es de un 70% para uso térmico, un 26% para uso eléctrico y un 4% para el uso del sector transporte. Esta distribución permite dimensionar que depender de sólo un energético para abastecer todos estos sectores, sumado a que la producción ha ido disminuyendo año a año, provoca estancamiento en el desarrollo regional por la incertidumbre que genera la falta de energía además de preocupación en las autoridades ante un eventual desabastecimiento que afecte a la población. Por esta razón, resulta fundamental proponer la diversificación de la matriz energética, a partir del análisis de factibilidad técnica, económica y ambiental de incorporar otros energéticos, o bien analizar tecnologías no presentes en la región, pero que pudieran ser una solución, al mediano y largo plazo, que satisfaga la demanda por energía; disminuya la incertidumbre en la disponibilidad de recursos y permita mantener precios razonables para el cobro de energía térmica y eléctrica. El presente informe corresponde a la aplicación de Criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica (en adelante EAE), en el marco del trabajo desarrollado por la Universidad de Magallanes para la elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050. La metodológica aplicada al proceso de EAE fue desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED), la cual cuenta con cuatro etapas y distintos pasos al interior de cada una de ellas. La primera etapa está enfocada en la definición del Alcance de la EAE con la finalidad de alinearla con las características del problema de decisión que sea abordado. La segunda etapa se orienta a elaborar un Diagnóstico Estratégico para conocer el contexto en que se analiza el problema de decisión y a la vez, generar la información que posibilite enfocar la evaluación en los aspectos estratégicos que lo caracterizan. La tercera etapa apunta a un Análisis Estratégico con base en factores críticos y opciones o alternativas estratégicas viables para abordar el problema de decisión. La cuarta etapa de Lineamientos Estratégicos consiste en diseñar una estrategia y directrices que permitan implementar y dar seguimiento a los riesgos y oportunidades de la opción preferente que sea seleccionada. Para la obtención de información fue necesario vincular al Estudio a Órganos de la Administración del Estado como el Ministerio de Energía, Secretaría Regional Ministerial de Energía, Gobierno Regional de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, Consejo Regional, Municipalidades de la Región, Gobernaciones Provinciales, Secretarías Regionales Ministeriales y Direcciones de Servicios, Empresas regionales como ENAP, Compañías con contratos especiales de operación para la explotación de hidrocarburos (CEOP), Mina Invierno, Ingeniería Civil Vicente (ICV), Pecket Energy, Antofagasta Minerals (AMSA), EDELMAG S.A., GASCO S.A. Empresas asociadas a ERNC y la Cámara Chilena de la Construcción; además de Organizaciones de Base, Sociales y Ambientales. El proceso de participación se llevó a cabo a través de Talleres Provinciales, Paneles de Expertos y reuniones con empresas o personas claves del sector energético regional. Levantando información de primera fuente, que permiten dar cuenta de la diversidad que existe en la visión que tienen estos respecto del problema de decisión, diferenciada territorialmente, pues de acuerdo a los resultados se pudo obtener que el territorio, su geografía y el recurso que es 2 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL utilizado en la matriz de cada provincia o comuna, determina su forma de ver la necesidad de diversificar la matriz. La nueva matriz energética debiese favorecer aquellos energéticos que por un lado impacten en menor medida el medio ambiente, pero que impulsen el desarrollo equitativo de todos los integrantes del territorio regional, así como también aquellos recursos que tengan un potencial que permita tener autonomía energética. Integración que se logró a través del análisis, tanto de los aspectos ambientales como de sustentabilidad, definido en los aspectos Sociales, Económicos, Tecnológicos y de Potencial. Para todos ellos se propusieron criterios (31) con objetivos específicos a los cuales apuntar en la priorización de los energéticos que podrían integrar tanto la Matriz Térmica como Eléctrica. De este universo, fue necesario seleccionar los Factores Críticos de Decisión (FCD), que de acuerdo a los Términos de Referencia de este Estudio, fue responsabilidad del Comité Consultivo Regional, hacer la selección en base a la representación que cada uno de los integrantes tiene en relación a su organización, institución o ámbito de acción. Los FCD seleccionados fueron siete, los cuales se detallan a continuación: Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero. (2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas. Clase Social: (3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad de servicio. Clase Economía: (4) Desarrollo Regional: Favorecer el desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico. Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía. Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región. La Evaluación multicriterio de los FDC estuvo a cargo del Equipo de Trabajo de este Estudio, manteniéndose al margen de este proceso el Equipo a cargo de la EAE para resguardar la rigurosidad y objetividad de los resultados, los Evaluadores fueron especialista en temas de energía, ambientales, eficiencia energética, energías renovables, fósiles e hidrocarburos. Los recursos energéticos analizados con miras a participar de la matriz energética fueron Fósiles: Gas Natural correspondiente a la exploración y explotación de yacimientos No Convencionales, Gas Natural Licuado (GNL), Propano-Aire, Propano (Gas Licuado de Petróleo GLP), Gas Natural de Síntesis (GNS) obtenido de la gasificación de Carbón y, Diésel. Energías Renovables: Hídrica, Eólica, Biomasa, Solar Fotovoltaica y Solar Térmica, Geotermia, Marina, Residuos (obtención de energía, de los diversos residuos presentes en la región, tanto como Biogás, Combustible u otros usos). 3 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL De este análisis se pudo priorizar los recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética Regional, el cual se presenta en la siguiente Tabla. Eólica Carbón (GNS) Hídrica GNL Gas Natural (*) Solar – Fotovoltaica Biomasa GLP Solar – Térmica (**) Marina Propano/Aire Geotermia Diésel Residuos (***) Tabla A. Priorización de recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética Regional. 16,5 15,8 15,3 14,8 14,7 14,0 13,7 13,5 13,3 13,2 13,0 11,5 11,4 9,7 Fuete: Elaboración Propia (CERE, 2014) Para la identificación de una Matriz Energética, en base a la priorización de los energéticos disponibles, fue necesario considerar la información técnica que se posee en cuanto al nivel de penetración del energético a la matriz, el cual depende tanto de la componente técnica, como del consumo energético de la matriz actual. Con el objetivo de facilitar el entendimiento del tema, se definieron Matrices Térmica y Eléctrica de manera separada porque poseen diferencias en los posibles energéticos con potencial para ingresar a cada una de ellas. Las propuestas de Matrices Térmica y Eléctrica, comparten las opciones de GNS, GNL y Gas Natural No convencional, energéticos con capacidades de abastecer ambas matrices. Cabe destacar que sólo para el GNS y GNL se tendría certeza del éxito en la obtención del recurso, debido a que la explotación de Gas Natural No Convencional aún no ha certificado sus reservas. La Matriz Eléctrica sería la receptora de los energéticos renovables. Observándose como la gran promesa a la Eólica, la cual podría tener una fuerte penetración en la Matriz Eléctrica Regional, situación que requiere un análisis de los aspectos técnicos y económicos que se presentan en el informe que complementa este estudio de EAE. Se reafirman las barreras económicas (figura actual del subsidio al gas), legales (falta de regulaciones adecuadas a las características de los sistemas medianos, entre otras) y políticas (inexistencia de política energética nacional y regional) para la entrada de otros recursos y tecnologías a la matriz; por lo que para el desarrollo de futuras propuestas que apunten a su diversificación, el Estado debiese ser el responsable de resguardar y promover el acceso equitativo a energía de calidad y segura en todo el territorio de la región. Se observan expectativas elevadas con respecto a la Eficiencia Energética, que no necesariamente se traducen de manera óptima y efectiva en la realidad; por lo que se prevé que las medidas que se desarrollen vayan de manera paralela con la promoción de cambios culturales con respecto al consumo de energía, a través de la Educación de los distintos segmentos etáreos y sectores de consumo (residencial, comercial, industrial, entre otros). Los Lineamientos estratégicos se han planteado pensando tanto en la propuesta de la Matriz Energética como el proceso que se iniciará con la elaboración de política, donde se observa que este Estudio podrá ser un apoyo desde el punto de vista estratégico. 4 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Contenido 1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 7 1.1 2. METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA ............................................................................ 8 DEFINICIÓN DE ALCANCE ................................................................................................................... 10 2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA DE DECISIÓN ................................................................................................. 10 2.2 DEFINICIÓN DEL OBJETO DE EVALUACIÓN ................................................................................................. 11 2.2.1 Matriz Energética Regional de Magallanes 2013 ....................................................................... 12 2.3 OBJETIVOS DE LA APLICACIÓN DE CRITERIOS DE LA EAE ............................................................................... 14 2.3.1 Objetivo General ......................................................................................................................... 14 2.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................................................... 14 2.4 CARACTERIZACIÓN DEL PROCESO DE DECISIÓN E INTEGRACIÓN CON LA EAE .................................................... 15 2.5 NECESIDADES DE PARTICIPACIÓN ............................................................................................................ 16 2.5.1 Proceso de Participación ............................................................................................................. 20 2.6 NECESIDADES DE INFORMACIÓN ............................................................................................................. 24 2.6.1 Instituciones que Aportan Información ...................................................................................... 24 2.6.2 Información Específica ................................................................................................................ 27 2.7 IDENTIFICACIÓN DE OTRAS INICIATIVAS RELACIONADAS ............................................................................... 29 2.8 PROGRAMACIÓN DE LA EAE ................................................................................................................... 30 3. DIAGNÓSTICO ESTRATÉGICO ............................................................................................................. 32 3.1 MARCO DE REFERENCIA ESTRATÉGICO ..................................................................................................... 32 3.1.1 Lineamientos Ambientales Transversales ................................................................................... 33 3.1.2 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Fósiles: Hidrocarburos y Carbón .......... 40 3.1.3 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Renovables: Marino, Hidráulico y Biomasa ................................................................................................................................................... 43 3.1.4 Planes y Programas .................................................................................................................... 46 3.1.5 Otros Lineamientos Relacionados............................................................................................... 48 3.2 ANÁLISIS DE PERCEPCIÓN DE LOS ACTORES................................................................................................ 50 3.2.1 Problema Energético Regional.................................................................................................... 50 3.2.2 Principales Preocupaciones......................................................................................................... 53 3.2.3 Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad ............................................................................... 54 3.2.4 Visualización de Conflictos .......................................................................................................... 59 3.3 ANÁLISIS DE ASPECTOS AMBIENTALES Y DE SUSTENTABILIDAD....................................................................... 61 4. ANÁLISIS ESTRATÉGICO ..................................................................................................................... 65 4.1 4.2 4.3 4.4 FACTORES CRÍTICOS DE DECISIÓN (FCD) .................................................................................................. 66 IDENTIFICACIÓN DE RECURSOS ENERGÉTICOS VIABLES ................................................................................. 67 ANÁLISIS DE RIESGOS Y OPORTUNIDADES.................................................................................................. 67 IDENTIFICACIÓN DE ALTERNATIVAS DE ENERGÉTICOS PREFERENTES ................................................................ 72 5 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 4.4.1 4.4.2 4.4.3 5. Matriz Térmica............................................................................................................................ 76 Matriz Eléctrica ........................................................................................................................... 78 Barreras para la Diversificación de la Matriz Energética Regional ............................................. 79 LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS.......................................................................................................... 81 5.1 DIRECTRICES DE LOS PROCESOS DE PLANIFICACIÓN ..................................................................................... 81 5.2 DIRECTRICES DE LAS CAPACIDADES INSTITUCIONALES .................................................................................. 84 5.3 DIRECTRICES SOBRE EL SEGUIMIENTO ....................................................................................................... 86 5.3.1 Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático y (2) Medio Acuático. 86 5.3.2 Clase Social: (3) Equidad. ............................................................................................................ 86 5.3.3 Clase Economía: (4) Desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro. . 87 5.3.4 Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica............................................................................... 87 5.3.5 Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región. ......................... 87 5.3.6 Seguimiento en la Política Energética de Magallanes ................................................................ 88 6. CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 89 7. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 92 8. ANEXO 1: METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA ............................................. 93 8.1 ENFOQUE DE LA EAE ............................................................................................................................ 93 8.1.1 Conceptualización de la EAE ....................................................................................................... 93 8.1.2 Alcances de la EAE en Chile......................................................................................................... 94 8.2 APLICACIÓN DE LA EAE ......................................................................................................................... 95 8.2.2 Aspectos Metodológicos Generales ............................................................................................ 96 8.2.3 Detalle de las etapas de trabajo ............................................................................................... 100 8.2.4 Informes del proceso de EAE ..................................................................................................... 108 6 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 1. INTRODUCCIÓN El presente informe corresponde a la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica (en adelante EAE), en el marco del trabajo desarrollado por la Universidad de Magallanes para la elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, según el cumplimiento de los Términos de Referencia acordados entre el Ministerio de Energía, y la Universidad. No se aplicará una EAE propiamente tal, dado que la Ley 20.417 en su artículo 7° bis, señala que “Se someterán a evaluación ambiental estratégica las políticas y planes de carácter normativo general, así como sus modificaciones sustanciales, que tengan impacto sobre el medio ambiente o la sustentabilidad que el Presidente de la República, a proposición del Consejo de Ministros, señalado en el artículo 71, decida.” Si bien, la propuesta de Matriz Energética para Magallanes no tiene la figura indicada por la ley, ha sido el Ministerio de Energía quien lo ha solicitado para este proceso, dado que ésta se convierte en un nuevo y buen instrumento de gestión ambiental, cuyo reglamento se encuentra en trámite en Contraloría General de la República y donde existe una metodología propiamente aplicada al sector energético. Para la aplicación de los Criterios de EAE solicitados por el Ministerio de Energía, se ha utilizado la propuesta metodológica para el proceso de EAE desarrollada por la Consultoría ejecutada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED) la cual se denominó “Análisis de la Experiencia Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”. Protocolo de trabajo que se ha aplicado de acuerdo a los Objetivos y Alcance que tiene el proyecto desarrollado por la Universidad de Magallanes para la elaboración de una Propuesta Matriz Energética para Magallanes al 2050, el cual será un insumo relevante para el desarrollo de la Política Energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, a desarrollarse en el presente año 2015. A continuación se presenta el marco metodológico del trabajo y la aplicación de los criterios de EAE, resultados y conclusiones. 7 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 1.1 Metodología de Evaluación Ambiental Estratégica Para la aplicación de criterios de EAE se ha utilizado una metodología basada en la propuesta desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED), la que se presentó en el documento denominado “Análisis de la Experiencia Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía” (Licitación ID 584105‐18‐LE13) con fecha 20 de febrero del 2014, empleando las Etapas y Actividades que aplican al proceso y características tanto del contexto regional como de los requerimientos detallados en los Términos de Referencia del trabajo desarrollado por la Universidad de Magallanes. En el documento desarrollado por el CED se comenta que la consultoría desarrollada por ese organismo para el Ministerio de Energía, tuvo como objetivo establecer una metodología de EAE en el sector energético chileno que, en el contexto de la experiencia internacional, también responda a las demandas establecidas en la legislación nacional. En el informe del CED se señalan los antecedentes generales del diseño metodológico con base en: i) el contexto del sector energía en Chile; ii) los requisitos legales de la EAE en el país; y iii) el marco conceptual junto al enfoque de aplicación del instrumento de acuerdo a la experiencia internacional. La metodología propuesta, que cuenta con cuatro etapas y distintos pasos al interior de cada una de ellas, puede ser aplicada a cualquier decisión de política y plan del sector energía. Sin embargo, requiere una especificación caso a caso de acuerdo la diversidad temática y a las condiciones de contexto en que ellas son generadas. La primera etapa está enfocada en la definición del Alcance de la EAE con la finalidad de alinearla con las características del problema de decisión que sea abordado. La segunda etapa se orienta a elaborar un Diagnóstico Estratégico para conocer el contexto en que se analiza el problema de decisión y a la vez, generar la información que posibilite enfocar la evaluación en los aspectos estratégicos que lo caracterizan. La tercera etapa apunta a un Análisis Estratégico con base en factores críticos y opciones o alternativas estratégicas viables para abordar el problema de decisión. La cuarta etapa de Lineamientos Estratégicos consiste en diseñar una estrategia y directrices que permitan implementar y dar seguimiento a los riesgos y oportunidades de la opción preferente que sea seleccionada. A continuación se presenta el Diagrama Metodológico a seguir para la aplicación de los criterios de EAE, el detalle de la Metodología se presenta en el ANEXO 1 del presente documento. 8 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Diagrama de la Metodología de EAE Aplicada al Estudio “Elaboración de Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050” desarrollado por la Universidad de Magallanes. ETAPAS Definición del Alcance PASOS 1. 2. 3. 4. 5. Definición del problema de decisión Definición del objeto de evaluación Definición del objetivo de la EAE Caracterización del proceso de decisión Necesidades de participación: Actores Claves 6. Necesidades de Información 7. Identificación de otras iniciativas relacionadas 8. Programación de la Evaluación: No PARTICIPACIÓN Equipo de Trabajo considera presentar el inicio al MMA Diagnostico Estratégico Análisis Estratégico Lineamientos Estratégicos 1. Análisis del marco de referencia 2. Análisis de la percepción de actores 3. Análisis de aspectos ambientales y de sustentabilidad 1. Definición de los Factores Críticos de Decisión (FCD) 2. Identificación de opciones viables 3. Análisis de riesgos y oportunidades 4. Identificación de alternativas preferentes 1. Definición de directrices de planificación y gestión 2. Definición de directrices de capacidades institucionales 3. Definición de recomendaciones sobre el seguimiento Expertos Políticos Comunidad organizada Otros Expertos Equipo de Trabajo Figura 1.1 Diagrama de la Metodología de EAE Aplicada al Estudio Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 9 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 2. DEFINICIÓN DE ALCANCE La Definición de Alcance es la primera etapa de la Metodología y tiene como objetivo focalizar y establecer los requerimientos para implementar la evaluación en función de las características y situación en que se encuentra el problema de decisión que es objeto de análisis. Considera desarrollar una Definición del problema de decisión, del objeto de evaluación, del objetivo de la EAE, Identificación de características del proceso de decisión e integración con la EAE, Definición de las necesidades de participación, de información, Identificación de otras iniciativas relacionadas y finalmente la programación de la EAE. A continuación se presenta la aplicación de la primera etapa aplicadas al contexto del Estudio de Elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050. 2.1 Definición del Problema de Decisión Dentro de los desafíos que se plantean en la Agenda de Energía (2014) del Ministerio de Energía de nuestro país, se encuentra “Alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente con estas características (…confiable, sustentable, inclusiva y de precios razonables…), es un desafío que tenemos como país y requiere de una amplia legitimidad social y un sentido de urgencia.”, es allí donde se centra el problema que requiere una decisión política, pues la Región de Magallanes cuenta con una matriz energética poco diversificada, dependiendo históricamente de los hidrocarburos específicamente del gas natural. La “Propuesta de Elaboración de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, tiene como objetivo generar bases a través de un documento que defina escenarios posibles de la Matriz Energética Regional, y que será insumo para la discusión de la Política Energética Regional a desarrollar durante el año 2015, facilitando dicho proceso, en base a todos los antecedentes disponibles que se propondrán, tales como: las alternativas energéticas, las inversiones que ellas conllevan, los riesgos de suministro que pueden enfrentar, los efectos sobre el medio ambiente y las implicancias económicas para los consumidores, entre otros Dentro de los resultados específicos esperados, se tiene la evaluación de la actual Matriz Energética Regional, basada principalmente en el uso de gas natural y de hidrocarburos derivados del Petróleo crudo, y la factibilidad de seguir dependiendo mayoritariamente de un único recurso, la evaluación de su disponibilidad al mediano y largo plazo, del precio real de su obtención, procesamiento y distribución a los centros de consumo; la evaluación de alternativas tecnológicas 10 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL que incorporen a la matriz otros recursos energéticos primarios como el carbón mineral, la biomasa, energía eólica y/o solar, o bien, el gas natural licuado (GNL), u otros recursos secundarios como Propano-Aire; la evaluación de la aplicación de medidas de eficiencia energética en el corto y mediano plazo, entre otros resultados, que estarán siendo observados por la ciudadanía, a través de la conformación y funcionamiento del Comité Consultivo para la propuesta de Matriz Energética Regional, donde participan actores de diferentes sectores de la comunidad regional. Dentro de las actividades detalladas anteriormente, se enmarca la evaluación de los aspectos ambientales y de sustentabilidad, que permitirán identificar la factibilidad ambiental de las tecnologías propuestas, con una mirada de territorio, considerando las particularidades y diversidad de cada comuna, de forma de analizar la conservación de sus recursos naturales relevantes y su patrimonio ambiental. La aplicación de los criterios de EAE a la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, permiten fomentar la integración ambiental y de sustentabilidad para establecer las condiciones que dan cabida a propuestas de desarrollo en el sector, así como también se considera una oportunidad para enfrentar la posterior toma de decisiones, considerando la participación de actores relevantes en temas energéticos, lo que permite identificar la percepción que tienen los actores acerca de las futuras propuestas y proyectos que se desarrollen en los distintos territorios previendo posibles futuros conflictos. 2.2 Definición del Objeto de Evaluación El objeto de la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica, dice relación con “…propuesta de una matriz energética para Magallanes, tanto para el corto como para el mediano y largo plazo (2050), en base a los recursos de la región, considerando los precios económicos de dichos recursos, los riesgos de suministro y la sustentabilidad ambiental y aceptación social de la matriz.” ( Términos de Referencia, pp.4) y dentro de los objetivos específicos el número 5 propone “Evaluar las diferentes matrices de energía a nivel comunal y regional considerando el costo de la energía, la seguridad de suministro, el impacto sobre el medio ambiente y la aceptación social de la comunidad magallánica”.( TDR, pp.5). Para la evaluación de una propuesta diversificada de Matriz Energética Regional, es necesario contextualizar la situación regional, tal como se indica a continuación. 11 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 2.2.1 Matriz Energética Regional de Magallanes 2013 Matriz Primaria La Región de Magallanes y Antártica Chilena, en la última década, ha mantenido su condición de productora de Petróleo Crudo y Gas Natural, siendo este último recurso el principal energético demandado, tanto para energía térmica como para energía eléctrica en las ciudades con mayor población como Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, pero también en localidades más pequeñas donde este recurso se encuentra disponible. El Petróleo crudo en cambio, se emplea principalmente para la producción de algunos combustibles requeridos regionalmente. Entre los años 2004 y 2013, el principal cambio en la matriz regional, lo constituyen las modificaciones en los niveles de producción regional de Gas Natural y la importación del mismo, puesto que el año 2007 producto del descenso del gas importado desde Argentina, se vio la necesidad de intensificar la actividad de exploración, involucrando a empresas privadas además de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) a través de Contratos Especiales de Operación (CEOP), y que finalmente ha permitido la producción de hidrocarburos por varios actores. Con relación a la producción de otros energéticos primarios, la región cuenta con las principales reservas de Carbón mineral del país, pero toda la producción es exportada fuera de la región para satisfacer demandas nacionales e internacionales, por lo cual no interviene en la matriz regional. La leña constituye un energético importante para satisfacer la demanda térmica para calefacción en localidades aisladas, principalmente Puerto Toro, Puerto Williams, Timaukel, Puerto Edén, Torres del Payne y en las zonas rurales de la región; y el recursos eólico, sólo es aportado por el Parque Cabo Negro, pero para autoconsumo de la empresa METHANEX (2,5 MW), y no interviene en la demanda de la población. Es importante mencionar, que existen pequeñas iniciativas rurales con energía eólica como sistema de apoyo, que en su conjunto no son más de 0.017 MW instalados. En resumen se puede decir que la matriz primaria regional, está preferentemente conformada por gas natural, que también es empleado en el sector transporte, bajo la forma de GNC (gas natural comprimido). Matriz Secundaria El principal energético secundario empleado en la región es el diésel, que bajo la forma de diésel B1, se utiliza para el transporte terrestre, y en gran medida es el soporte energético para la generación de energía eléctrica en las zonas aisladas de la región, y también en los equipos de 12 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL respaldo de la única empresa generadora y distribuidora de electricidad, EDELMAG S.A. Sin embargo, este energético se trae de otras regiones del país, pues la Refinería de Gregorio, ubicada en la comuna de San Gregorio, Provincia de Magallanes, no posee las especificaciones técnicas para producirlo, con las normas ambientales vigentes. Esta refinería produce diésel bajo la forma de diésel marino (MGO) y diésel antártico, y también kerosén de aviación, combustibles usados en el transporte marítimo y aéreo regional. Otro recurso demandado para el trasporte terrestre, son las gasolinas de motor (93 y 97 octanos), sin embargo, estos recursos energéticos secundarios no son producidos en la Región, al igual que el diésel B1, y se traen de las refinerías de Aconcagua y Bío Bío. Otros recursos energéticos secundarios que intervienen en la matriz regional es el gas licuado, bajo la forma de propano, que se emplea preferentemente para satisfacer requerimientos de calefacción, agua caliente sanitaria en zonas aisladas, y en los últimos 5 años ha aumentado su demanda en actividades como la acuicultura, para el transporte de embarcaciones entre y hacia los centros de cultivo, y para incineración o tratamiento térmico de residuos en los periodos de cosecha y operación. Este recurso también es empleado en otras actividades relevantes para la región como el turismo y la ganadería (estancias), y en estos casos, también para suplir la demanda térmica. Matriz Eléctrica Tal como se mencionara anteriormente, los principales energéticos empleados para la generación de electricidad son el gas natural y el diésel. En la Región, existe una única iniciativa de generación de energía eléctrica por biomasa, que corresponden a 1,2 MW de potencia instalada en un equipo de cogeneración de la empresa Forestal RUSSFIN, que emplea sus desechos de la actividad del aserradero, para la producción de energía como vapor y electricidad para su autoconsumo. Debido a la inquietud que provoca, en la comunidad, depender de una matriz energética principalmente basada en gas natural, cuya producción de este recurso ha ido disminuyendo año a año, resulta fundamental desarrollar una propuesta de matriz energética más diversificada, a partir del análisis de factibilidad técnica, económica y ambiental de incorporar otros energéticos, o bien analizar tecnologías aún no presentes en la región, pero que pudieran ser una solución, al mediano y largo plazo, que satisfaga la demanda por energía; disminuya la incertidumbre en la disponibilidad de recursos y permita mantener precios justos para el cobro de energía térmica y eléctrica. 13 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 2.3 2.3.1 Objetivos de la Aplicación de Criterios de la EAE Objetivo General Contribuir al proceso de toma de decisiones que acompañe el diseño de la Propuesta de Matriz Energética, apoyando la definición de escenarios energéticos estratégicos para la región a largo plazo, a través del estudio de alternativas factibles de Matrices Energéticas Regional y Comunal. 2.3.2 Objetivos Específicos Integrar factores de medio ambiente y sustentabilidad al estudio de Propuestas de alternativas de Matrices Energéticas para Magallanes. Incorporar actores relevantes en temas energéticos regionales y/o comunales, al proceso estratégico de propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050. Validar las propuestas de diversificación de la Matriz Energética para Magallanes, discutiendo oportunidades y riesgos de las distintas opciones de desarrollo con el Comité Consultivo Regional. Promover el diálogo en torno a las opciones tecnológicas y recursos energéticos, entre los actores e instituciones involucradas en la región, con el apoyo de expertos de las diferentes temáticas. Visualizar posibles conflictos de intereses y factores críticos de decisión relacionados con la futura propuesta de matriz energética para la región de Magallanes y Antártica Chilena. 14 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 2.4 Caracterización del Proceso de Decisión e Integración con la EAE Es importante definir en este punto que el proceso de decisión para este caso tiene particularidades especiales, dado que esta evaluación no se encuentra dentro de las características establecidas por la Ley, pues se trata de aplicar criterios de EAE en la elaboración de la Propuesta de Matriz Energética, por lo que el proceso de decisión se realizará en una etapa posterior y por los actores con competencia en la temática. La integración a este proceso de elaboración de Propuesta de Matriz Energética está definida por los siguientes aspectos: Integrar al proceso de evaluación aspectos medio ambientales, sociales, económicos, tecnológicos y disponibilidad de los recursos energéticos, para desarrollar una propuesta de Matriz Energética sustentable. La propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, viene a ser un insumo importante para la discusión de la Política Energética Regional, y para la toma de decisión de cuáles energéticos asumirán representación en la matriz. La Propuesta de diversificación de la Matriz Energética Regional, generará la oportunidad de desarrollar iniciativas que permitan alcanzar metas y proyecciones energéticas al 2050. Los diferentes actores en cada uno de los roles que les compete durante el proceso de elaboración de la propuesta de matriz energética regional, generarán opinión fundada para la toma de decisión. A través del Comité Consultivo, y las instancias de participación programadas durante el desarrollo del trabajo, permitirá validar técnica, económica y ambientalmente, las alternativas. El mecanismo utilizado para la integración de la EAE al proceso de decisión es el Comité consultivo Regional, cuya función es ser “… responsable de monitorear el desarrollo del estudio y de validar la propuesta que se presente en el informe final…” (TDR, pp.87) 15 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 2.5 Necesidades de Participación A continuación se detallan los Actores Claves que son parte de este proceso de evaluación. Órganos de la Administración del Estado Ministerio de Energía El Ministerio de Energía, a través de la División de Seguridad y Mercado de Hidrocarburos, opera como coordinador de la contraparte técnica nacional, sin embargo, también intervienen en el proceso de evaluación y revisión de los avances, la División de Participación y Diálogo Ciudadano, y la División de Sustentabilidad, esta última a cargo de la revisión del proceso de aplicación de criterios de Evaluación Ambiental Estratégica. El Ministerio de Energía a través de la Subsecretaría de Energía encarga y contrata a la Universidad de Magallanes para desarrollar la propuesta con el fin que sea un insumo para la elaboración de la Política Energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena durante el año 2015. Secretaría Regional Ministerial de Energía A cargo de la coordinación de la Contraparte Regional, para la evaluación del desarrollo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, y para la incorporación de información primaria regional, solicitada vía oficio a diferentes empresas regionales y servicios públicos. Gobierno Regional, Región de Magallanes y Antártica Chilena Dada la importancia que tiene la temática energética para el Gobierno Regional de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, la cual se reflejada no sólo en el apoyo al desarrollo de la Agenda Energética Nacional, si no que en la propia Estrategia de Desarrollo Regional, es que el Sr. Intendente Regional se ha involucrado directamente en el proceso, nombrando 2 representantes para el desarrollo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050: el Secretario Regional Ministerial de Minería y el Jefe del Departamento de Gestión y Ordenamiento Territorial de la Unidad de Desarrollo Regional, quienes junto al Secretario Regional Ministerial de Energía, conforman la contraparte técnica regional de la propuesta. 16 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Consejo Regional Los Consejeros Regionales, junto al Intendente Regional, conforman el Consejo Regional, donde una de las principales funciones dentro de la toma de decisión, es la definición de proyectos y programas que puedan ser abordados con fondos del Gobierno Regional. Para el caso de la matriz, podrían asumirse decisiones de proyectos energéticos en el ámbito de sus atribuciones. Municipalidades de la Región Los Municipios cumplen un rol fundamental dentro de la propuesta, ya que son los partícipes territoriales en la toma de decisión, sobre todo en aquellas comunas rurales donde la municipalidad se encuentra a cargo de gestionar soluciones para la comuna, desde el punto de vista energético, y en localidades aisladas de dichas comunas, como también en el desarrollo del territorio. En este último punto, los municipios dentro de sus PLADECOS (Planes de Desarrollo Comunal), manifiestan, por ejemplo, la incorporación de ERNC, como parte fundamental de un desarrollo sustentable. Gobernaciones Provinciales Poseen la visión global del conjunto de comunas de la provincia, y en el caso de zonas insulares como la Provincia de Tierra del Fuego y Provincia Antártica juegan un rol preponderante con relación a la conectividad, el planteamiento de problemas provinciales, que puedan solucionar las diferentes unidades técnicas del Gabinete Regional, a través de la presentación de proyectos sectoriales, al FNDR o FONDEMA. De igual forma, juegan un rol fiscalizador, de las actividades de los diferentes servicios públicos en el territorio provincial. Secretarías Regionales Ministeriales y Direcciones de Servicios Más que un rol en la toma de decisiones, juegan un papel importante en la aplicación de políticas, planes y programas, que, pueden direccionarse hacia los fines de la matriz, como también en la propuesta, elaboración, ejecución y seguimiento de diferentes proyectos sectoriales, o regionales (con fondos del Gobierno Regional) que permitan la implementación de soluciones particulares en la medida que el Estado pueda intervenir. El mejor ejemplo de ello, lo constituye la elaboración del Plan de Desarrollo de Zonas Extremas, expuesto en el Informe de Alcance, donde en el tema energético, se contempla la electrificación hasta Cerro Castillo (comuna de Torres del Payne) y la implementación de una Mini Central Hidroeléctrica en la localidad de Puerto Edén (aledaña al Parque Nacional Bernardo O’Higgins, en la comuna de Puerto Natales). 17 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Empresas Las empresas asociadas al tema energético en la región de Magallanes, como también aquellas que tiene intenciones de invertir en temas energéticos, son importantes en diferentes niveles de la toma de decisión en torno a la matriz energética regional; por un lado en la explotación de recursos energéticos, y por otro en la generación de energía, y en la distribución de la misma a los consumidores finales. Dentro de los actores empresariales considerados en el análisis, e involucrados en las diferentes etapas de la aplicación de criterios de una Evaluación Ambiental Estratégica, se tiene: ENAP: Empresa Nacional del Petróleo, principal productora de gas natural, petróleo crudo, y combustibles líquidos derivados del petróleo en la región. Además de poseer toda una red de gasoductos para el transporte, e instalaciones portuarias que permiten la entrada y salida de energéticos. Empresa de los CEOP: Aquí se tienen empresas como GEOPARK, PETROMAGALLANES, PAN AMERINA ENERGY (PAE), YPF, entre otros, quienes poseen contratos especiales de explotación de hidrocarburos, que pueden contribuir a la explotación de petróleo crudo y gas natural para la matriz energética. Mina Invierno: Principal productor de carbón, producto que en estos momentos se emplea fuera de la Región. Sus yacimientos se ubican en Isla Riesco. Ingeniería Civil Vicente (ICV): Productor de carbón a menor escala y con yacimientos ubicados en la Península de Brunswick y en la Provincia de Última Esperanza. También su producto sale fuera de la región. Pecket Energy: Filial de ICV, se encuentran desarrollando una propuesta para la gasificación de carbón y para la incorporación del Parque Eólico de Cabo Negro, en la matriz eléctrica de Punta Arenas. Antofagasta Minerals (AMSA): Se encuentran investigando en la Región la posibilidad de implementar gasificación de carbón “in situ”, en sus yacimientos. EDELMAG S.A: Empresa regional a cargo de la generación, transporte y distribución, de la energía eléctrica en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. GASCO S.A: Empresa regional a cargo de la distribución de gas natural en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, y de la producción y distribución de GNC (Gas Natural Comprimido) y uno de los distribuidores de GLP en la Región. Empresas asociadas a ERNC: Aquí se tienen empresas asociadas a la implementación, a pequeña escala, principalmente de aerogeneradores (hasta 5 kW) y placas o paneles solaresfotovoltaicos. Dentro de estas empresa se tiene: IMPA, BG Solar Energy, TESLA, presentes en 18 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL la Región y otras como Wireless Energy que si bien no tiene oficina regional, han implementado iniciativas en la región. Cámara Chilena de la Construcción: Que agrupa varias empresas de la región y del país en el rubro de la construcción, cumple un rol importante en la aplicación de medidas de eficiencia energética y en la certificación. Organizaciones de Base, Sociales y Ambientales y otros Actores Para el proceso de análisis de la matriz energética regional, se debe contar con la aceptación social de las alternativas, y por ello se ha convocado a las diferentes instancias de participación a actores claves que representan las bases de la sociedad, y/o instituciones o agrupaciones vinculadas a temas ambientales y de sustentabilidad. Dentro de este grupo también se encuentran líderes de opinión como los parlamentarios por la región, ex intendentes regionales, entre otros. Si bien no poseen atribuciones legales para la toma de decisión, pueden ejercer presión social, y así direccionar la decisión, tal como ocurrió el año 2011 con la “Crisis del Gas” en la Región, cuando se anunció alza en la tarifa de dicho energético, y la sociedad se movilizó, de forma que el Gobierno tuvo que desistir de dicha decisión. Dentro de las organizaciones convocadas se tiene: Organizaciones y Agrupaciones Indígenas Organizaciones territoriales Organizaciones de Adultos Mayores Uniones Comunales de Juntas de Vecinos Organizaciones No Gubernamentales (ONG), principalmente dedicadas a temas ambientales, y agrupaciones ambientalistas, tales como “Alerta Isla Riesco” y Frente de Defensa Ecológico Austral. Asamblea Ciudadana. Ex Intendentes, reunidos en específico para hablar sobre la propuesta de Matriz energética. Parlamentarios por la región, Senadores y Diputados, quienes fueron entrevistados por separado. Aquí es importante mencionar que profesionales del equipo del proyecto participaron de las reuniones de la “Mesa de Energía” convocada por el H.D Gabriel Boric de forma de recabar la opinión de los participantes. 19 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 2.5.1 Proceso de Participación Uno de los aspectos centrales en el proceso de aplicación de criterios de EAE, en la elaboración de Matriz Energética para la Región de Magallanes y Antártica Chilena, al largo plazo, es la participación ciudadana, dado que se requiere para esta decisión política estratégica la inclusión – durante el proceso de levantamiento y producción de información y de decisión – de actores claves en el tema energético, teniendo como criterios para la selección de estos, el interés por ser parte del proceso de planificación estratégica, poseer información técnica y específica desde su lugar de participación (dirigente social, representante del empresariado, autoridades, entre muchos otros), contar con liderazgo en el tema desde su sector, incidir en la toma de decisiones, entre otros. La mayoría de los actores convocados, han sido segmentados por provincia y por comuna de la región, de manera de lograr una alta representación de las diversas realidades del territorio en materia energética. Dentro del sector social se han convocado a: dirigentes de organizaciones sociales territoriales y funcionales con validación de sus bases, representantes de organizaciones no gubernamentales de distinto giro (social y ambiental), entre otros; como actores claves del sector empresarial energético a gerentes o representantes de empresas como GASCO, EDELMAG, Mineras, ENAP, METHANEX, GEOPARK, entre otros; también se han integrado actores relevantes del sector productivo/ industrial a través de representantes del ámbito forestal, pesquero, ganadero, entre otros; del ámbito público como Secretarios Regionales Ministeriales, Directores Regionales de Servicios relacionados con temas de energía; autoridades elegidas por votación popular, como parlamentarios, alcaldes, concejales y consejeros regionales, profesionales de las municipalidades a cargo de temas energéticos en unidades de planificación o de obras, entre otros. Los mecanismos que han sido utilizados para el involucramiento participativo de estos en el proceso de EAE son: convocatoria e invitación personalizada y directa, donde por problemas de conectividad se han utilizado diversos soportes, como vía correo electrónico, llamados telefónicos de invitación para constatar el recibo de la información y luego de confirmación, utilización de espacios virtuales de la Universidad de Magallanes (banner de la página web), entre otros. El equipo de trabajo, ha considerado la necesidad de incorporar actores en las diferentes etapas del desarrollo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes la 2050, representativos de los distintos sectores de la comunidad, para que intervengan en los diferentes niveles de participación, tanto para elaboración de la propuesta propiamente tal, como en la aplicación de los criterios de EAE, y finalmente en la validación de los diferentes informes que concluyan con los escenarios de matriz energética más factibles de implementar. Esto se hace a través de una 20 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL categorización participativa, y una triangulación de fuentes, para evitar repetir actores en las diferentes intervenciones, salvo que esto sea necesario. Las categorías programadas para la participación son: Taller de Lanzamiento: Tiene como objetivo la difusión del inicio del trabajo en la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, y la convocatoria aborda a sectores estratégicos del área de energía, ONG y grupos ecologistas, académicos, líderes de opinión validados por la comunidad, como los presidentes de uniones comunales, miembros de la Asamblea Ciudadana, por nombrar algunos, los cuales son convocados por invitación enviada a correo electrónico y por llamadas telefónicas. La lista de convocados fue suministrada por Secretaría Regional Ministerial de Energía de la Región. Este taller se llevó a cabo el 21 de Agosto del presente año, en auditorio de Facultad de Ingeniería de la Universidad de Magallanes, donde se expuso brevemente los objetivos y resultados esperados del trabajo, y profesionales del Ministerio de Energía expusieron sobre el desarrollo de la Política Energética Nacional. Talleres Provinciales: Tienen como objetivo recabar información sobre la percepción de la comunidad en torno al tema energético regional, la visión comunal sobre la constitución de la matriz energética, y la opinión sobre los diferentes escenarios que se plantearan como resultado del trabajo. Por estas razones se contempla la realización de 2 talleres en las 4 capitales provinciales, el primero para analizar la demanda energética y la percepción del problema energético en las comunas de la provincia; y el segundo casi al final del trabajo, para mostrar los escenarios propuestos y recabar la opinión de los convocados. Para ambos talleres se convoca a empresas ligadas al rubro energético, grandes consumidores de energía, líderes de opinión y representantes de organizaciones sociales. Los primeros talleres provinciales se llevaron a cabo entre el 22 de septiembre y 2 de octubre en las ciudades de Punta Arenas, Porvenir, Puerto Natales y Puerto Williams. Los segundos se realizaron el 8 de enero de 2015 en Primavera (provincia de Tierra del Fuego), 9 de enero en Puerto Natales (provincia de Última Esperanza), 14 de enero en Punta Arenas (provincia de Magallanes) y 20 de enero en Puerto Williams (provincia de Cabo de Hornos) Talleres o Paneles de Expertos: Estos talleres tienen como objetivo recabar información técnica, económica y ambiental, que permita dilucidar desde una mirada experta, la factibilidad de modificar la matriz energética actual, con la incorporación de nuevos energéticos, o nuevas tecnologías que hagan más eficiente el sistema, y se analice la disponibilidad futura de cada energético presente en la región, para el horizonte de 35 años. Se contemplaba inicialmente la realización de dos talleres, pero dada la profundidad requerida para el análisis de algunas materias, a lo menos se realizaron cuatro en las temáticas: carbones, hidrocarburos, energías renovables y biomasa. El detalle de la realización de estos talleres se incluirá en Informe de Avance N°2, pero al igual que los provinciales constaron de 21 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL dos partes, una que aborda los temas técnicos y la segunda, la aplicación de criterios de EAE. Se convocó a expertos regionales, nacionales e internacionales, según corresponda. Taller de Definición de Factores Críticos: Este taller corresponde a la aplicación de criterios de EAE, según la etapa de definición de factores críticos, varios de los cuales surgirán de los talleres de expertos y serán analizados en este caso por los actores que tienen experiencia en evaluación de impactos ambientales, como lo son los profesionales que participan en el Comité Técnico de Evaluación, las consultoras e instituciones dedicadas al tema ambiental, y los grupos ecologistas y ONG en la temática ambiental, presentes en la región, entre otros. Reuniones temáticas con especialistas: Se llevaron a cabo 12 reuniones para profundizar temáticas necesarias para el análisis y el cumplimiento de los objetivos. Las reuniones se realizaron con profesionales especialistas en dichas materias para la obtención de información primaria y se detallan a continuación: gerente de GEOPARK Magallanes, profesional de Vilicic S.A, profesional de Maderas san Vicente, profesional de TESLA, profesional de empresa Solar Energy, profesionales de Pecket Energy, profesionales de empresa YPF, representante de MIEE Power Sattion Manager Falkland Islands Government, Encargado regional de SERNAGEOMIN, profesional especialista en tecnologías y ambiente de ALACALUF, profesional especialista de CEQUA, profesional geólogo Mina Invierno, profesional geólogo de ENAP, Presidente de CCHC y Gerente de GASCO Magallanes. Reuniones con empresas del rubro energético: Dado que la demanda información primaria solicitada por oficio, no siempre es suficientemente clara para ambas partes, se sostendrán reuniones de trabajo con empresas, y en general a nivel de gerencia, para que la información fluya. Varias de estas reuniones se hacen en conjunto con Sr. Secretario Regional Ministerial de Energía de la Región. Entrevistas personales con actores relevantes: La propuesta de matriz energética debe ser consensuada en lo posible con gran parte de los actores regionales que tienen opinión en el tema energético, y con actores claves en la toma de decisión. Se sostuvieron reuniones con los 4 parlamentarios por la región: H.S Sr. Carlos Bianchi, H.D Sr. Juan Morano y H.D Sr. Gabriel Boric, y la H.S Sra. Carolina Goic. Se realizaron dos reuniones con el CORE, la primera para presentar el avance del segundo informe y la segunda para presentar los resultados finales. De estas reuniones se obtuvo información secundaria y retroalimentación de la información. Talleres o reuniones del tema energético convocadas por terceros: Se incluye esta categoría de información, ya que existen iniciativas relacionadas con el tema energético, donde participan varios actores de la comunidad, y la Universidad de Magallanes también es convocada a participar, por el trabajo de la propuesta de matriz que se encuentra 22 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL desarrollando. De este punto destaca la participación de profesionales del equipo de trabajo en la Mesa Territorial MINENERGIA, y en la Mesa Energética Regional convocada por el H.D Gabriel Boric. Reuniones Comité Consultivo: Para el cumplimiento de los objetivos de la propuesta, relacionados con participación y validación ciudadana, se requiere de un Comité que permita validar los informes entregados por la Universidad de Magallanes y hacer sus observaciones, realizando a los menos 3 reuniones según entrega de informes. Se conformó este Comité, donde la Universidad de Magallanes colaboró en su constitución, convocando a actores relevantes regionales, principalmente a líderes de opinión, a través de correo electrónico y llamadas telefónicas, a partir de listado estregado por Secretaría Regional Ministerial de Energía, listado de ONG ambientalistas regionales aportado por Secretario Regional Ministerial de Medio Ambiente de la región, y bases de datos propias de la Universidad para organizaciones de pueblos originarios, principalmente. Postularon finalmente 41 personas pertenecientes a 18 instituciones de la región, a las cuales se suman los 2 representantes de servicios públicos nombrados directamente por Sr. Intendente Regional, y el representante de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) nombrado por su gerencia. Finalmente el Comité Consultivo quedó conformado por 15 personas seleccionadas por Sr. Intendente Regional y su equipo, cuyo listado se muestra a continuación: Tabla 2.1 Integrantes del Comité Consultivo - Matriz Energética para Magallanes al 2050 Nombre Cargo e Institución Valeska Acevedo Gaete Rectora Universidad Santo Tomás Sede Punta Arenas Alejandro Núñez Jefe Centro Universitario Porvenir Universidad de Magallanes Emilio Bocazzi Alcalde I. Municipalidad de Punta Arenas/Vicepresidente Regional de la Asociación Regional de Municipalidades. Blanca Culún Concejal I. Municipalidad de Primavera Javier Avalos Torres Asesor Cámara Comercio Puerto Natales Mario Mertens Piel Representante Cámara de Comercio e Industrias Magallanes A.G. Jorge Vera Capkovic Jefe de Producción ENAP Magallanes Daniel Barrientos Muñoz Representante ONG Nobeles Australes Ricardo Muza Director Regional Wildlife Conservation Society (WCS) Matilde Silva Ojeda Luis Gómez Zárraga Presidenta Consejo Vecinal de Desarrollo del Barrio Octavio Castro de Puerto Natales Presidente Comunidad Yagán Bahía Mejillones de Puerto Williams Alejandro Avendaño Gallardo Presidente Sindicato Trabajadores ENAP Magallanes Ramón Ramírez Jofré Presidente Unión Comunal de Juntas de Vecinos Porvenir Juan Barticevic Director Regional SEC Mario Maturana Presidente Directorio Empresa Portuaria Austral Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 23 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Taller de Cierre: Tiene como objetivo la difusión final del trabajo realizado por la Universidad de Magallanes, y será abierto al público en general, además de convocar a los actores que han participado en las diferentes etapas. La fecha de realización se programará en conjunto con la contraparte técnica. 2.6 Necesidades de Información La información base y necesaria para el desarrollo de esta Evaluación, se encuentra definida en las actividades que se realizan de forma paralela para la propuesta de Matriz, como lo es: el Balance de energía 2013 regional y comunal a nivel de matriz primaria, matriz secundaria y matriz eléctrica; Proyecciones de la demanda de energía al año 2050; Análisis de los consumos históricos de los energéticos; Disponibilidad y localización de recursos energéticos en la región tanto de origen fósil como de energías renovables; Estudio de tecnologías disponibles para la utilización de los diversos recursos energéticos; Estimación de las inversiones requeridas para ingresar los recursos energéticos a la matriz regional; Estimación de los precios económicos de los diferentes energéticos en los centros de consumo y, Análisis de los riesgos asociados a la seguridad del suministro. La necesidad de información desde el ámbito social se obtuvo a través de la participación de actores relevantes, expertos y otros, en las diversas instancias abiertas de discusión. La información referida a lo medioambiental se basará en la identificación de la interacción de la utilización de los diversos recursos energéticos disponibles sobre el medioambiente y los conflictos sociales, ambientales, económicos, con la Estrategia de Desarrollo Regional; además de la proveniente de otras instancias como las desarrolladas en la Mesa Territorial del H.D Boric. A continuación se detallan las instituciones que realizaron aportes al desarrollo de información básica para le elaboración de los estudios y análisis mencionados anteriormente. 2.6.1 Instituciones que Aportan Información La información necesaria para el desarrollo de las tareas específicas encomendadas por el Ministerio de Energía, tienen diferentes fuentes, varias de las cuales se han acordado entre las partes involucradas: Universidad de Magallanes y Contraparte Técnica Regional y Nacional. Sin embargo, es necesario mencionar que se ha acordado utilizar sólo información disponible, sin llegar a emplear estudios de campo u otras metodologías que signifiquen generación de nueva información. 24 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Ministerio de Energía El Ministerio de Energía, a través de la División de Seguridad y Mercado de Hidrocarburos, quien opera como coordinador de la contraparte técnica nacional, se comprometió a solicitar información primaria para el desarrollo de los Balances Energéticos 2013, regional y comunales, a las principales empresas que intervienen en la actual matriz energética regional, como también, a aportar con estudios e información que maneje dicha División, u otras del Ministerio, en la medida que sean aportes para los principales productos, y con la debida autorización de las empresas involucradas. Dentro de las principales empresas a las cuales se les demanda información se tiene: EDELMAG S.A: Empresa regional a cargo de la generación, transporte y distribución, de la energía eléctrica en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. GASCO S.A: Empresa regional a cargo de la distribución de gas natural en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir, y de la producción y distribución de GNC (gas natural comprimido). Distribuidoras de Combustibles: Dentro de las cuales se tiene a la empresa regional ENERSUR, y las empresas nacionales, COPEC, PETROBRAS, y ENEX. ENAP: Empresa Nacional del Petróleo, principal productora de gas natural y combustibles líquidos derivados del petróleo en la región. Gobierno Regional, Región de Magallanes y Antártica Chilena El Secretario Regional Ministerial de Minería y el Jefe del Departamento de Gestión y Ordenamiento Territorial de la Unidad de Desarrollo Regional junto al Secretario Regional Ministerial de Energía, conforman la contraparte técnica regional de la propuesta. Bajo esta estructura, se solicitó información a diferentes servicios públicos que tienen relación con la temática energética, tales como: Gobernaciones Provinciales de: Última Esperanza, Tierra del Fuego y Provincia Antártica. Secretarías Regionales Ministeriales de: Obras Públicas, Vivienda y Urbanismo, Salud, Minería, Economía, Agricultura y Transporte. Direcciones de Servicios: Dirección General de Aguas (DGA), Corporación Nacional Forestal (CONAF), Servicio Nacional de Geología y Minería (SERNAGEOMIN), Unidad de desarrollo Regional (UDR) del Gobierno Regional e Instituto Antártico Chileno (INACH) y Subsecretaría de Desarrollo Regional (SUBDERE). Municipalidades de: Laguna Blanca, Río Verde, San Gregorio, Timaukel, Torres del Payne, Natales y Cabo de Hornos. 25 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Secretaría Regional Ministerial de Energía Para la incorporación de información primaria regional, se solicitó vía oficio a diferentes empresas regionales principalmente tales como: Mina Invierno ICV S.A Pan American Energy (PAE) Petromagallanes GeoPark ENAP Magallanes Para la incorporación de información secundaria o aclaratoria, se realizaron varias reuniones, se enviaron correos electrónicos, entrevistas personales o llamados telefónicos, con las siguientes entidades: Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (EDELMAG S.A) Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) GEOPARK Chile Limited (GEOPARK) METHANEX Chile S.A. (METHANEX) Forestal MONTE ALTO Forestal RUSFFIN Salmones Magallanes Mina Invierno Gobierno Regional (UDR) Corporación Nacional Forestal (CONAF) Secretaría Regional Ministerial de Agricultura I. Municipalidad de Timaukel I. Municipalidad de Torres del Payne I. Municipalidad de Primavera I. Municipalidad de Laguna Blanca I. Municipalidad de Río Verde Investigación de información disponible en internet y en otros organismos públicos y privados. Algunos de ellos: INE SEC CNE 26 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Ministerio de Energía SUBDERE 2.6.2 Información Específica Con relación a los objetivos planteados, se analizó información de diversas fuentes, pero no se levanta nueva información, de acuerdo a lo indicado en los Términos de Referencia. Información primaria canalizada a través de Secretaría Regional Ministerial de Energía de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, y el Ministerio de Energía, correspondiente principalmente a: Estudios realizados por las diferentes Divisiones del Ministerio de Energía, que tienen como finalidad analizar la introducción de otros energéticos, o mejorar la eficiencia en el uso, en algunos lugares particulares de la Región como es el caso de la localidad de Puerto Williams. Esto informes son: “Gas Natural para Puerto Williams” y proyecto “Desarrollo de una Estrategia de implementación para el mejoramiento de la competitividad del rubro leña en Puerto Williams”. Información sobre Reservas Probadas de la Empresa Nacional del Petróleo. Resumen Ejecutivo de Proyecto Propano Aire (GASCO S.A). Información sobre Reservas de Carbón informadas por Mina Invierno, en Carta MINENERGIA 000025 de fecha 18 de Noviembre de 2014. Resumen de Estudios de Potencial Hidroeléctrico desarrollados por EDELMAG S.A: Río Guerrico y Cuencas de Magallanes. Estudios de Recursos Hídricos en Río Róbalo de CENER LTDA., de Gobierno Regional de Magallanes y Antártica Chilena. Informes Finales FIC-R 2012: “Difusión Bases de Evaluación de Impacto Ambiental de Energías Marinas (CEQUA, 2014); “Rutas Turísticas de Aguas Termales en Magallanes” (CEQUA, 2014). Información primaria solicitada por Centro de Estudio de los Recursos Energéticos, a diferentes empresas e instituciones, principalmente: Proyecto de Gasificación de Carbones, Pecket Energy. Viabilidad de Gasificación de Carbón In Situ, Antofagasta Minerals S.A. Generación de Electricidad por Biomasa, Monte Alto Forestal S.A. Antecedentes utilización de Bíogas, WHEIG, Gerencia de Operaciones América del Sur 27 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Taller de Expertos de Carbones: Participaron profesionales de Mina Invierno, ICV, Pecket Energy, Siemmens Alemania y Siemmens Chile, además de los asesores en el área de carbones, del equipo del proyecto, quienes analizaron diferentes aspectos de la explotación del carbón y su contribución a la matriz energética, como también un análisis de factibilidad de la implementación de la tecnología de gasificación de carbón para la producción de gas de síntesis. Es importante mencionar en este punto, que la Universidad de Magallanes, en los últimos cuatro años, ha desarrollado, a través de varias iniciativas de la Facultad de Ingeniería y los Departamentos de Ingeniería Química y Mecánica, varias discusiones importantes en torno a la Gasificación de Carbones con la venida de expertos internacionales de Estados Unidos, España y Colombia que han aportado, al conocimiento de esta tecnología, como también, a través del Laboratorios de Carbones (iniciativa financiada a través de CORFO) se ha iniciado una línea de investigación relevante que permite conocer de mejor forma este recurso y su propiedades energéticas. Taller de Expertos de Hidrocarburos: Participaron profesionales de las empresas ENAP, GEOPARK, PETROMAGALLANES, y profesionales en el ejercicio privado con amplia experiencia en este rubro, con los cuales se discutió el futuro de la explotación de hidrocarburos en la región, la aplicación de tecnologías no convencionales de exploración y explotación, y la factibilidad de emplear GNL y Propano Aire como alternativas energéticas. Taller de Expertos de Energías Renovables I y II: Debido a lo extenso del tema, dado los recursos renovables existentes en la Región, se realizaron 2 talleres de energías renovables. El primero se abocó principalmente al recurso marino e hídrico, analizando la factibilidad de emplear estos recursos en algunas comunas de la Región, y sus perspectivas futuras en el horizonte al 2050, y se abordó el caso del Parque Eólico Cabo Negro y sus posibilidades de ser incorporado a la matriz eléctrica de Punta Arenas. En el segundo taller, se abordaron temas relacionados con la implementación de sistemas fotovoltaicos particulares y la factibilidad de instalación de sistemas híbridos en comunidades y sitios aislados de la Región. Taller de Biomasa: Participaron profesionales de las principales empresas madereras de la Región, que además tienen especial interés en la matriz energética ya que han sido pioneras en la introducción de equipos energéticos que funcionan con biomasa, o bien se encuentran evaluando o implementado proyectos asociados a la generación eléctrica con biomasa y producción de energéticos, éstos últimos bajo la modalidad de astillas y densificados (pellet y briquetas). Además de la búsqueda y análisis de información disponible en internet de Instituciones públicas y privadas (Ministerios, empresas, universidades, entre otros). 28 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 2.7 Identificación de Otras Iniciativas Relacionadas Junto al desarrollo de la Matriz Energética para Magallanes al 2050, se encuentran en desarrollo otras actividades del Ministerio de Energía, relacionadas con la Agenda Energética Nacional: Elaboración de la Política Nacional de Energía, instalada dentro de las principales actividades de la Agenda Energética, reconociéndose dos grandes ejes: uno con Horizonte a corto plazo “Se someterá a discusión las líneas de acción, en términos de los estándares, políticas y regulaciones que garanticen la factibilidad técnica y sustentabilidad de la matriz energética con un horizonte al año 2025” (Agenda de Energía, 2014), y un segundo eje a mediano y largo plazo que centrará su discusión en aspectos estratégicos y tecnológicos al 2050. Mesa Territorial Energética, Se refiere a la Mesa de gestión Territorial que une las instancias de Asociatividad y Ordenamiento Territorial, integrados en los pilares número 6 y 7 respectivamente, de la Agenda Energética del Ministerio de Energía, y que posee una discusión regional, que podría enmarcarse en la ubicación de futuras iniciativas de proyectos energéticos en la Región, por un lado, y en la facilitación de la resolución de posibles conflictos de interés por otro lado. Actividades Comité Consultivo Nacional, que tiene como rol ser “guía estratégico del proceso participativo impulsado por Energía 2050 y que el producto resultante será una “Hoja de Ruta al 2050”, insumo fundamental para la formulación de la política energética a largo plazo”. (Energía 2050). Dentro del equipo de trabajo de la propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, se encuentra el Sr. Humberto Vidal, especialista en energía solar y miembro del Comité Consultivo Nacional. Plan Especial para Puerto Williams: Dada las problemáticas principalmente ambiental y de disponibilidad del recurso leña, la División de Acceso y Equidad del Ministerio de Energía, está llevando adelante un proceso de apoyo a esta localidad con diversas iniciativas, que en su conjunto entregan una solución al corto y mediano plazo para mejorar las condiciones de vida en dicha localidad. La propuesta de matriz vendrá a apoyar la solución en el largo plazo. Mesa de Energía (H.D Gabriel Boric), cuyo fin es desarrollar una propuesta local de mediano plazo en materia energética, considerando la participación de diversos actores de la sociedad civil y que permita retroalimentar la labor parlamentaria en ese tema en particular. Los principales temas a tratar son potenciar el uso de ERNC, potenciar la aplicación de medidas de eficiencia energética, e impulsar nuevas regulaciones que permitan contar con una matriz energética regional más diversificada. 29 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Y en el ámbito regional, la elaboración de propuestas relacionadas con el Plan Regional de Zonas Extremas, en su capítulo energético, también es una iniciativa que se relaciona con la propuesta, mediante la aplicación de soluciones específicas en localidades aisladas. 2.8 Programación de la EAE Para el desarrollo de esta Evaluación Ambiental Estratégica se contó con un “equipo de asesores externos”, conformado por profesionales de la Universidad de Magallanes, el cual desarrolla el proceso de diagnóstico y evaluación de la estrategia. Al ser ésta una aplicación de criterios de EAE a una propuesta de Matriz Energética y no una política ni programa, no se conformó el “equipo base” ni el “equipo técnico” de apoyo solicitado en la metodología de EAE, aplicada a este caso. La definición del Plan de participación fue definida por el Equipo del Proyecto involucrado en la EAE y la Contraparte Técnica, el cual se detalla a continuación: Tabla 2.1 Programa de Trabajo Matriz Energética para Magallanes al 2050, Técnicas y EAE INFORMES TÉCNICOS Informe 1: Balances de Energía Regional y Comunal y Proyección de la Demanda. (21 Octubre) Informe 2: Análisis Disponibilidad de Recursos y ETAPA EAE FECHA DE EJECUCIÓN REP. MINISTERIO ENERGÍA Programación Criterios EAE 03 Octubre - Talleres Provinciales N°1 24 Septiembre 25 Septiembre 26 Septiembre 02 Octubre Definición de Alcance 22 Octubre Presentación ante Comité Consultivo Informe N°1 Taller Expertos Recurso Carbón Taller N°1 Expertos E. Marinas, Hídrica y Eólica Solar Taller Expertos Recursos Hidrocarburos Ma. de los Ángeles Valenzuela Selva Bravo SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández. Ramón Granada - 22 Octubre SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández. Selva Bravo Danilo González 05 Noviembre - 06 Noviembre - 18 Noviembre Danilo González 30 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Explotación – Producción y nuevas Tecnologías. (05 Enero) Taller Definición de Factores Críticos de Decisión Taller N°2 Expertos Renovables /Híbridos y Zonas Aisladas Comité Consultivo Extraordinario Presentación “Fracking” (Tight and Shale Gas) Presentación al Comité Consultivo Informe N°2 Talleres Provinciales N°2 Diagnostico Estratégico Informe 3: Análisis Escenarios y Resultados Finales de Matrices. (13 de febrero) Presentación al Comité Consultivo Informe N°2 Corregido. Análisis y Lineamientos Estratégicos 26 Noviembre Dianela Arroyo 27 Noviembre - 2 Diciembre SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández. 06 Enero SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández. 08 Enero 09 Enero 14 Enero 20 Enero 29 Enero 29 Enero Ma. de los Ángeles Valenzuela SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández. Profesional División Eficiencia Energética Ramón Granada SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández. José Antonio Ruiz 13 Febrero Presentación al Comité Consultivo Informe Final 02 Marzo 2015 Preliminar y validación de FCD. Complementación del Análisis y Lineamientos Estratégicos con FCD 25 Marzo elegidos por el Comité Consultivo y respuesta a Observaciones. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) SEREMI Magallanes, Alejandro Fernández. - 31 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 3. DIAGNÓSTICO ESTRATÉGICO La elaboración del Diagnóstico estratégico, según la metodología propuesta por el CED, busca analizar el contexto bajo el cual se llevará adelante la evaluación, por medio de la identificación y caracterización de la información secundaria y la percepción de actores clave. Este diagnóstico considera: el Análisis del Marco de Referencia Estratégico, Análisis de actores y, Análisis de aspectos ambientales y de sustentabilidad. 3.1 Marco de Referencia Estratégico En este paso se identifican las normativas, orientaciones y metas para establecer los lineamientos que le dan contexto a la EAE aplicada a este caso. En el caso de los aspectos socioculturales es necesario considerar el Pacto 169 de la OIT, principalmente en su ARTÍCULO 7, donde el en punto 1, se señala que “ Los pueblos interesados deberán tener el derecho de decidir las propias prioridades en lo que atañe al proceso de desarrollo, en la medida en que éste afecte a sus vidas, creencias, instituciones y bienestar espiritual y a las tierras que ocupan o utilizan de alguna manera, y de controlar, en lo posible, su propio desarrollo económico, social y cultural. Además dichos pueblos deberán participar en la formación, aplicación y evaluación de los planes y programas de desarrollo nacional y regional susceptibles de afectarles directamente”, en el punto 3, se indica que “ Los gobiernos deberán velar porque, siempre que haya lugar, se efectúen estudios, en cooperación con los pueblos interesados, a fin de evaluar la incidencia social, espiritual y cultural y sobre el medio ambiente que las actividades de desarrollo previstas puedan tener sobre esos pueblos. Los resultados de estos estudios deberán ser considerados como criterios fundamentales para la ejecución de las actividades mencionadas. 4. Los gobiernos deberán tomar medidas, en cooperación con los pueblos interesados, para proteger y preservar el medio ambiente de los territorios que habitan “(pp.4). Por lo que al momento de decidir iniciativas energéticas que involucren y/o afecten pueblos indígenas debiesen realizarse procesos de Consulta cuyo procedimiento sea acordado de manera conjunta, participativa y vinculante entre las instituciones y los representantes de los pueblos originarios. Dada la variedad de recursos energéticos, y tecnologías disponibles como alternativas para la diversificación de la matriz energética, el análisis de lineamientos o documentos que guían los aspectos ambientales, se definen y se relacionan con disposiciones ambientales en torno a la exploración y explotación de los diferentes recursos energéticos, principalmente fósiles, y para generación de energía térmica y eléctrica, considerando alternativas tales como: Producción de gas natural licuado (GNL) 32 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Planta de Propano/Aire Plantas de Producción de gas natural sintético (a partir de Gasificación de Carbón) Parques Eólicos Sistemas Híbridos Aplicación de Energía Solar, Energía Geotérmica de Baja Entalpia, Co Generación con biomasa, Centrales Hidroeléctricas de Paso y Generación de electricidad con energías marinas. 3.1.1 Lineamientos Ambientales Transversales D.S. Nº100/05, Fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Constitución Política de la República de Chile. Ministerio Secretaria General de la Presidencia. Establece el derecho a vivir en un ambiente libre de contaminación; y establece el deber del Estado de velar por que este derecho no sea afectado. Ley Nº19.300/94, Aprueba Ley Sobre Bases Generales del Medio Ambiente, modificada por la Ley Nº 20.417/10 (Ministerio Secretaria General de la Presidencia). Legisla sobre el derecho a vivir en un medio ambiente libre de contaminación, la protección del medio ambiente, la preservación de la naturaleza y la preservación del patrimonio ambiental. Además crea la institucionalidad ambiental. D.S. Nº95/01, Actualiza y refunde Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Ministerio Secretaria General de la Presidencia). Especifica los proyectos que deben ingresar al SEIA, los criterios para decidir entre estudio o declaración de impacto ambiental (DIA o EIA), los plazos y procedimientos de evaluación, los permisos ambientales sectoriales y el contrato de seguro por daño ambiental para obtener autorización previa. D.S. N°75/05, Reglamento para la Clasificación de Especies Silvestres, D.S. Nº151/07, D.S. Nº33/11, D.S. Nº41/11, D.S. Nº42/11, D.S. Nº19/12 y D.S. Nº 13/13. Aprueba y Oficializa Primero, Cuarto, Quinto, Sexto, Séptimo, Octavo y Noveno Proceso de Clasificación de Especies Según su Estado de Conservación (Ministerio Secretaría General de la Presidencia y Ministerio del Medio Ambiente).Oficializa la clasificación de especies silvestres (flora y fauna) en categoría de conservación, presentando el listado de éstas. Ley Nº17.288/70, Legisla sobre Monumentos Nacionales. Artículos 21 y 26 (Ministerio de Educación). Esta ley establece que el patrimonio arqueológico y cultural queda bajo la tuición y protección del Estado, prohibiéndose destruir u ocasionar perjuicios en los monumentos nacionales, ni en los objetos o piezas que estén destinados a permanecer en un sitio público, 33 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL indicando que tampoco se pueden cambiar de ubicación monumentos públicos, sin previa autorización de la autoridad correspondiente. En el Artículo 21 se indica que por el sólo ministerio de la ley, son Monumentos Arqueológicos de propiedad del Estado los lugares, ruinas, y yacimientos y piezas antropo-arqueológicas que existan sobre o bajo la superficie del territorio nacional. También en esta ley, se incluyen las piezas paleontológicas y los lugares donde se hallaren. El Artículo 26 señala que toda persona que al hacer excavaciones, encuentre ruinas, yacimientos, piezas u objetos de carácter histórico, antropológico, arqueológico o paleontológico, está obligada a denunciar inmediatamente el descubrimiento al Gobernador Provincial, quien ordenará a Carabineros que se haga responsable de su vigilancia hasta que el Consejo se haga cargo de él. La infracción a lo dispuesto en este artículo será sancionada con una multa cinco a doscientas unidades tributarias mensuales. D.S. Nº484/90, Reglamento de la Ley N°17.288, sobre excavaciones y/o prospecciones arqueológicas, antropológicas y paleontológicas. - Ministerio de Educación. Este Reglamento establece que las prospecciones y/o excavaciones arqueológicas, antropológicas y paleontológicas, en terrenos públicos y privados, como asimismo las normas que regulan la autorización del Consejo de Monumentos Nacionales para realizarlas y el destino de los objetos o especies encontradas, se regirá por las normas contenidas en la Ley N°17.288 y en este Reglamento. D.F.L. Nº4/20.018 del 2006, Fija texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley Nº1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de Energía Eléctrica. Artículos 2, 55 y 222 (Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción). Regula la producción, el transporte, la distribución, el régimen de concesiones y las tarifas de la energía eléctrica, además de las funciones del Estado en estas materias. En el Artículo 2, se establece que estarán comprendidas en las disposiciones de la presente ley; Las concesiones para establecer: Centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, considerando que los derechos de aprovechamiento sobre las aguas terrestres que se destinen a la producción de energía eléctrica se regirán por las disposiciones del Código de Aguas y; Líneas de transporte de la energía eléctrica. Cabe destacar que esta ley (LGSE), fue objeto de modificaciones destinadas a incentivar el desarrollo de energías renovables no convencionales a través de la Ley Nº20.257/08 la que “Introduce Modificaciones a la LGSE respecto de la Generación de Energía Eléctrica con Fuentes de Energías Renovables no Convencionales” y su reglamento aprobado mediante D.S Nº244/06 del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción que aprobó el “Reglamento para Medios de Generación no Convencionales y Pequeños Medios de Generación establecidos en la LGSE”. 34 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Específicamente, su Artículo 55 indica que las líneas de transporte y distribución de energía eléctrica podrán atravesar los ríos, canales, las líneas férreas, puentes, acueductos, cruzar calles, caminos y otras líneas eléctricas. Estos cruzamientos se ejecutarán en conformidad con las prescripciones que establezcan los reglamentos, de manera que garanticen la seguridad de las personas y propiedades. El Artículo 222 señala que el trazado de líneas aéreas por bienes nacionales de uso público deberá efectuarse de modo que, en lo posible, no se corten o poden los árboles ubicados a lo largo del trazado de la línea. Si no existiere alternativa a la poda o corta de estos árboles, el propietario de las líneas aéreas deberá dar aviso por carta certificada, con diez días de anticipación, a la Dirección de Vialidad o a la Municipalidad, según proceda, y a los propietarios afectados, pactándose las indemnizaciones que correspondan, de acuerdo con lo que establezcan los reglamentos. D.S. Nº47/92, Fija nuevo texto de la ordenanza general de la ley general de urbanismo y construcciones. Artículo 2.1.29 (Ministerio de Vivienda y Urbanismo). En su art. 2.1.29 señala que el tipo de uso de infraestructura se refiere a las edificaciones o instalaciones y a las redes o trazados destinados a: Infraestructura de transporte, tales como, vías y estaciones ferroviarias, terminales de transporte terrestre, recintos marítimos o portuarios, instalaciones o recintos aeroportuarios, etc. Infraestructura sanitaria, tales como plantas de captación, distribución o tratamiento de agua potable o de aguas servidas, de aguas lluvia, rellenos sanitarios, estaciones exclusivas de transferencia de residuos, etc. Infraestructura energética, tales como, centrales de generación o distribución de energía, de gas y de telecomunicaciones, gasoductos, etc. Las redes de distribución, redes de comunicaciones y de servicios domiciliarios y en general los trazados de infraestructura se entenderán siempre admitidos y se sujetarán a las disposiciones que establezcan los organismos competentes. El instrumento de planificación territorial deberá reconocer las fajas o zonas de protección determinadas por la normativa vigente y destinarlas a áreas verdes, vialidad o a los usos determinados por dicha normativa. El instrumento de Planificación Territorial respectivo podrá establecer las condiciones y requisitos que permitan el emplazamiento de las instalaciones o edificaciones necesarias para este tipo de uso, sin perjuicio del cumplimiento de las normas ambientales, de las normas de la Ley General de Urbanismo y Construcciones, de esta Ordenanza y demás disposiciones pertinentes. D.S. Nº47/92, Fija nuevo texto de la ordenanza general de la ley general de urbanismo y construcciones (Ministerio de Vivienda y Urbanismo). En su numeral 1 del Artículo 5.8.3, se 35 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL establece que en todo proyecto de construcción, reparación, modificación, alteración, reconstrucción o demolición, el responsable de la ejecución de dichas obras deberá implementar las siguientes medidas: Regar el terreno en forma oportuna, y suficiente durante el período en que se realicen las faenas de demolición, relleno y excavaciones. Disponer de accesos a las faenas que cuenten con pavimentos estables, pudiendo optar por alguna de las alternativas contempladas en el artículo 3.2.6. Transportar los materiales en camiones con la carga cubierta. Lavar lodo de las ruedas de los vehículos que abandonen la faena. Mantener la obra aseada y sin desperdicios mediante la colocación de recipientes recolectores, convenientemente identificados y ubicados. Hacer uso de procesos húmedos en caso de requerir faenas de molienda y mezcla. D.S. Nº144/61, Establece Normas para Evitar Emanaciones o Contaminantes Atmosféricos de Cualquier Naturaleza (Ministerio de Salud). En su Artículo 1 establece que los gases, vapores, humos, polvo, emanaciones o contaminantes de cualquiera naturaleza, producidos en cualquier establecimiento fabril o lugar de trabajo, deberán captarse o eliminarse en forma tal que no causen peligros, daños o molestias al vecindario. D.S. N°138/05, Establece obligación de declarar emisiones que indica (Ministerio de Salud). Establece que todos los titulares de fuentes fijas de emisión de contaminantes atmosféricos que se establecen en este decreto deberán entregar a la SEREMI de Salud del lugar en que se encuentran ubicadas, los antecedentes necesarios para estimar las emisiones provenientes de cada una de sus fuentes. A su vez, el Artículo 2 señala que están obligadas a proporcionar los antecedentes para la determinación de emisión de contaminantes, las fuentes fijas que correspondan a diferentes rubros, actividades o tipo de fuente, donde quedan incluidos los equipos electrógenos. D.S. Nº75/87, Establece Condiciones para el Transporte de Carga que indica (Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones). En su Artículo 2, establece que los vehículos que transporten desperdicios, arena, ripio, tierra u otros materiales, ya sean sólidos, o líquidos, que puedan escurrirse y caer al suelo, estarán construidos de forma que ello no ocurra por causa alguna. D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). En su Artículo 67, este D.F.L. indica que corresponde al Servicio Nacional de Salud velar porque se eliminen o controlen todos los factores, elementos o agentes del medio ambiente que afecten la salud, la seguridad y el bienestar de los habitantes en conformidad a las disposiciones del presente Código y sus reglamentos. Por otro lado, de acuerdo al Artículo 89, letra a), este reglamento comprenderá normas que se refieran a la conservación y pureza del aire y evitar en él la presencia de materias u olores que constituyan una 36 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL amenaza para la salud, seguridad o bienestar del hombre o que tengan influencia desfavorable sobre el uso y goce de los bienes. D.S. Nº38/11, Establece Norma de Emisión de Ruidos Molestos Generados por Fuentes que indica, a partir de la revisión del Decreto Nº146/97 (Ministerio del Medio Ambiente). Establece los niveles máximos permisibles de presión sonora corregidos y los criterios técnicos para evaluar y calificar la emisión de ruidos molestos generados por fuentes fijas hacia la comunidad, tales como las actividades industriales, comerciales, recreacionales, artísticas u otras. El Artículo 9 establece los valores máximos para emisiones de ruido de fuentes fijas en zona rural se aplicará como nivel máximo permisible de presión sonora corregido (NPC), el menor valor entre: Nivel de ruido de fondo + 10 dB(A) NPC para Zona III 65dB(A) diurno y 50dB(A) nocturno. En su Artículo 23 se establece que para los proyectos que ingresen al SEA con posterioridad a la fecha de publicación de esta norma, les será aplicable a contar de esa fecha. D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). De acuerdo al Artículo 71, cualquier proyecto, público o privado, destinado, específicamente según la letra b) a la evacuación, tratamiento o disposición final de desagües, aguas servidas de cualquier naturaleza y residuos industriales o mineros, debe ser aprobado antes de poner en explotación las obras mencionadas por la SEREMI de Salud correspondiente. El Artículo 72 señala que el Servicio Nacional de Salud ejercerá la vigilancia sobre plantas depuradoras de aguas servidas, pudiendo sancionar a los responsables de infracciones. Por otra parte, el Artículo 73 establece la prohibición de vaciar las aguas servidas y los residuos industriales o mineros en ríos o lagunas, o en cualquiera otra fuente o masa de agua que sirva para proporcionar agua potable a alguna población, para riego o para balneario, sin que antes se proceda a su depuración. D.F.L. N°1/89, Determina materias que requieren autorización sanitaria expresa (Ministerio de Salud). En su artículo 1° se establecen las siguientes materias que, conforme a lo dispuesto en el artículo 7° del Código Sanitario requieren autorización sanitaria expresa, donde específicamente en el numeral 22, se indica el funcionamiento de las obras destinadas a la provisión o purificación de agua potable de una población o a la evacuación, tratamiento o disposición final de desagües, aguas servidas de cualquier naturaleza y residuos industriales. 37 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL D.S. Nº236/26, Reglamento general de alcantarillados particulares fosas sépticas cámaras filtrantes cámaras de contacto cámaras absorbentes y letrinas (Ministerio de Higiene; Asistencia; Previsión Social y Trabajo). En su art. 1 dispone que será aplicable para la disposición de las aguas caseras de ciudades, pueblos aldeas, caseríos u otros lugares poblados de la república en que no exista red pública de alcantarillado y de toda las casas de habitación u edificios públicos o particulares, urbanos o rurales, destinados o destinables a la habitación o a ser ocupados para permanecer transitoria o indefinidamente. Por su parte el art. 3 exige que el edificio público o particular, urbano o rural deba estar dotado de un sistema particular de alcantarillado de manera que sus aguas servidas no constituyan molestia, incomodidad o peligro para la salubridad pública. El art. 5 exige la depuración o tratamiento de las aguas antes de ser incorporadas en un cuerpo o masa de agua con un efluente con una carga orgánica inferior a mil coliformes fecales por cada cien milímetros descargándola a través de fosa séptica o por cualquier sistema de tratamiento que cumpla con el estándar indicado. Para el caso que exista infiltración el efluente tratado deberá estar libre de materia orgánica putrescible. D.F.L. N°725/67, Código Sanitario (Ministerio de Salud). En el Artículo 78 se fijan las condiciones de saneamiento y seguridad relativas a la acumulación, selección, industrialización, comercio o disposición final de basuras y desperdicios. El art. 80, indica que es labor del Servicio Nacional de Salud autorizar la instalación y vigilar el funcionamiento de todo lugar destinado a la acumulación, selección, industrialización, comercio o disposición final de basuras y desperdicios de cualquier clase. Una vez aprobada la autorización, este Servicio definirá las condiciones sanitarias y de seguridad que deben cumplirse para evitar molestia o peligro para la salud de la comunidad o del personal que trabaje en estas faenas. Por otro lado, el art. 81 señala que los vehículos y sistemas de transporte de materiales que, a juicio del Servicio Nacional de Salud, hoy Seremi de Salud Regional, puedan significar un peligro o molestia a la población y los de transportes de basuras y desperdicios de cualquier naturaleza, deberán reunir los requisitos que señale dicho Servicio. D.S. Nº594/99, Reglamento Sobre las Condiciones Sanitarias y Ambientales Básicas en los Lugares de Trabajo (Ministerio de Salud). En su Art. 18 se indica que la acumulación, tratamiento y disposición final de residuos industriales dentro del predio industrial, local o lugar de trabajo, deberá contar con la autorización sanitaria. Los Art. 19 y 20 establecen también que las empresas que realicen el tratamiento y/o disposición final de dichos residuos, deberán contar con autorización sanitaria, presentando una declaración donde se constate la cantidad y calidad, diferenciando claramente los residuos industriales peligrosos. 38 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL D.S. Nº148/03, Aprueba Reglamento Sanitario Sobre Manejo de Residuos Peligrosos. (Ministerio de Salud). En el Artículo 4 del Reglamento se estipula que los residuos peligrosos deberán identificarse y etiquetarse de acuerdo a la clasificación y tipo de riesgo que establece la Norma Chilena Oficial NCh 2.190 of.93. El Artículo 6 establece que durante el manejo de los residuos peligrosos se deberán tomar todas las precauciones necesarias para prevenir su inflamación o reacción, entre ellas su separación y protección. El Artículo 8 determina los requisitos que deben tener los contenedores de residuos peligrosos. El Artículo 28 establece que el Generador deberá establecer un manejo diferenciado entre los residuos peligrosos y los que no lo son. El Artículo 29 por su parte, señala que todo sitio destinado al almacenamiento de residuos peligrosos deberá contar con la correspondiente autorización sanitaria de instalación, a menos que éste se encuentre incluido en la autorización sanitaria de la actividad principal. Por su parte, el Artículo 33 establece las condiciones de los sitios donde se almacenen los residuos peligrosos. El Artículo 36 señala que sin perjuicio de lo dispuesto en el Reglamento de Transporte de Sustancias Peligrosas por Calles y Caminos, fijado en el D.S Nº 298/94 del Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones, sólo podrán transportar residuos peligrosos por calles y caminos públicos las personas naturales o jurídicas que hayan sido autorizadas por la Autoridad Sanitaria. El Artículo 43 indica que toda instalación de eliminación de residuos peligrosos deberá contar con la respectiva autorización otorgada por la Autoridad Sanitaria, en la que se especificará el tipo de residuos que podrá eliminar y la forma en que dicha eliminación será llevada a cabo ya sea mediante tratamiento, reciclaje y/o disposición final. El Artículo 80 establece que los contenedores de residuos peligrosos quedan sujetos a un Sistema de Declaración y Seguimiento de tales residuos, válido para todo el país. R.E. Nº359/05. Aprueba Documento de Declaración de Residuos Peligrosos (Ministerio de Salud). Fija el formato del documento de declaración de residuos peligrosos (RESPEL), que deberá contener la información a completar por el generador, por el transportista y por el destinatario. Este formato está disponible en el D.O del día 05.07.2005 en la página 4. D.S. Nº160/08, Aprueba Reglamento de seguridad para las instalaciones y operaciones de producción y refinación, transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles líquidos (Ministerio de Economía). Establece los requisitos mínimos de seguridad 39 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL que deben cumplir las instalaciones de combustibles líquidos derivados del petróleo y biocombustibles y las operaciones asociadas a la producción, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles líquidos que se realicen en tales instalaciones, así como las obligaciones de las personas naturales y jurídicas que intervienen en dichas operaciones, a objeto de desarrollar dichas actividades en forma segura, controlando el riesgo de manera tal que no constituyan peligro para las personas y/o cosas. El Artículo 298, dispone que previo al inicio de la construcción de toda instalación de combustibles líquidos o de la modificación de ésta, el propietario deberá comunicar a la Superintendencia este hecho de acuerdo a los procedimientos establecidos, mientras que el artículo 299, establece que las instalaciones de combustibles líquidos nuevas o aquellas existentes que hayan experimentado alguna modificación que deba atestarse en la Superintendencia, previo a su puesta en servicio, deberán ser inscritas en el Registro de Inscripción de ésta a través de los procedimientos establecidos para tal efecto. D.L. N°3.557/80, Establece Disposiciones sobre Protección Agrícola (Ministerio de Agricultura). El Artículo 9 señala que los propietarios, arrendatarios o tenedores de predios rústicos o urbanos pertenecientes al Estado, al Fisco, a empresas estatales o a particulares, están obligados, cada uno en su caso, a destruir, tratar o procesar las basuras, malezas o productos vegetales perjudiciales para la agricultura, que aparezcan o se depositen en caminos, canales o cursos de aguas, vías férreas, lechos de ríos o terrenos en general, cualquiera que sea el objeto a que estén destinados. En el Artículo 11 se indica que los establecimientos industriales, fabriles, mineros y de cualquier otro tipo que manipulen productos susceptibles de contaminar la agricultura, deberán adoptar oportunamente las medidas técnicas y prácticas que sean procedentes a fin de evitar o impedir la contaminación. 3.1.2 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Fósiles: Hidrocarburos y Carbón Guía para la Evaluación Ambiental de Proyectos Desarrollos Mineros de Petróleo y Gas (2011). Define los pasos a seguir para la elaboración de una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de pozos o líneas de flujo, define el formato y la información que debe tener cada capítulo. D.S 41 Reglamento de la Ley de Cierre de Faenas e Instalaciones Mineras (2012). La Ley de Cierre de Faenas e Instalaciones Mineras, obliga a que todas las faenas mineras cuenten con un plan de cierre aprobado por el Servicio. Un plan de cierre es un proyecto de ingeniería en el cual se presentan un conjunto de medidas y acciones destinadas a mitigar los efectos que se derivan del desarrollo de la industria extractiva minera, en los lugares en que ésta se realice, de forma de asegurar la estabilidad física y química de las instalaciones, en conformidad a la normativa ambiental aplicable. La regulación del Cierre de Faenas e Instalaciones presenta los siguientes 40 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL objetivos: Resguardar la Vida, Salud y Seguridad de las Personas y del Medio Ambiente; Mitigar los Efectos negativos de la Industria; Evitar el Abandono de faenas mineras después del cese de las Operaciones; Asegurar la Estabilidad Física y Química de los lugares en que se desarrolle la Actividad Minera; Establecer Garantías para el cierre efectivo de las Faenas e Instalaciones Mineras; Crear un Fondo Post-Cierre para el Monitoreo de Faenas Cerradas. D.S. Nº59/98 (modificado por D.S Nº 45/2001), Establece Norma de Calidad Primaria para Material Particulado respirable MP10, en especial de los valores que definen situaciones de emergencia (Ministerio Secretaria General de la República). En su Artículo 2 se fija la norma primaria de calidad del aire para material particulado respirable (MP 10), en 150 microgramos por metro cúbico normal (150 μg/m3N) como concentración de 24 hrs. y concentración anual de será de cincuenta microgramos por metro cúbico normal (50 μg/m3N). Estos límites se considerarán superados cuando el percentil 98 de las concentraciones de 24 horas registradas durante un período anual en cualquier estación monitora clasificada como EMRP (estación monitora con representación poblacional), sea mayor o igual a 150 mg/m3N, y para la norma anual cuando en cualquier estación monitora clasificada como EMRP sea mayor o igual que 50 ug/m3, si correspondiere de acuerdo a lo que se indica en el punto IV. Metodologías de Pronóstico y Medición. Además indica que a contar del día 1º de enero de 2012, la norma primaria de calidad del aire para el contaminante Material Particulado Respirable MP 10, será de ciento veinte microgramos por metro cúbico normal (120 μg/m3N) como concentración de 24 horas, salvo que a dicha fecha haya entrado en vigencia una norma de calidad ambiental para Material Particulado Fino MP 2,5, en cuyo caso se mantendrá el valor de la norma establecido en el inciso primero. También se establecen los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental, una metodología de medición de la norma, mecanismo de validación de la información de monitoreo de calidad de aire y disposiciones relativas a la fiscalización e implementación de la norma. D.S. Nº113/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Dióxido de Azufre (SO2) (Ministerio Secretaria General de la República). El Artículo 3 fija que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de azufre como concentración anual será de 31 ppbv (80 ug/m3N). A su vez, el Art. 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de azufre como concentración de 1 hora será de 96 ppbv (250 ug/m3N). Esta norma se considerará sobrepasada acorde a la metodología señalada en dicha norma, en cualquier estación monitora EMRPG (estación de monitoreo con representatividad poblacional para gas dióxido de Nitrógeno), si el valor fuere mayor o igual al nivel indicado 41 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Por su parte, el Art. 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental para SO2 en concentración de una hora, además de señalar que se entiende por metodología de pronóstico de calidad de aire. D.S. Nº114/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Dióxido de Nitrógeno (NO2) (Ministerio Secretaria General de la República). En su Artículo 3 se fija que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de nitrógeno como concentración anual será de 53 ppbv (100 ug/m3N). A su vez, el Artículo 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para dióxido de nitrógeno como concentración de 1 hora será de 213 ppbv (400 ug/m3N). Esta norma se considerará sobrepasada en concentración de 1 hora, cuando el promedio aritmético de tres años sucesivos del percentil 99 de los máximos diarios de concentración de 1 hora registrados durante un año calendario, en cualquier estación monitora EMRPG (estación de monitoreo con representatividad poblacional para gas dióxido de Nitrógeno), fuere mayor o igual al nivel indicado Por su parte, el Artículo 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental para NO2 en concentración de una hora, además de señalar que se entiende por metodología de pronóstico de calidad de aire. D.S. Nº115/02, Establece Norma Primaria de Calidad de Aire para Monóxido de Carbono (CO) (Ministerio Secretaria General de la República). El Artículo 3 fija tanto la norma primaria de calidad de aire para monóxido de carbono como concentración de 8 horas en 9 ppmv (10mg/m3N). A su vez, el Artículo 4 indica que la norma primaria de calidad de aire para monóxido de carbono como concentración de 1 hora será de 26 ppmv (30 mg/m3N). Dichos valores se considerarán sobrepasados en cualquier estación monitora EMRPG, fuere mayor o igual al nivel indicado acorde a las metodologías señaladas en dicha norma. Por su parte, el Artículo 5 establece los niveles que originarán situaciones de emergencia ambiental para CO en concentración de ocho horas, además de señalar que se entiende por metodología de pronóstico de calidad de aire. 42 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 3.1.3 Lineamientos Ambientales Relacionados con Recursos Renovables: Marino, Hidráulico y Biomasa Ley N° 20.257 que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la generación de energía eléctrica con fuentes de Energías Renovables No Convencionales. A continuación se detallas los documentos que se aplican a cada tipo de recurso: Marino e Hidráulico D.F.L. N°1.122/81 (modificado por Ley 20.417), Fija Texto del Código de Aguas (Ministerio de Obras Públicas). El Título IV sobre cauces de agua, en su Artículo 41 dispone que el proyecto, construcción y financiamiento de las modificaciones que fuere necesario realizar en cauces naturales o artificiales, con motivo de la construcción de obras públicas, urbanizaciones, edificaciones y otras obras en general, sean de responsabilidad y de cargo de quienes las ordenen. Se entenderá por modificaciones no sólo el cambio de trazado de los cauces mismos, sino también la alteración o sustitución de cualquiera de sus obras de arte y la construcción de nuevas obras, como abovedamientos, pasos sobre o bajo nivel o cualesquiera otras de sustitución o complemento. El Título X sobre las condiciones de protección de las aguas y cauces, donde en el Artículo 129 bis indica que se debe establecer el caudal ecológico mínimo, el cual sólo afectará a los nuevos derechos que se constituyan, para lo cual deberá considerar también las condiciones naturales pertinentes pasa cada fuente superficial. El caudal ecológico mínimo podrá ser menor al veinte por ciento del caudal del medio anual de la respectiva fuente superficial. En el Libro Segundo, Título I sobre los procedimientos administrativos, en el Artículo 171, se indica que las personas naturales o jurídicas que desearen efectuar las modificaciones a que se refiere el artículo 41 de este código, presentarán los proyectos correspondientes a la Dirección General de Aguas, para su aprobación previa, aplicándose a la presentación el procedimiento previsto en el párrafo 1° de este Título. Finalmente, el Libro Tercero, Título I sobre la construcción de ciertas obras hidráulicas, en el Artículo 294 se indica que requerirán la aprobación del Director General de Aguas, de acuerdo al procedimiento indicado en el Título I del Libro Segundo, la construcción de las siguientes Obras: Los embalses de capacidad superior a cincuenta mil metros cúbicos o cuyo muro tenga más de 5 m de altura; Los acueductos que conduzcan más de dos metros cúbicos por segundo; 43 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Los acueductos que conduzcan más de medio metro cúbico por segundo, que se proyecten próximos a zonas urbanas, y cuya distancia al extremo más cercano del límite urbano sea inferior a un kilómetro y la cota de fondo sea superior a 10 metros sobre la cota de dicho límite, y Los sifones y canoas que crucen cauces naturales. D.S. Nº327/97, Fija Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, Ministerio de Minería. Este Reglamento establece las disposiciones en que se otorgan las concesiones provisionales y definitivas para establecer, operar y explotar centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica y líneas de transporte de energía eléctrica. Establece los derechos y obligaciones en la obtención de los permisos correspondientes; el marco legal que regula el régimen de servidumbres, las relaciones entre propietarios de instalaciones eléctricas, clientes y autoridad, la interconexión de instalaciones, la mantención y conservación de instalaciones y equipos eléctricos, calidad de servicio y precios como las multas y sanciones. Su Artículo 114 no exige aprobación de una central nueva para su puesta en servicio, sin perjuicio de que las obras de generación, transporte y distribución o partes de ellas, exigen que su dueño informe su puesta en servicio con 15 días de anticipación, adjuntando breve descripción de las obras que se ponen en explotación, así como de la fecha de su puesta en servicio. El Artículo 206 del Reglamento indica que las especificaciones técnicas del proyecto, así como su ejecución, operación y mantenimiento, deberán ajustarse a las normas técnicas vigentes. En especial deberán preservar el normal funcionamiento de las instalaciones de otros concesionarios de servicios públicos, la seguridad y comodidad de la circulación de calles, caminos y demás vías públicas, y también la seguridad de las personas, las cosas y el medio ambiente. El Artículo 210 exige que el proyecto, la construcción y el mantenimiento de instalaciones eléctricas sólo podrán ser ejecutados por personal calificado y autorizado en la clase que corresponda, de acuerdo a lo dispuesto en los reglamentos y normas técnicas vigentes. Decreto Supremo N°475/1994, que establece la Política Nacional del Uso del Borde Costero del litoral de la república. La presente política se aplicará respecto de los siguientes bienes nacionales, fiscales o de uso público, sujetos al control, fiscalización y supervigilancia del Ministerio de Defensa Nacional, Subsecretaría de Marina: terrenos de playa fiscales ubicados dentro de una franja de ochenta metros de ancho, medidos desde la línea de la más alta marea de la costa del litoral, la playa, las bahías, golfos, estrecho y canales interiores, y d) el mar territorial de la República. 44 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Biomasa (Residuos Madereros y de Explotación de Bosque Nativo) Ley N°20.283/08, sobre Recuperación del Bosque Nativo y Fomento Forestal (Ministerio de Agricultura). Esta ley tiene como objetivos la protección, la recuperación y el mejoramiento de los bosques nativos, con el fin de asegurar la sustentabilidad forestal y la política ambiental. En los Artículos 5 al 14 se establecen los requisitos, contenidos y la tramitación que deben hacerse previo a un Plan de Manejo aprobado por la CONAF, el cual deberá cumplir además, con lo prescrito en el decreto Ley Nº 701/74. Los Planes de Manejo aprobados deberán ser de carácter público y estar disponibles en la página web de la CONAF para quien lo solicite. Por otro lado, el Artículo 16 establece que para toda corta de bosque nativo de conservación y protección, se debe incluir una fundada justificación técnica de los métodos de corta que se utilizarán, así como de las medidas que se adoptarán con los objetivos de proteger los suelos, la calidad y cantidad de los caudales de los cursos de agua y la conservación de la diversidad biológica y de las medidas de prevención y combate de incendios forestales. D.S. N°93/08, Reglamento General de la Ley sobre Recuperación del Bosque Nativo y Fomento Forestal (Ministerio de Agricultura). Este Reglamento establece los criterios y las obligaciones para dar cumplimiento con la Ley 20.283/08, específicamente en cuanto a los Planes de Manejo y Plan de Trabajo, los criterios sobre los Procedimientos, la Autorización simple de corta, el Registro público de Planes de Manejo y Planes de Trabajo. Adicionalmente se establecen procedimientos técnicos, la autorización simple de corta, las condiciones excepcionales para la intervención de las especies clasificadas en categorías de conservación, o alteración de su hábitat, se indica acerca del registro público de los Planes de Manejo, se entrega información acerca de las guías de libre tránsito, los procedimientos de fiscalización, y la información sobre los acreditadores. D.L. N°701/74 (modificado por Ley 19.561/98), Fija régimen legal de los terrenos forestales o preferentemente aptos para la forestación, y establece normas de fomento sobre la materia (Ministerio de Agricultura). Este decreto de ley tiene por objeto regular la actividad forestal en suelos de aptitud preferentemente forestal y en suelos degradados e incentivar la forestación, en especial, por parte de los pequeños propietarios forestales y aquélla necesaria para la prevención de la degradación, protección y recuperación de los suelos del territorio nacional. Otro ámbito del Reglamento, se refiere a la regulación de corta de árboles, especialmente al tratarse de bosque nativo, donde para cualquier acción de corta o explotación de bosque nativo, deberá presentarse previamente un Plan de Manejo, él debe ser aprobado por la CONAF. Sobre 45 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL esta misma materia, establece las medidas de protección a considerar al momento de realizar la corta o cualquier otra intervención en áreas con presencia de bosque nativo. Por otro lado, el Artículo 28 señala que toda acción de corta, en bosques naturales o artificiales, hayan sido o no declarados ante la CONAF, obligará a reforestar o a regenerar una superficie de terrenos igual a la cortada a lo menos en similares condiciones de densidad y calidad, de acuerdo con el plan del ingeniero forestal. D.S. N°193/98, Reglamento general del Decreto Ley Nº701, de 1974, Sobre Fomento Forestal (Ministerio Agricultura). Regula el procedimiento administrativo para la calificación de terrenos de aptitud preferentemente forestal, y encarga a la CONAF resolver sobre las solicitudes de planes de manejo forestal, y la declaración de bosque nativo. Por su parte, el Artículo 5 establece las disposiciones del pronunciamiento de la autoridad, en cuanto a las solicitudes de planes de manejo. El Artículo 9 establece los contenidos de las solicitudes y los antecedentes que los interesados deben presentar a CONAF para la autorización de los planes de manejo forestal. Además, el Artículo 11 señala que la CONAF podrá elaborar normas de manejo de aplicación general para determinadas especies o tipos forestales. El Artículo 14 señala que cuando el plan de manejo considere la corta o explotación de bosques que tenga por objeto permitir la ejecución de obras relacionadas con concesiones mineras, de servicios eléctricos o de gas, que afecte a uno o más predios, la solicitud de aprobación de dicho plan será suscrita por los respectivos concesionarios. Por otra parte, el Título II establece las normas técnicas que deberán comprender las solicitudes de; los estudios técnicos y los planes de manejo forestal. Eólico y Solar: No se tiene regulaciones ambientales específicas. 3.1.4 Planes y Programas Plan especial de zonas extremas Se trata de un hecho histórico para la zona austral de nuestro país, pues por primera vez el Estado de Chile impulsa una cartera de inversiones y medidas administrativas que responden a su carácter geopolítico estratégico y a las reales carencias de una población y territorio que por años vieron dificultado su desarrollo por el predominio de criterios centralistas, que poco reconocieron su calidad de habitantes que construyen soberanía en una región extrema. El Plan compromete la 46 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL realización de enormes inversiones, cuyos montos en esta etapa deben considerarse todavía como estimativos, pero con los recursos asegurados por un Decreto Presidencial, para responder a antiguas demandas de los magallánicos quienes, mejor que nadie, saben qué se debe hacer para favorecer el desarrollo, el poblamiento y el bienestar de las personas en esta parte del país. Estrategia Regional de Desarrollo, Magallanes y Antártica Chilena 2012 - 2020 Presenta seis grandes lineamientos y objetivos estratégicos en cada uno de los sectores y subsectores del quehacer regional, como son los ámbitos de Competitividad y Desarrollo Productivo; el Desarrollo Social, Cultural y de Pueblos Originarios; el Desarrollo Territorial Integrado; la Ciencia, Tecnología e Innovación; las Leyes e Incentivos Especiales y los Ejes y lineamientos transversales. En cada ámbito se identifican diversos cursos de acción de corto, mediano y largo plazo, sean en los motores regionales del crecimiento económico; en los componente del desarrollo social, indígena, de cultura y patrimonio; en los aspectos de infraestructura, conectividad y desarrollo antártico; en las esferas de la ciencia y la innovación; en la descentralización, territorio, medio ambiente y sustentabilidad. Planes de Desarrollo Comuna (PLADECOS) Instrumento de planificación consagrado en la Ley de Municipalidades, una herramienta de planificación estratégica y de gestión municipal que tiene como objetivo ser una respuesta a demandas sociales de una comunidad en materia social, cultural, económica y de toda área relacionada con el interés de la comuna y su población. Programa de Energización Contribuir al mejoramiento de las condiciones de vida principalmente de las comunidades aisladas, rurales e insulares, reducir las migraciones y fomentar el desarrollo productivo a través del financiamiento de proyectos de electrificación y eficiencia energética. Función: Coordinar y gestionar la provisión de los recursos económicos necesarios para la ejecución de proyectos del sector energía, electrificación, eficiencia energética y alumbrado público, en las distintas regiones del país, principalmente en zonas aisladas, rurales e insulares, que contribuyan a aumentar la cobertura en electrificación rural y mejorar la calidad de servicio de los beneficiarios. Programa de Infraestructura Rural para el Desarrollo Territorial (PIRDT) Fomentar el desarrollo productivo de comunidades rurales, permitiendo su acceso a servicios de infraestructura de agua, saneamiento, vialidad, obras portuarias, electrificación y telecomunicaciones. Funciones: 1. A nivel central: 1.1. Facilitar los acuerdos entre las instituciones relevantes del gobierno, acorde a las necesidades de implementación del programa; 1.2. Proveer 47 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL soporte institucional a los posibles requerimientos que puedan tener los Gobiernos Regionales; 1.3. Realizar la distribución de los recursos del presupuesto destinados a la implementación de proyectos, y a actividades de pre inversión, y 1.4. Prestar soporte a las actividades de operación y mantenimiento de las instituciones involucradas. 2. A nivel regional y territorial: 2.1. Gestionar la ejecución global del Programa; 2.2. Gestionar internamente el Programa; 2.3. Administrar el Programa y las relaciones con las entidades regionales y territoriales; 2.4. Actuar como secretaría técnica de la SUBDERE para las actividades del Programa; 2.5. Proveer asistencia técnica a las entidades regionales; 2.6. Monitorear y evaluar el logro de metas y resultados, análisis de las experiencias, y 2.7. Formular propuestas de acciones correctivas para mejorar la ejecución del Programa. Proyecto RED - Conectando la Innovación en regiones Este Programa, que cuenta con el apoyo de la Unión Europea, es conducido por la División de Desarrollo Regional y busca profundizar la Descentralización del actual sistema de innovación, optimizando las decisiones de inversión pública e incorporando a las Regiones chilenas a un Desarrollo más equitativo y a redes europeas de innovación. 3.1.5 Otros Lineamientos Relacionados Comisión Nacional de Energía Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno Explicación del marco regulatorio que se está configurando para el desarrollo de los proyectos de energías renovables no convencionales en Chile y, con ello, entre otros objetivos, contribuya a atenuar la barrera de conocimiento que pueden enfrentar los inversionistas no tradicionales, nacionales e internacionales, que están interesados en emprender proyectos que aprovechen ese tipo de energías en nuestro país. Potencial de Generación de Energía por Residuos del Manejo Forestal en Chile El estudio fue una primera aproximación a la determinación de la viabilidad de desarrollar en Chile el potencial de generación de energía a partir de residuos del manejo de la biomasa forestal. Su objetivo se centra en verificar si el manejo forestal y su corolario, los desechos de cosecha, raleos y podas son una alternativa promisoria para tales fines. Identificación y clasificación de los distintos tipos de Biomasa disponibles en Chile para la generación de biogás El estudio tuvo como objetivos la identificación de los distintos tipos de biomasa disponible en Chile para la generación de biogás con fines energéticos y la estimación del potencial para su 48 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL aprovechamiento eléctrico y térmico (éste último a través de la cogeneración). De esta manera, se espera aportar una herramienta para el análisis sobre cómo incrementar la participación de las ERNC en la matriz energética de Chile. Guía de mecanismo de desarrollo limpio para proyectos del sector energía Entrega los antecedentes necesarios que permitan orientar, tanto los servicios públicos como a los titulares en los proyectos, con respecto a requerimientos y procedimientos del proceso de evaluación ambiental de una inversión en energía eólica, biomasa Guía para la evaluación ambiental de energías renovables no convencionales: Proyectos Eólicos La Comisión Nacional de Energía en colaboración de la GTZ y CONAMA, elaboraron esta Guía para entregar los antecedentes necesarios que permitan orientar, tanto a los servicios públicos como a los titulares de proyectos, con respecto a los requerimientos y procedimientos del proceso de evaluación ambiental de una inversión en proyectos de energía eólica. Residuos de la industria primaria de la madera disponibilidad para uso energético Este estudio tuvo por finalidad recolectar datos del proceso productivo de la industria del aserrío, cuantificar el consumo de trozas y la producción de madera aserrada, para finalmente determinar la cantidad y disponibilidad de residuos aprovechables energéticamente (RAE) que se generan en el proceso de transformación primaria de la madera. El área de estudio consideró los aserraderos móviles y permanentes operativos actualmente, y que se ubican entre las Regiones de Coquimbo y de Magallanes, incluida la Región Metropolitana. La regulación del segmento de distribución en Chile Documento elaborado por la Comisión Nacional de Energía, con el objetivo de poner a disposición de los agentes del mercado eléctrico y del público en general las principales características de los sistemas eléctricos de distribución, los principios y fundamentos de su marco regulatorio y los principales procesos de determinación de precios que se aplican a esta industria en Chile. La regulación del segmento transmisión en Chile Documento elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) con el objeto de poner a disposición de los agentes del mercado eléctrico y del público en general, los principales elementos conceptuales sobre los cuales se basan las definiciones regulatorias que enmarcan el funcionamiento del sector transmisión en Chile. Servicios de Evaluación Ambiental Guías de carácter indicativo y referencial para establecer el nivel de desagregación y detalle de la información necesaria de presentar al SEIA: 49 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL • • • • • • • • Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Biomasa y Biogás Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales Geotérmicas de Generación de Energía Eléctrica. Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales Eólicas de Generación de Energía Eléctrica Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales de Generación de Energía Hidroeléctrica de Potencia Menor a 20 MW. Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de Centrales de Generación de Energía Hidroeléctrica de Potencia Menor a 20 MW. Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de la Fase de Construcción de Proyectos. Guía de aspectos ambientales relevantes para centrales termoeléctricas. Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos de transporte de sustancias peligrosas. 3.2 Análisis de Percepción de los Actores Para el análisis de la percepción de actores, se cuenta con información de primera fuente provenida de los talleres, reuniones, entrevistas y otros sistemas de recolección de información, que permiten dar cuenta de la diversidad que existe en la visión que tienen estos respecto del problema de decisión. Por ello a continuación se presentará la información diferenciada territorialmente, pues de acuerdo a los resultados se pudo obtener que el territorio, su geografía y el recurso que es utilizado en la matriz de cada provincia o comuna, determine su forma de ver la necesidad de diversificar la matriz. 3.2.1 Problema Energético Regional De acuerdo a lo percibido por los actores relevantes en la provincia de Magallanes, el principal problema de la Matriz Energética es su Falta de diversificación, pues actualmente está solamente basada en el gas y dada la demanda de este recurso tal vez no se justificaría - hasta ahora- la diversificación. Asociado a lo anterior se encuentra la falta de alternativas y el bajo o nulo incentivo al desarrollo de Energías Renovables No Convencionales, lo que se dificulta por la dispersión de los recursos debido a las características del territorio, de la provincia y de la región. La cultura magallánica, asociada a la ineficiencia en términos energéticos es otro de los problemas visualizados por los actores, así como el bajo costo de la energía en la provincia y principalmente en la comuna de Punta Arenas, pues se paga un precio muy bajo de gas, convirtiéndose éste en un recurso barato pero escaso. Se destaca también la inexistencia de un plan de desarrollo energético a largo plazo, trayendo consigo la falta de ordenamiento territorial al momento de desarrollar 50 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL nuevas iniciativas energéticas. Finalmente se señala que la legislación existente no es aplicable a las características de la Región, pues ésta se refiere a un sistema interconectado y éste no se da en los territorios australes. En la provincia de Tierra del Fuego se destaca de manera importante la falta de seguridad en el suministro, por la infraestructura en mal estado dada su antigüedad, así como también la dependencia de una empresa (ENAP) para la entrega de éste, lo que provoca un monopolio de combustible. Se observa como problema también la falta de diversificación de la matriz, asociado a la falta de desarrollo de nuevas tecnologías, a pesar que en la provincia existen algunas desarrolladas con energía eólica. Se señala también como dificultad u obstaculizador, el tamaño de la provincia y la cantidad de habitantes, puesto que indican que al ser un territorio demográfica y territorialmente pequeño en relación al resto de la región y del país, podría existir menor interés por invertir allí. Los actores de la provincia Antártica, reconocen como principal problema de la matriz actual, la falta de conectividad, traducida de manera concreta en aislamiento, factor que desencadena la dependencia de otros territorios para la satisfacción de necesidades de todo ámbito. Indican en segundo lugar la dependencia de combustibles fósiles y de la leña, puesto que no existe diversificación, considerando que sus fuentes energéticas son: gas, leña y diésel; vinculando como problema a lo anterior la falta de información de la disponibilidad de cada recurso, principalmente con respecto a la leña; en este punto los actores mencionan que existe un problema de abastecimiento, puesto que no existe un manejo sustentable del recurso así como tampoco un plan de monitoreo. Mencionan en tercer lugar el elevado costo de la energía, reconociendo en este punto que tienen total dependencia del mercado, en cuanto a suficiencia y calidad (gas caro y poco eficiente y diésel más caro que otros recursos). Otro de los problemas identificados por los actores, es la contaminación ambiental por el uso de la leña para la calefacción de los hogares. Finalmente se destaca como último problema la falta de estudios sobre fuentes energéticas locales que les permita desarrollar independencia energética del continente o de otro territorio. El principal problema de la Matriz Energética de la provincia de Última Esperanza es la Reserva del Gas, esto genera incertidumbre en la población dada la falta de diversificación de la matriz. Por otra parte, otro de los problemas percibidos por los actores es el desconocimiento de nuevas alternativas energéticas; se evidencia también un desconocimiento de la población relacionado con el uso eficiente de las energías. De igual manera, se plantea como un problema, los costos de los futuros energéticos que se pudieran incorporar a la matriz, percibiendo como un obstaculizador las distancias geográficas y la falta de conectividad, lo que podría provocar un aumento en el costo de la energía. Es necesario describir de manera diferenciada, la percepción que también los actores políticos de la Región (Parlamentarios, ex Intendentes, Consejeros Regionales, entre otros) por su mirada 51 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL estratégica, geopolítica y enfocada en el desarrollo integral del territorio; estos indican que el tema energético debe ser una Política de Estado permanente en el tiempo, por lo tanto se deberían considerar los mecanismos legales, sociales, ambientales y económicos de desarrollo y elementos que mejoren la calidad de vida de los habitantes de la región. En cuanto a la matriz, mencionan que no se puede continuar dependiendo de un solo recurso, pues se debe abrir el campo hacia las energías renovables, sobre todo para la matriz eléctrica, y allí la mirada debiese ser geopolítica, como elemento fundamental para visualizar los recursos que se van a invertir en la Región. Desde su perspectiva, existe incertidumbre sobre la real disponibilidad de recursos energéticos de hidrocarburos, y la disponibilidad en tiempo de las reservas de gas natural. Se indica la necesidad de tener certidumbre sobre las reservas de gas no convencional. Se manifiesta que una de las mayores limitantes para la diversificación de la matriz, son los niveles de consumo de energía que se tiene en la región, se cree que se debería seleccionar un energético que permitiera tener líneas de desarrollo a largo plazo. Mencionan que el gas natural debería ser aún el recurso central, pues estos actores le otorgan un valor agregado al patrimonio regional, pero que la mirada de crecimiento debería ser diferente, con recursos como la biomasa, el carbón, con éste último se podría dar un valor diferente con un desarrollo carboquímico transformándolo a productos más nobles, y se piensa que este desarrollo debiese ir de la mano con el Ministerio de Economía. Indican además, que los proyectos deben evaluarse con el valor real de la energía pues se está subsidiando también al emprendimiento y se debiese hacer más eficiente el sistema, y esto debe partir por el sector público; manifiestan también que sería importante aprovechar la experiencia de ENAP como empresa de energía con vasta trayectoria en la Región. Se observa como un obstaculizador para la entrada de las ERNC, la dificultad (legal, económica, otras de acuerdo a los intereses de la empresa) que tiene la empresa eléctrica presente en la región para invertir en nuevas tecnologías. Por otro lado, el precio del gas no hace posible la entrada de otros energéticos. Ahora bien, para asegurar este recurso es necesario invertir en forma importante en prospección. Perciben que dado que las tecnologías cambian cada 3 años, se debe invertir más en investigación y búsqueda de mejores alternativas para el desarrollo, entonces las empresas deberían ser más eficientes y ponerse al desarrollo de otras alternativas. Debe existir transformación de los recursos energéticos para darle un mayor valor agregado, de forma de no continuar siendo uni productor como ocurre con el gas. Se manifiesta que la energía es un tema geopolítico, esto no se puede olvidar cuando se piensa en Magallanes; frente a ello se indica que el Ministerio de Hacienda debiese involucrarse y así existir 52 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL un compromiso político y económico permanente con la región, y modificar y mejorar las leyes que se tienen. Finalmente perciben como parte del problema la falta de subsidios para los sectores rurales alejados y que deben emplear GLP o diésel. Otros actores, cuya percepción es necesaria de describir de manera específica, son los expertos en recursos y tecnologías. Estos perciben como problema la existencia de una barrera económica, siendo su principal figura el gas subsidiado respecto de la generación eléctrica. Perciben que para efectos de diversificar la matriz, lo que se requiere es disponer de una demanda cierta para sustentar el proyecto, así como también la necesidad de contar con un sistema (subsidio por ejemplo) que viabilice el costo de los otros recursos y tecnologías respecto del valor domiciliario. Visualizan además, como una barrera fundamentalmente los sistemas de trasmisión y distribución de energía eléctrica. Estiman que otro problema es la relación entre el costo de producir gas versus el precio de venta, tema importante para las empresas de CEOP. Los productores en general no desean detallar costos de producción y actualmente existen criterios dispares para la determinación de los precios de éste, lo que debiese ser revisado, buscando transparentar los valores reales y así existiría cierto incentivo para explorar y explotar dicho recurso. Existe la sensación en los expertos, que hay una baja disposición del consumidor residencial, comercial e industrial a pagar por el uso del gas natural. Finalmente estos actores perciben una barrera legal que incide en el interés de inversionistas extranjeros en invertir en los CEOPs, es la incompatibilidad de las regulaciones chilenas con el desarrollo de la industria; La industria de Gas y Petróleo se considera en aspectos regulatorios como industria minera, lo cual dista considerablemente de la dinámica que ésta tiene, por lo tanto, muchas regulaciones impiden un desarrollo óptimo y eficiente de la industria petrolera, lo cual la hace menos atractiva para los inversionistas. La dispersión del recurso energético es una barrera en una región que no se caracteriza por la Asociatividad de sus propietarios; la distancia que separa un recurso como la biomasa, de las posibles plantas de calor genera un costo que encarece esta futura inversión. 3.2.2 Principales Preocupaciones En cuanto a las preocupaciones los actores políticos la demuestran por el tema normativo, y los plazos establecidos por el ejecutivo para desarrollar la matriz, la política y finalmente los cambios legales; estos procesos deberían adelantarse dadas las necesidades inmediatas de la región, y cualquier ingreso de fuentes alternativas de energía - para la matriz eléctrica - requiere tener una ley de ERNC para sistemas medianos, analizar la intervención de terceros, u otros generadores además de la empresa eléctrica EDELMAG. Indican que la empresa eléctrica debió haber visto la incorporación de ciclos combinados u otras tecnologías que le permitan generar electricidad más eficientemente. En cuanto al porcentaje de renovables a incorporar indican que dependerá de la voluntad del ejecutivo y que el año 2016 es muy tarde para propuesta de Ley. Manifiestan preocupación por otros cuerpos legales, por ejemplo, la Ley del NET METERING, pues se tiene 53 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL incertidumbre si se aplica a la región o llega solamente hasta Puerto Montt, así como también con el reglamento de Ordenamiento Territorial, para no tener conflicto como ocurre en otras regiones. Existe una especial preocupación respecto a la “oportunidad” política, económica y legal que puede resultar de este proceso, a través del ingreso monopólico de otras empresas privadas que quieran invertir en la exploración y explotación de recursos, lo que implique un aumento excesivo de los precios a los consumidores. Señalan que antes de ver la incorporación de otros recursos energéticos, es necesario plantear medidas en torno al uso eficiente del gas natural y de la energía en general. De igual forma se piensa que se debe continuar trabajando con la ciudadanía en temas energéticos, ya que existe un uso deficiente de ésta en general en la región. Por otro lado los expertos tienen ciertas preocupaciones en lo referido a la dificultad que tienen los otros recursos energéticos (no gas) de poder ingresar al sistema eléctrico regional. Además que las principales fuentes de producción están lejos de los principales centros de consumo, lo que generaría otro obstaculizador al momento de diversificar la matriz energética. Existe cierta inquietud en lo relativo a la falta de información y conocimiento que tiene la población magallánica de la explotación y uso de algunos recursos y tecnologías, desarrollándose así una visión negativa o rechazo desinformado respecto de estos; por ello se tiene la impresión que en este punto los medios de comunicación masiva tienen un rol fundamental al momento de informar adecuada y efectivamente a la comunidad. La falta de capacidades técnicas instaladas en la región, es otra de las preocupaciones, pues se considera que dado que no ha existido un desarrollo de ERNC, no existiría la mano de obra calificada para el funcionamiento y mantención de instalaciones que utilicen estos recursos. Finalmente los actores expresan especial inquietud por las contingencias en el corto plazo que deben solucionarse, un ejemplo claro de ello, es la incertidumbre del suministro de gas natural durante la estación de invierno para el 2015, que pudiera vulnerar la seguridad en el suministro y de ese modo ver afectadas a la población de tres capitales provinciales, por lo tanto queda expresa la necesidad urgente de contar con planes de contingencia. 3.2.3 Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad Los valores en juego desde el punto de vista ambiental y de sustentabilidad, que se debiesen considerar en la matriz se refieren a cumplir con normativas internacionales, donde exista una recuperación de las áreas a intervenir; en ese sentido se consideró conveniente hablar de Asociatividad en lugar de acciones compensatorias. Debiese también existir una diversificación regulada por esta normativa, centrándose en un aprovechamiento racional de los recursos y donde exista eficiencia energética para la producción, apuntando a que ésta sea limpia. Se consideró a la vez la elaboración constante de estudios ambientales para el monitoreo de los efectos que pudiese provocar la explotación y/o producción de los recursos, también se debiese 54 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL contar con una proyección de abastecimiento de energía dependiendo de cada recurso. Se destacó que el carbón no debiese explotarse a rajo abierto por los efectos contaminantes que éste tiene. Como aspecto importante se menciona la inclusión comunitaria para la validación de la matriz energética y la política, considerando los factores ambientales y también para observar el comportamiento del poblamiento y así fortalecer el ordenamiento territorial. Para determinados territorios o provincias, se considera que el desarrollo de proyectos de ERNC sean incorporados incluso en los Planes de Desarrollo Comunal para asegurar de alguna manera la sustentabilidad económica y social. Se menciona además que la Educación es un aspecto fundamental para una nueva matriz, ya que ésta en la actualidad se caracteriza por estar alejada de la eficiencia energética y el cuidado del medio ambiente, por lo tanto sería conveniente incorporar acciones que apunten al cambio en ese sentido. Se debiese considerar también al sector público, especialmente se indica transformar los edificios públicos en sustentables, así como también el sector turístico para no modificar el ambiente natural que se promueve como característico de la Región. Los actores proponen la elaboración y ejecución de un programa de educación ambiental, implementada en la población joven con formación de líderes ambientales que generen capacidades instaladas así como acciones concretas al respecto. Se menciona que debiese existir monitoreo a largo plazo de otras variables ambientales como la calidad del aire, del agua y manejo del bosque nativo. Para el caso específico de la provincia Antártica, se destacó que se requiere impactar mínimamente al medio ambiente y el patrimonio cultural local por las características especiales (Reserva de la Biósfera y patrimonio material e inmaterial de pueblo originario Yámana) que este territorio posee; al ser Puerto Williams una comuna declarada Reserva de la Biósfera, los actores indican que su economía podría depender del crecimiento del turismo de intereses especiales, por lo que debiese preservarse y tener especial cuidado el medio ambiente. Consideran que se debiese elaborar matriz sustentada en recursos disponibles en Isla Navarino con dependencias externas minimizadas, con una utilización de recursos renovables con responsabilidad y planificación estratégica, además de la debida regulación y control, por la gran dificultad de conectividad (aislamiento) que estos tienen. Se denota una notable preocupación por el respeto al medio ambiente y por el entorno natural de cada comuna , esto guarda relación con el hecho de que la región tiene una figura por excelencia turística, dotada de grandes bellezas naturales que a la postre son consideradas uno de los principales capitales; de ahí que el foco de discusión esté centrado en estrategias alternativas a la 55 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL hora de considerar una matriz energética para Magallanes, poniendo en valor los recursos renovables, los de menor impacto ambiental, donde las empresas de la provincia trabajen poniendo atención al ciclo de vida de sus elementos generadores de energía. En este punto se hace necesario realizar una separación del análisis por recurso, dado que existen ciertas especificidades en relación a los valores ambientales y de sustentabilidad que deben ser reflejados en esta evaluación. Para el caso de los Hidrocarburos, se menciona que al desarrollarse una intervención del campo, es posible entonces que se afecten las napas de aguas subterráneas, así como otras actividades económicas que se den en los territorios ocupados en los proyectos, como la ganadería y el turismo. Indican que los tiempos para las tramitaciones ambientales son significativos, atrasando la explotación de los recursos de manera significativa y desincentivando de esa forma, la inversión en esta área. A su vez, las especies protegidas limitan la posibilidad de perforar pozos, y la existencia de bosques complica la exploración. Con respecto a los lugares de disposición final de residuos sólidos y líquidos, se percibe escasez de vertederos autorizados y plantas de tratamiento de aguas servidas, provocando que en ocasiones se deba recorrer grandes extensiones de territorio para ello. Se manifiesta además que existe impacto por perforación o transporte de productos (oil especialmente) en explotación costa afuera, así como también cuando se abandonan las instalaciones (tierra y costa afuera). Visualizan oposición social frente a procesos de Fractura, por la apreciación negativa que tienen los efectos de fracturación de pozos basados en experiencias extranjeras; en este caso pudiese haber impacto acuífero por la utilización de recursos hídricos, así como también por fallas o accidentes. Es necesario poner atención en la instalación de gaseoductos y oleoductos, pues requieren cumplimiento de normativas y considerar las necesidades de los beneficiarios. Los actores perciben respecto al carbón que su explotación provoca contaminación por material en suspensión si no se decantan las aguas que salen de la mina, por lo que habría que cuidar el derrame del recurso; asimismo existe intervención de cauces (chorrillo y cauces efímeros), impactando de manera negativa el medioambiente. Ante la intervención de praderas y modificación morfológica para la explotación del recurso, se altera la flora y fauna, así como también por ruido de tronadura y vibraciones, se afectaría a la población cercana por lo que habría afectación directa. Aquí es necesario destacar que las organizaciones ambientales – entre ellas Alerta Isla Riesco y Frente Ecológico Austral – perciben a partir de información recogida del “Informe Geológico Isla Riesco” (K. Pinto Loguercio – Msc. Ciencias del Tierra, Consultora en Hidrogeoquímica, Geoquímica, Isotopía y Geología Ambiental, Patricio Montecinos, Geólogo de la FCFM, Doctor en Geología Universidad de Chile), y del informe “Análisis Costo Beneficio del Proyecto Carbonífero Minera Isla Riesco” (J. Vera Giusti, Economista Universidad de Chile), que existe contaminación del Aire, específicamente a través de polvo de carboncillo dado el desagarro, extracción y traslado 56 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL hacia el puerto, acopio y chancado del mismo; por generación de CO2, SO2, NO2, por el uso de gran cantidad de máquinas para el desgarro, la extracción y traslado del carbón funcionando las 24 horas; por generación de CO2, SO2, NO2, de grandes plantas diésel generadoras de electricidad para las explotaciones mineras y por el funcionamiento de vehículos de transporte de personal y abastecimiento vía camino de todo lo necesario para la explotación minera; existen también polvos en suspensión, dado por la acumulación de material en botaderos, y el movimiento constante vehicular de carga, a través de las rutas de ripio de acceso que conectan el lugar de explotación, con los centros de transporte y embarque. Con respecto a la contaminación del agua, esta organización ha observado que se impacta el medioambiente con el polvo de carboncillo que se genera, dado el desgarro, extracción y chancado del carbón y su dispersión en ríos y lagunas cercanas; dado la calidad del carbón, el poder de neutralización de rocas carbonatadas, el sistema rajo abierto y existencia de botaderos y carbones rechazados, existe el gran potencial de generación de ácidos dado el contacto carbón- aire y lluvia; existe también afectación y contaminación del Seno Otway, dado que todos los afluentes de las dos minas a cielo abierto existentes en la región, desembocan en él. Reconocen también contaminación del Suelo dada la calidad del carbón; existe carboncillo en el suelo del lugar, dado el desagarro, extracción y traslado hacia el puerto, acopio y chancado del mismo (alta presencia de metales pesados y acidificación del suelo en donde se deposita) y, por el combustible, aceites, aguas ocupadas para el lavado etc. de todas las máquinas que se utilizan para la extracción y transporte del carbón. Contaminación Acústica, dado el funcionamiento de gran cantidad de máquinas para el desgarro y explotación del carbón y motores diésel de generación de electricidad funcionando las 24 horas y por el movimiento de vehículos de transporte y abastecimiento vía caminos de ripio, de todo lo necesario para la explotación del carbón. Estos actores perciben otros impactos, como el corte de grandes extensiones de bosques nativos protegidos (Ñire, Lenga y Coihue) y alteraciones de humedales, turberas y pampa magallánica para la instalación de rajos mineros, botaderos, instalaciones mineras y caminos para el transporte del material a los centros de acopio y embarque del carbón; destrucción y/o modificación de hábitat de fauna silvestre regional, con distintas categorías de conservación según normativa nacional; alteración y rediseño de cuencas hídricas para la instalación de rajos mineros, instalaciones mineras y caminos para el transporte del material; posible impacto en las actividades productivas (ganadería y turismo) dado el uso de suelo por instalación de mega minería a cielo abierto. Afectación de la marca de origen “Patagonia” tierra poco intervenida de singular atractivo turístico, alteración del paisaje dado la construcción y operación de minas a cielo abierto y elementos asociados a la misma, y afectación de los sellos de calidad de productos asociados a la exportación como lanas y carne ovina magallánica; alteración en la calidad de vida de los habitantes; riesgos asociados al transporte de carbón por buques de alto tonelaje. Una mención especial, desde la visión de las organizaciones ambientales, merece la posibilidad del uso de tronaduras-explosivos para el desgarro y trituración del carbón: uno de los impactos más 57 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL estudiados del uso de tronaduras, tiene relación con la generación de vibración y los polvos en suspensión que estas producen; sin embargo, este tema no está normado en Chile, ya que este sistema se usa en la minería del norte de nuestro país, normalmente alejada de comunidades vecinas, por lo que los estándares usados quedan en absoluta determinación y responsabilidad de las empresas que usan este método de explotación. Para las Energías Renovables No Convencionales, se indica que es posible la afectación de flora y fauna y recursos o bienes naturales (por ejemplo: reducción de caudales en tramos de río) por la intervención ambiental necesaria al momento de instalar proyectos que utilicen estos recursos, se indica allí que iniciativas de este tipo requieren de grandes extensiones de terreno; podría existir contaminación por la construcción de infraestructura vial; es posible también afectar zonas de preservación si se instalan proyectos en extensiones de terrenos que se encuentren en zonas protegidas, frente a ello se cree que existe gran cantidad de áreas protegidas que condicionan las actividades productivas asociadas a energías. Existirían aspectos de impacto visual con la instalación de parque eólico, además de contaminación acústica (ruido) que afectaría el avifauna. En la región faltan datos de potenciales que permitan evaluar las economías de las diversas opciones tecnológicas, asimismo falta información técnica, para ello se requieren pruebas de nuevas tecnologías en pequeña escala para validar datos (impacto). Se percibe que las condiciones climáticas son adversas para la instalación y mantenimiento de las nuevas tecnologías. A pequeña escala, se prevé la disminución de uso de combustibles fósiles. La incorporación de recursos renovables, acarrea reforzamientos y valorización de los atractivos naturales de la región que es considerada a nivel nacional e internacional como una de sus principales fortalezas y, mejoría en la calidad de vida especialmente de sectores alejados de los centros de desarrollo que no tenían oportunidades de equidad en materias energéticas. Se visualiza como ventaja la disminución de combustibles fósiles y el uso de esta energía para la construcción y procesos tecnológicos. En lo específico a la energía eólica, los lugares factibles de ser utilizados para el desarrollo de ésta se encuentran acotados, lo que implica la necesidad de un adecuado manejo de las condiciones territoriales para su aprovechamiento. Es cuestionada por ruido y muerte de aves y se desconoce si existe un seguimiento al respecto en Cabo Negro. Se considera la necesidad de un respaldo por ser una energía que es de carácter intermitente, donde lo más probable es que el respaldo a utilizar sea recurso fósil. Este recurso ha sido bien recibido por la comunidad, lo que ayuda a su implementación, pero es importante que su desarrollo cuide este aspecto de validación social para mantener la viabilidad futura. Dentro de los impactos, se considera como significativo el visual y acústico, por la instalación de aerogeneradores, además de la afectación del turismo y la ganadería, además del posible efecto paisajístico negativo, sólo si no se logran un diseño apropiado de los parques. En el caso de la energía Mareomotriz, destacan que la geografía de la región favorece la producción de esta energía, pero el potencial impacto en mamíferos marinos debe ser estudiada y 58 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL validada con equipos reales en el agua. Es posible la contaminación de aguas y se reconoce que es un recurso muy alejado de centros de consumo, lo que podría afectar en el aumento del costo. En cuanto a energía hidráulica, es posible que exista transformación de las cuencas, contaminación visual y, utilización de los cursos de agua que tienen otros fines. Además impacta no sólo por obras de la central, sino que también en el tendido eléctrico, tareas de alta tensión, visualmente, en terrenos inundables y con el uso de las aguas; finalmente se destaca la incidencia en fauna íctica. Para la energía Fotovoltaica, los actores identifican que las características climáticas de la región (Frío y viento) mejoran la producción; sin embargo, en invierno se tiene menos disponibilidad de luz solar. Finalmente frente al recurso Biomasa, se considera que se obtiene mayor eficiencia en la utilización del recurso, lo que se traduce en mayor superficie para explotar; éste genera energía que es neutra en carbono y reduce los gases de efecto invernadero por sustitución de combustibles fósiles. Tiene como ventaja que sus desechos pueden ser utilizados para fines agrícolas, además puede existir abastecimiento continuo. Se percibe como una tecnología ambientalmente positiva para Magallanes, salvo el residuo de la combustión, pero se podría utilizar en caminos de ripio. Los expertos consideran que si no se cuenta con planes de manejo adecuado de los bosques, esta energía perdería el carácter de renovable; indican que se requiere demanda técnica e industrial o una red apta para casas (residencial). Se debe poner especial atención si la gasificación o pirolisis se realiza en bosques, ya que pudiese provocar incendios forestales. Indican que la cogeneración es una alternativa viable siempre y cuando la fuente de energía se ubique cercana a los centros de consumo. Finalmente dentro de la afectación ambiental, se visualiza la contaminación de gases al no utilizar en forma correcta la biomasa, o no tener los sistemas de abastecimiento correcto. 3.2.4 Visualización de Conflictos Entre los posibles conflictos ambientales que se logran vislumbrar ante la modificación de la Matriz Energética, aparecen como los más destacados los sociales, es decir, aquéllos que se generan con las comunidades donde son instalados los proyectos energéticos, por la utilización del territorio o por contaminación (visual, acústica, ambiental). En segundo lugar aparecen los conflictos territoriales ya que al no existir un ordenamiento territorial al respecto, no se logra resguardar determinadas áreas que son importantes de ser preservadas desde el punto patrimonial y medio ambiental; en ese mismo sentido se considera a la vez que un sector específico con el que probablemente se tendrían dificultades es con las empresas turísticas y con otras actividades productivas, por ejemplo la acuicultura; frente a ello si visualiza un posible 59 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL “sacrificio” de los sectores rurales por sobre los urbanos impactando esto también a nivel sociocultural del territorio antes mencionado. Se destaca también la existencia de un choque cultural, por un posible rechazo de la ciudadanía a las alternativas debido a la falta de información relativa a las ERNC y por falta de educación ambiental. En la provincia de Tierra del Fuego, existe especial inquietud por el conflicto que pudiese surgir con el sector turístico y ganadero, por la instalación de aerogeneradores y/o por la intervención del hábitat natural existente en la provincia. Además al integrarse nuevas tecnologías en el sector residencial, podría existir un choque cultural, dado que eso implica modificar costumbres profundamente arraigadas en la ciudadanía con respecto al uso y consumo de energía y a los artefactos utilizados. De acuerdo a las particularidades especiales del territorio y la cultura de la población, los actores de la provincia Antártica reconocen la posibilidad de conflictos socioculturales si se elimina el uso de la leña de manera abrupta y si no se realiza una inducción previa a ello; también por los costos elevados que este cambio pudiese tener; también se percibe la existencia de dificultades por el impacto en la naturaleza y el entorno, pues afectaría la visión de comuna considerada Reserva de la Biósfera, al instalarse infraestructura para la producción de Energías Renovables en lugares de alto valor turístico, científico y/o patrimonial. A su vez se podría generar conflicto con el mundo científico en caso de intervención del entorno que afecte estudios desarrollados en Isla Navarino, que es visto por la comunidad científica internacional y nacional como laboratorio natural. De acuerdo a la opinión general de los actores, pudiese haber también un conflicto por la planificación deficiente de los proyectos, la deforestación y erosión de los suelos, y también por la contaminación por falta de tratamiento de aguas y falta de tratamiento de residuos sólidos. Se plantea una preocupación sobre el ordenamiento territorial, para ello plantean que se prevea con antelación las áreas territoriales de interés para uso energético, evitando con ello futuros conflictos. Se manifiesta que para algunos grupos puede aparecer como una amenaza el ingreso de una nueva fuente energética; sin embargo, es posible compatibilizar las diversas fuentes potenciando las actividades actuales y futuras. Se identifica como principal problema y cuestionamiento a las ERNC, el almacenamiento de la energía para redes grandes, esto dificulta severamente su uso con la tecnología actual ya que las limita a un rol complementario de otras tecnologías de generación. (Hidráulicas/ térmica/ nuclear). El manejo comunicacional, tanto para la entrega de información de las decisiones tomadas por las autoridades competentes con respecto a la Matriz Energética como también para los futuros 60 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL proyectos o iniciativas que integren otros recursos, pudiera provocar dificultades, puesto que un mal manejo comunicacional podría generar serios conflictos con la ciudadanía y con organizaciones sociales y ambientales. Se prevé conflicto social en diferentes aspectos, uno de ellos es por el cambio de sistemas intradomiciliarios, puesto que los usuarios deberán invertir recursos significativos no considerados hasta ahora, y también desde el ámbito cultural ya que se requeriría una modificación a ciertas costumbres arraigadas en la región, así como también el uso de determinados artefactos. A su vez, se menciona que pudiese surgir desconfianza social y ambiental con el sector privado por falta de experiencias previas o malas prácticas desarrolladas previamente en la región, acarreando a su vez conflictos e impactos ambientales. Finalmente se observa que existe una percepción negativa de la ciudadanía respecto a algunos recursos (fósiles y también renovables), lo que generaría dificultades al momento de incorporarlas a la matriz. 3.3 Análisis de Aspectos Ambientales y de Sustentabilidad La Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050, se obtendrá de las alternativas de energéticos que cumplan mejor con los 5 objetivos del desarrollo sustentable, considerando los aspectos ambientales, los relacionados con las actividades económicas, los referentes al medio social, los relacionadas al desarrollo tecnológico y por último los de disponibilidad de recursos, con los siguientes objetivos: 1. 2. 3. 4. 5. Medio Ambiente Social Economía Tecnologías Potencial : : : : : Minimizar los impactos ambientales negativos. Maximizar el bienestar social. Maximizar el desarrollo económico. Maximizar la utilización de tecnologías disponibles. Maximizar el uso de recursos energéticos disponibles en la Región. Para la identificación de los criterios de cada uno de los cinco objetivos, se seleccionaron los temas comentados en los Talleres Provinciales, de Expertos, Entrevistas con Autoridades y exAutoridades de la región. Además se consideraron otros estudios aplicados al desarrollo de matrices energéticas, como la “Evaluación Ambiental Estratégica de la Matriz Eléctrica de Chile al 2030” desarrollado por el Centro de Economía Sustentable y Cambio Climático de la Universidad de Chile, también el caso de estudio denominado “Evaluación Ambiental Estratégica de la Política Energética de Canadá” desarrollado como un ejercicio académico con el propósito de demostrar la utilidad de un marco metodológicos estructurado de análisis multicriterio para la aplicación de la EAE. 61 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Los aspectos se agruparon en cinco clases: las que son de tipo ambiental, las relacionadas con las actividades económicas, las referentes al medio social, las relacionadas al desarrollo tecnológico y por último las de disponibilidad de recursos, como se detallan en las siguientes tablas. Clase Medio Ambiente Tabla 3.1 - Criterios de evaluación de aspecto ambientales. Objetivo Criterio de Evaluación/ Objetivo Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero. Suelo: Minimizar el uso de suelo residencial, comercial, agrícola y ganadero. Paisaje: Minimizar la intervención del paisaje. Territorio: Minimizar los impactos espaciales definidos por el número de asentamientos atravesados por infraestructuras, según Minimizar los número de habitantes y tipo de infraestructura. impactos Patrimonio cultural: Minimizar la alteración de sitios de valor ambientales patrimonial, cultural y/o arqueológico. negativos Medio Acuático: Minimizar las descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas. Medio biótico: Minimizar la destrucción de hábitat silvestre para la flora, la vegetación y la fauna. Hidrología e hidrogeología: Minimizar la intervención de cauces superficiales, la extracción y calidad de aguas subterráneas. Ruido: Minimizar la generación de ruidos molestos. Recursos: Maximizar la utilización de recursos renovables dentro de sus capacidades de regeneración. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Clase Social Tabla 3.2 - Criterios de evaluación referente al medio social. Objetivo Criterio de Evaluación/ Objetivo Maximizar el Empleo: Maximizar el número de empleos. bienestar social Seguridad: Minimizar el riesgos de accidentes en la población. Salud: Minimizar los efectos negativos sobre la salud pública. Comunidades: Minimizar la alteración de los sistemas de vida y costumbres de grupos humanos. Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad de servicio. Aceptabilidad: Minimizar los conflictos sociales derivados del uso de recursos como alternativas para la diversificación de la matriz energética regional. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 62 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Clase Economía Tabla 3.3 - Criterios de evaluación de actividades económicas. Objetivo Criterio de Evaluación/ Objetivo Eficiencia Económica: Minimizar el costo de la energía al consumidor. Competencia: Favorecer la competencia, diversificando la generación de energía y reduciendo la concentración en el mercado energético. Eficiencia Dinámica: Favorecer la eficiencia dinámica (innovación, emprendimiento, cambio tecnológico). Maximizar el Inversión: Favorecer la inversión. desarrollo Desarrollo regional: Favorece el desarrollo regional. económico Independencia: Maximizar la generación de energía propia de la región. Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico. Eficiencia Energética: Maximizar los aportes a la eficiencia energética con el objetivo del ahorro de energía. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Tabla 3.4 - Criterios de evaluación relacionados al desarrollo tecnológico. Clase Objetivo Criterio de Evaluación/ Objetivo Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía. Desarrollo Nacional e Internacional: Favorecer la utilización de Maximizar la tecnologías probadas y con desarrollos exitosos a nivel nacional e Tecnologías utilización de internacional. tecnologías Competencias técnicas: Favorecer tecnologías con las cuales se disponibles tenga las competencias técnicas para asegurar su funcionamiento y mantención. Mantención: Favorecer tecnologías que no requieran inversiones significativas para su mantenimiento, asegurando su utilización a largo plazo. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 63 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Tabla 3.5 - Criterios de evaluación de disponibilidad de recursos energéticos. Clase Potencial Objetivo Maximizar el uso de recursos energéticos disponibles en la región Criterio de Evaluación/ Objetivo Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región. Transporte: Minimizar el transporte del recurso al centro de transformación. Transferencia: Minimizar el transporte de energético al consumidor final. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 64 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 4. ANÁLISIS ESTRATÉGICO Esta etapa se inicia con la definición de los Factores Críticos de Decisión (FCD), seleccionando idealmente tres (3) o máximo ocho (8) criterios relevantes para analizar el problema de decisión y su contexto, definidos en la información provista en el informe de la etapa de Diagnóstico estratégico, según lo indicado por el documento de referencia empleado en el desarrollo de aplicación de criterios de la EAE, denominado “Análisis de la Experiencia Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía”. (CED, 2014) Los aspectos se agruparon en cinco clases: las que son de tipo ambiental, las relacionadas con las actividades económicas, las referentes al medio social, las relacionadas al desarrollo tecnológico y por último las de disponibilidad de recursos. De acuerdo a los Términos de Referencia de este Estudio, es de responsabilidad del Comité Consultivo Regional, elaborar síntesis de observaciones de los informes, de los temas abordados y de los acuerdos alcanzados; es por ello que se solicitó a este Comité seleccione los Factores Críticos de Decisión en base a la representación que cada uno de los integrantes tiene en relación a su organización, institución o ámbito de acción. El Equipo de trabajo de la Universidad de Magallanes, según lo solicitado en la tercera reunión ha acotado los criterios de evaluación presentados para facilitar la decisión del Comité. Es importante recordar para la selección de estos criterios, que el problema de decisión que se está abordando con esta Evaluación Ambiental Estratégica es: La “Propuesta de Elaboración de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, tiene como objetivo generar bases a través de un documento que defina escenarios posibles de la Matriz Energética Regional, y que será insumo para la discusión de la Política Energética Regional a desarrollar durante el año 2015, facilitando dicho proceso, en base a todos los antecedentes disponibles que se propondrán, tales como: las alternativas energéticas, las inversiones que ellas conllevan, los riesgos de suministro que pueden enfrentar, los efectos sobre el medio ambiente y las implicancias económicas para los consumidores, entre otros“, considerando además que de acuerdo a la evaluación técnica, los recursos energéticos posibles de integrar a la matriz serían Fósiles: gas natural correspondiente a la exploración y explotación de yacimientos No Convencionales, gas natural licuado (GNL), Propano-Aire, propano (gas licuado de petróleo - GLP), gas natural de síntesis (GNS) obtenido de la gasificación de carbón y, diésel. Energías Renovables: hídrica, eólica, biomasa, solar fotovoltaica y solar térmica, geotermia, marina, residuos (obtención de energía, de los diversos residuos presentes en la región, tanto como Biogás, Combustible u otros usos) e hidrógeno. 65 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 4.1 Factores Críticos de Decisión (FCD) En reunión extraordinaria el día 4 de febrero, los integrantes del Comité Consultivo señores Mario Mertens, Jorge Vera, Juan Barticevic, Mario Maturana y Ricardo Muza, junto con el aporte del señor Alejandro Núñez, seleccionaron los factores críticos de decisión para la aplicación de los criterios de Evaluación Ambiental Estratégica. Los FCD seleccionados, fueron validados en la reunión de presentación del Informe Final Preliminar del día 02 de Marzo del 2015, en la cual se expusieron a los integrantes del Comité que asistieron a la reunión, no presentando ninguna objeción. Además el Equipo de Trabajo de este Estudio, solicitó que quedaran en Acta y se enviaran a todos los integrantes del Comité. A continuación se presentan los FCD y las algunas observaciones que presentó el Comité. Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero. (2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas. Clase Social: (3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad de servicio. Clase Economía: (4) Desarrollo Regional: Favorecer el desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico. Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía. Clase Potencial: (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región. Los FCD seleccionados por el Comité Consultivo, se analizarán en el siguiente subcapítulo, según los criterios identificados para evaluar el impacto potencial y de esta manera, probar la conveniencia de las distintas alternativas de recursos energéticos que podrían integrar la propuesta de matriz energética para Magallanes al 2050. 66 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 4.2 Identificación de Recursos Energéticos Viables La identificación de energéticos posibles de incorporar a la Matriz Energética Regional, resulta del análisis desarrollado en el Informe Técnico de Avance N°2 y las respuestas a sus observaciones. Residuos (***) Marina Geotermia Solar – Térmica (**) Solar – Fotovoltaica Biomasa Eólica Hídrica Diésel Carbón (GNS) GLP Propano/Aire GNL Gas Natural (*) Tabla 4.1 Recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética Regional. RECURSOS FÓSILES ENERGÍAS RENOVABLES Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) (*) Corresponde a la exploración y explotación de yacimientos No Convencionales. (**) Se deja como opción en la aplicación de criterios de EAE, sin embargo, se debe a futuro considerar un estudio específico para analizar prefactibilidad, dadas las condiciones climáticas de la Región. (***) El recurso Residuos se refiere a la posibilidad de obtención de energía, de los diversos residuos presentes en la región, tanto Biogás, Combustible u otros usos. 4.3 Análisis de Riesgos y Oportunidades A continuación se presenta una matriz que permite identificar los riesgos y oportunidades de cada opción, información que fue obtenida y validada en el taller de Factores Críticos de Decisión y en los Talleres de Expertos, favoreciendo de esta forma la visibilización de los puntos críticos (positivos y negativos) para la futura toma de decisiones. 67 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Tabla 4.2 Matriz de riesgos y oportunidades de los energéticos disponibles. ALTERNATIVA RIESGO OPORTUNIDAD IDENTIFICADA Hidrocarburos Para que existan posibilidades de invertir en explotación de Gas Natural, será necesario generar las certificaciones que validen las reservas probadas de Gas Natural en la Región. En las condiciones actuales, la matriz energética no puede sustentarse de reservas que no sean probadas. Se requiere a lo menos un año de exploración, o de investigación, para ver qué pasa con las reservas (de gas natural) posibles. Los recursos se transforman en reservas, cuando es factible su explotación técnica y económica. La información de los recursos de Gas Natural no es completamente pública, sólo se dispone de información de recursos de yacimientos convencionales. Hay que partir el día de hoy con un proyecto que permita solucionar el problema de disponibilidad de gas natural. Con respecto al gas no convencional, se debiese evaluar el tamaño del recurso no convencional, si bien hay estimaciones optimistas, aún no están confirmadas con descubrimientos reales, excepto en pequeña escala. Sumado a ello, las tecnologías para explotar Gas No Convencional están muy incipientes, por ese motivo es difícil asegurar que existirá la opción de incorporar ese recurso a la red de distribución de Gas Natural. Actualmente existe un plan de perforaciones de ENAP que considera un número de pozos que, en producción, cubran la demanda actual de la región. El TIGHT Gas tiene una ventaja con respecto al resto de las tecnologías de explotación de reservas no convencionales, esta tecnología está siendo ampliamente explorada por ENAP, lo cual ha dado señales de optimismo al respecto. Para llegar a manejar la tecnología de fracturamiento hidráulico de las rocas, en gran escala y con métodos de perforación direccional y horizontal, estamos aún a gran distancia temporal, posiblemente más de 10 años, además en Magallanes no contamos con equipos ni logística adecuada para esta exploración no convencional. Existe escepticismo en las Empresas que poseen Contratos Especiales de Operación (CEOP), presentes en la región, sobre la aplicación de producción no convencional. En cuanto al Propano Aire, se cree que tendría una tendencia a licuarse en las cañerías por las condiciones climáticas de la región, ya que a la presión que debe despacharse para llegar a consumidor, podría condensar, pero pasa por una solución técnica que se debe definir. • Estudiar la prefactibilidad técnica y económica de instalar una planta de Propano Aire, complementaria al actual abastecimiento energético. Como una solución en una eventual crisis de abastecimiento de gas a la población. • Se debe contar a la brevedad con planes de El Propano Aire, se considera una 68 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ALTERNATIVA IDENTIFICADA RIESGO contingencia para prevenir cualquier carestía de gas en la población, por falta de éxito en las exploraciones de reservas no convencionales. En general se plantea que la instalación de Gas Natural Licuado (GNL) sería de a lo menos para 5 años más, y que el principal problema podría ser la vulnerabilidad regional de dependencia, aunque es mucho más viable que el Propano Aire. El alcance del transporte en camión para GNL es de 700 Km, y 2 días en tanques, ya que el sistema de refrigeración (a -160°C) permite autonomía de máximo 48 horas. Disposición de residuos de gasificación que debiesen ser contenidos. Emisiones de CO2. Necesidad de acuerdos a largo plazo para fijar los precios del carbón. Para algunos grupos económicos puede aparecer como una amenaza el ingreso de una nueva fuente energética. Gasificación de Carbón Oposición de los grupos ambientalistas, generando interés mediático, presentándose información alarmista, provocando rechazo de la población. Además comparándolo con proyectos mal manejados, como lo ocurrido con Ventanas o Tocopilla, evidenciando las graves consecuencias ambientales. Se observa como amenaza la falta de subsidios para el desarrollo de otros recursos energéticos. Continuando con una política enfocada en la exploración del gas natural, invirtiendo grandes sumas de dinero en un recurso cada vez más escaso, caro e incierto. Energía Eólica Es cuestionada por ruido y muerte de aves. Se desconoce si existe un seguimiento al respecto en Cabo Negro. OPORTUNIDAD alternativa, pero se deben realizar los estudios técnicos correspondientes; el Propano regional representa un 2% del gas natural rico y podría abastecer un 15% de la población regional, el resto debe traerse de fuera de la región. Se tiene la infraestructura para implementar esta tecnología, tanto de almacenamiento como de transporte marítimo. El recurso es utilizable en la red de gas y se ve como una solución a la interface entre gas natural y otra fuente lograble a mediano plazo Generación de empleo de calidad con mano de obra local, mejorando la empleabilidad regional. Además, fortaleciendo a los trabajadores en sus Competencias Laborales, permitiéndoles especializarse en Minería. Generación de capital de conocimiento avanzado a partir de experiencia acumulada en la región. Oportunidades para el desarrollo de PYMES, en distintos ámbitos, como prestadores de servicios generales, como especializadas como por ejemplo en reforestación de bosque nativo. Carbón presenta certeza de suministro y precios a futuro. Al no estar expuesto a las variabilidades de precios, se puede tener una matriz con costos estables (gas y/o electricidad), sin exponerse a variables externas como le sucede al GNL. Independencia energética con uso de recurso local, con capacidad a largo plazo. Además existe disponibilidad del recurso a nivel nacional. Aportar en la actividad de explotación de carbón, diversificando los productos en base al carbón. Hasta ahora ha sido bien recibida por la comunidad, lo que ayudaría a su implementación, pero es importante que su desarrollo cuide este aspecto 69 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ALTERNATIVA IDENTIFICADA RIESGO Necesidad de un respaldo por ser una energía de carácter intermitente, con altas probabilidades de que el respaldo a utilizar, sea un recurso energético fósil. OPORTUNIDAD para mantener la viabilidad futura. (validación social). Energía Renovable, combustibles fósiles. sustitución de Impacto visual negativo, lo que podría afectar las actividades de turismo y ganadería. Si no se cuenta con planes de manejo adecuado de los bosques, esta energía perdería el carácter de renovable porque también es vulnerable. Existe duda de lo que se utilizará como combustible. Tecnología no conocida en la región. En ausencia de una buena legislación (la actual no es percibida como buena por los expertos) y control, podría generar una presión mayor en los bosques cercanos a los centros poblados, produciéndose una sobre explotación. Falta educar a la población en general sobre el uso que se le da al bosque y sus potencialidades. Biomasa Oposición de los grupos ambientalistas. Cambio en paisaje, es antagónico al turismo. Riesgo de incendios y/o plagas. Mayor contaminación atmosférica al usar biomasa húmeda. Se usaría un intensivo transporte de la biomasa e implementación de lugares de distribución. Una inversión potenciando a transportistas. El nativo, aumenta negocio forestal, del negocio. en economía local, las forestales y propietario de bosque su rentabilidad como ayuda la rentabilidad • Bajar el costo al largo plazo de energía eléctrica. • Independencia energética. • Sólo involucra los costos de extracción, pues el recurso está disponible. • La gran ventaja es que la energía en base a biomasa es sostenible en el tiempo (recurso renovable). • La explotación del recurso en forma energética, utilizando los residuos forestales, puede ir de la mano con el aprovechamiento maderero, lo que generaría bosques bien manejados (maximiza el crecimiento y renovación del bosque), mejorando la producción maderera. • Genera empleo local, demandaría mano de obra, desde la formulación de un plan de manejo forestal hasta la producción de energía final. • La legislación forestal no regula el destino del volumen en un bosque manejado. • Energía limpia, renovable, neutra en CO2 y que además en la región se regenera sólo en condiciones naturales. Compromiso a una matriz neutra de carbono en un lugar prístino. La huella de carbono regional se 70 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ALTERNATIVA IDENTIFICADA RIESGO OPORTUNIDAD beneficia. • Sustitución de combustibles fósiles. • Utilización de un residuo, que se deteriora (el que está en el bosque botado). Alta variabilidad estacional. Energía Solar Frío y viento mejoran la producción, sin embargo, en invierno los días son muy cortos. Energía Renovable. Impacta por obras de la central y tendido eléctrico (visualmente). Posible inundación de terrenos y uso de las aguas. Energía Hidráulica Modificación de caudales en tramo de río. Energía Renovable. Estudios técnicos del potencial de este recurso en la región, podría entregar datos para evaluar alternativas de electrificación de parte de la matriz térmica. Por lo menos en comunas o localidades específicas. Incidencia en fauna íctica. Falta de estudios públicos de potencial en la región. Potencial impacto en mamíferos marinos debe ser estudiada y validada con equipos reales en el agua. Energía Mareomotriz Contaminación de aguas. Recurso muy alejado de centros de consumo. Falta estudios de potencial en la región y desarrollo de tecnológico, técnicamente aún se encuentra en fase experimental. Altos costo, falta de estudios en áreas productivas, y la necesidad de alta tecnología. Geotermia Energía Renovable. La geografía de la región favorece la producción de esta energía. El desarrollo de esta tecnología a largo plazo (2050) en la región, nos permitirá electrificar en hasta un 100% la matriz energética regional, e incluso llegar a generar subproductos con la energía como el hidrogeno. • Energía Renovable. Afectación a la naturaleza y fauna del lugar de instalación. Contaminación ambiental. Cambios en las estaciones del año y el clima, debido a que posee un clima extremo. Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 71 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 4.4 Identificación de Alternativas de Energéticos Preferentes La identificación consiste en determinar las alternativas de energéticos preferentes, en base al conjunto de criterios definidos como factores críticos (FCD), las opciones viables de energéticos con potencial de ingresar a la Matriz Energética Regional, sumado al análisis de Riesgos y Oportunidades que presentan los recursos. Esta identificación se realizó mediante un análisis de impactos, valorados a través de un análisis multicriterio. Utilizando la valoración que se detalla a continuación, la cual depende del logro del objetivo que se busca en los FCD definidos con respecto a las alternativas energéticas viables. 0: 1: 2: 3: NO impacta al logro del objetivo. BAJO impacto al logro del objetivo. MEDIO impacto al logro del objetivo. ALTO impacto al logro del objetivo. Los Evacuadores fueron seis miembros del Equipo de Trabajado de este Estudio, quienes desarrollaron de acuerdo a su experiencia y criterio, la evaluación de los siete FCD elegidos por el Comité Consultivo. El perfil de los evaluadores se detalla a continuación: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Experto en evaluación de proyectos y recursos fósiles. Experto en estudios ambientales y energéticos. Ingeniero Civil relacionado a la eficiencia energética y a las energías renovables. Experto en energías renovables. Experto en exploración y explotación de hidrocarburos. Experto en producción de hidrocarburos. La Metodología de evaluación de los FCD, consistió en seleccionar y solicitar a los miembros del Equipo de Trabajo que participen en la valoración de los FCD. La evaluación se realizó a través de una planilla Excel diseñada para tales efectos, en donde se les presentó la Matriz de Impactos a valorar, con la debida explicación de cómo llevar a cabo el proceso de valoración. En la siguiente Tabla se presentan los resultados de las evaluaciones, presentando los promedios obtenidos en cada uno de los casos, generando un ranking en base a las puntuaciones obtenidas para cada uno de los energéticos. Es importante considerar que el rango final de puntaje está en un intervalo de 21 para el máximo cumplimento de los objetivos planteados en los FCD y 0 puntos para el caso contrario, nulo cumplimento de los objetivos planteados en los FCD. 72 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Tabla 4.3 Matriz de impactos para la identificación de alternativas de energéticos preferentes (análisis multicriterio). Energías Renovables Recursos Fósiles Gas Natural (*) GNL Propano/Aire GLP Carbón (GNS) Diésel Hídrica Eólica Biomasa Solar – Fotovoltaica Solar – Térmica (**) Geotermia Marina Residuos (***) Recursos 1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero. 1,7 1,8 1,8 1,8 1,0 0,6 3,0 3,0 1,7 3,0 2,8 2,3 3,0 1,5 2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas. 2,3 2,8 2,8 2,7 1,4 2,4 2,8 3,0 2,5 3,0 3,0 2,2 3,0 1,8 Social 3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad de servicio. Economía 2,5 2,3 1,8 1,7 2,4 1,8 1,8 2,0 1,8 1,5 1,3 1,3 1,2 1,0 4) Desarrollo regional: Favorece el desarrollo regional. 5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico. Tecnologías 6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía. Potencial 2,3 1,8 1,3 1,5 2,7 1,2 1,5 2,0 2,0 1,8 1,8 1,5 1,8 1,8 2,2 2,7 1,8 1,8 2,8 1,8 1,7 1,3 1,8 1,0 1,0 1,0 1,2 0,8 2,3 3,0 2,6 2,8 2,7 2,8 2,8 2,7 2,0 2,2 2,0 1,8 1,0 1,7 7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región. 1,3 0,3 0,8 1,2 2,8 0,8 1,7 2,5 1,8 1,5 1,3 1,3 2,0 1,0 14,7 14,8 13,0 13,5 15,8 11,4 15,3 16,5 13,7 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 14,0 13,3 11,5 13,2 9,7 Clase / Criterios de Evaluación : Objetivo Medio Ambiente 1 SUMA 1 Es posible que se presenten variaciones en el valor decimal por la aproximación, en base a la segunda cifra significativa, del cálculo de los promedios. 73 UMAG De este análisis se puede ver que las alternativas de energéticos preferentes, en orden de priorización, son: Residuos (***) Diésel Geotermia Propano/Aire Marina Solar – Térmica (**) GLP Biomasa Solar – Fotovoltaica Gas Natural (*) GNL Hídrica Carbón (GNS) Eólica Tabla 4.4 Priorización de recursos energéticos disponibles para incorporar a la Matriz Energética Regional. 16,5 15,8 15,3 14,8 14,7 14,0 13,7 13,5 13,3 13,2 13,0 11,5 11,4 9,7 Fuete: Elaboración Propia (CERE, 2014) Para la identificación una Matriz Energética, en base a la priorización de los energéticos disponibles, es necesario considerar la información técnica que se posee en cuanto al nivel de penetración del energético a la matriz, el cual depende tanto de la componente técnica, como del consumo energético de la matriz. Con el objetivo de facilitar el entendimiento del tema, se definirán las Matrices Térmica y Eléctrica de manera separada porque poseen diferencias en los posibles energéticos con potencial para ingresar a cada una de ellas. Como resumen del informe técnico, se puede comentar que históricamente la matriz energética de la Región de Magallanes ha dependido de los hidrocarburos, en particular del gas natural. Del Balance Energético 2013 desarrollado por el CERE para este Estudio, se puede afirmar que un 70% del consumo de gas natural es para uso térmico, un 26% para uso eléctrico y un 4% para el uso del sector transporte. En el siguiente Gráfico se muestra el desglose por sector del uso de gas natural en la región, el cual es del orden de los 364.487 Mm3. Cifra que se dobla en volumen, considerando los consumos de ENAP para el proceso de explotación del gas natural y el uso industrial del gas para la generación de metanol, valores que no están representados en este gráfico. Otro aspecto importante de considerar es la participación del sector residencial, el cual representa el 54%del consumo del gas natural para uso térmico. 74 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Consumo Sectorial de Gas natural en la Región de Magallanes y Antartica Chilena año 2013 4% 26% Generación Eléctrica (26%) Comercial (11%) 364.487 Mm3 Público (5%) 11% 54% Residencial (54%) Transporte (GNC) (4%) 5% Figura 4.1 - Consumo Sectorial de Gas natural en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) Para la Matriz Eléctrica Regional, podemos observar en la siguiente imagen que presenta un consumo de 266.426 MWh. Sigue liderando los consumos el sector residencial con un 46%, al igual que en la Matriz Térmica. El sector comercial aumenta su consumo con respecto a lo térmico y el sector público se mantiene. En este caso se incluyó en la gráfica el sector industrial, el cual considera el consumo de “industrias varias”. 75 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Consumo Sectorial de Electricidad en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013 20% 30% Comercial (30%) Público (4%) 266.426 MWh Residencial (46%) 4% Industrial (20%) 46% Figura 4.2 - Consumo Sectorial de Electricidad en la Región de Magallanes y Antártica Chilena año 2013 Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 4.4.1 Matriz Térmica Si se evalúan los Energéticos disponibles de manera priorizada a través de los FCD, se puede ver que para el caso de la Matriz Térmica, técnicamente al corto plazo (próximos 10 años) el GNL, Carbón (GNS) y Gas Natural No Convencional, podrían tener la capacidad de sustentar la Matriz Térmica, ya sea en un 100% o en el porcentaje que se deseen incorporar, debido a que en la cuenca de Magallanes, el Gas Natural se sigue explorando y explotando. Según la evaluación de los FCD, la gasificación de carbón a través del GNS, contribuiría de mejor forma al logro de los objetivos evaluados con los FCD, dejando en un segundo lugar al GNL y en tercer lugar al Gas Natural No Convencional. Todos los demás recursos: Biomasa, Propano GLP, Solar – Térmica, Propano/Aire, Geotermia y Residuos, podría ser una solución a la diversificación de la matriz térmica, pero no tendrían la capacidad de sustentarla ni en un corto ni mediano largo plazo. 76 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL A continuación, en la siguiente tabla se presenta el listado priorizado de energéticos que podrían ingresar a la Matriz Térmica, identificando si su potencial podría ser utilizado al corto, mediano o largo plazo. Tabla 4.5 - Propuesta de Diversificación de la Matriz Térmica Regional al Corto, Mediano y Largo Plazo. Plazos Orden de Prioridad Matriz Térmica 1° Carbón (GNS) x 2° GNL x 3° Gas Natural No Convencional x 4° Biomasa x 5° Propano GLP x 6° Solar – Térmica 7° Propano/Aire x 8° Geotermia x 9° Residuos x Corto 2025 Mediano 2035 Largo 2050 x Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 77 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 4.4.2 Matriz Eléctrica De la misma manera que se hizo con la Matriz Térmica, al evaluar los Energéticos disponibles de manera Priorizada a través de los FCD, se puede ver que existen otras opciones al GNS, GNL y Gas Natural No convencional, energéticos que también podrían sustentar esta Matriz Eléctrica. Es importante destacar que las Energías Renovables tienen potencial para ingresar a la Matriz Eléctrica; en primer lugar se destaca el potencial técnico de la Energía Eólica, la cual podría penetrar hasta en un 50% en esta matriz, siendo también coherente con la evaluación de los FCD que la sitúan en el primer lugar de la priorización de energéticos. Los otros energéticos como el Hídrico y Marino, al largo plazo (2050) podrían llegar a sustentar en un 100% la Matriz Eléctrica e incluso llegar a Electrificar la Matriz Térmica, pero para que estos sean explotados es necesario que se desarrollen estudios técnicos a nivel de evaluación de potencial en el caso de la Hídrica y para el caso de la Marina aparte del desarrollo de estudios de Potencial, también es necesario que la tecnología se desarrolle porque aún está en una etapa experimental. Para el caso de la Solar – Fotovoltaica se plantea con un posible ingreso al mediano plazo porque los costos actualmente de los componentes se encuentran muy elevados. La Biomasa se propone desde el punto de vista de hacer uso de los residuos de las forestales, valorándolo energéticamente a niveles pequeños e incluso usándolos como respaldo por ejemplo en Híbridos con Eólica. El Diésel se ubica en el último lugar de la priorización de los energéticos. En la siguiente Tabla se presenta el listado priorizado de energéticos que podría ingresar a la Matriz Eléctrica, identificando si su potencial podría ser utilizado al corto, mediano o largo plazo. 78 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Tabla 4.6 Propuesta de Diversificación de la Matriz Eléctrica Regional al Corto, Mediano y Largo Plazo. Orden de Prioridad Matriz Eléctrica Corto 2025 1° Eólica x 2° 3° 4° 5° 6° 7° 8° 9° Carbón (GNS) Hídrica GNL Gas Natural No convencional Solar – Fotovoltaica Biomasa Marina Diésel x x x x Plazos Mediano 2035 Largo 2050 x x x x Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 4.4.3 Barreras para la Diversificación de la Matriz Energética Regional Frente a las opciones presentadas con anterioridad, se debe recordar que los expertos en recursos y tecnologías que han participado como informantes en esta evaluación, perciben ciertas barreras para el ingreso de nuevos recursos a la matriz regional. Una barrera sociocultural para un posible recambio tecnológico, son las costumbres arraigadas en el territorio regional, expresadas en las prácticas de uso de energía que se caracterizan por la ineficiencia y el acostumbramiento al uso de ciertos artefactos que han pasado a ser un rasgo característico y patrimonial de los habitantes de la región, un ejemplo de ello es “la estufa magallánica”, aún utilizada y altamente valorada. Se percibe una barrera económica, siendo su principal figura el gas subsidiado respecto de la generación eléctrica. Se percibe como necesidad al momento de pensar en diversificación de la matriz, disponer de una demanda cierta para sustentar el proyecto, así como también de contar con un sistema (subsidio por ejemplo) que viabilice el costo de los otros recursos y tecnologías respecto del valor domiciliario. Visualizan como una barrera fundamentalmente los sistemas de trasmisión y distribución de energía eléctrica. 79 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Como otra dificultad económica, se ve que los productores en general no desean detallar costos de producción y actualmente existen criterios dispares para la determinación de los precios de éste, lo que debiese ser revisado, buscando transparentar los valores reales y así existiría cierto incentivo para explorar y explotar dicho recurso. Existe la sensación que hay una baja disposición del consumidor residencial, comercial e industrial a pagar por el uso del gas natural. Finalmente se percibe que la dispersión de los recursos energéticos es una barrera en una región que no se caracteriza por la Asociatividad de sus propietarios; la distancia que separa un recurso como la biomasa por ejemplo, de las posibles plantas de calor genera un costo que encarece esta futura inversión. 80 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 5. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS Este momento representa la cuarta etapa de la Metodología de EAE donde se presentan sugerencias de Lineamientos Estratégicos para el estudio “Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, cuyo objetivo es plantear una estrategia que permita apoyar el desarrollo de la Política Energética para Magallanes. Se desprende de esta cuarta etapa que el producto debería estar orientado a una estrategia de implementación de la opción o alternativas preferentes, con especial énfasis en el cumplimiento de los objetivos ambientales, habida consideración que lo expuesto representa sólo un insumo para el desarrollo de la Política Energética de la Región de Magallanes y Antártica Chilena en el presente año. 5.1 Directrices de los Procesos de Planificación Para llevar a efecto esta etapa y siguiendo con la Metodología de EAE empleada en el estudio, se han considerado tres pasos que nos permiten orientar la búsqueda de la estrategia o directrices más adecuadas, y para el logro de ello se direcciona con preguntas claves previamente definidas en el presente estudio. Así al plantearse sobre qué acciones de planificación y gestión de la opción o alternativa estratégica preferente debieran darse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE, es necesario tener en cuenta los desafíos que se plantean en la Agenda de Energía (2014) del Ministerio de Energía de nuestro país, a saber: “Alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente con las siguientes características: Confiable, sustentable, inclusiva y de precios razonables” En este contexto se remite entonces al problema original que presenta la región de Magallanes al contar “con una matriz energética poco diversificada y que ha dependido históricamente de los hidrocarburos específicamente del gas natural.” Para dar sentido y dirección a esta etapa del estudio se han tomado en cuenta todos los antecedentes resultantes del presente trabajo evaluativo, a saber : las alternativas energéticas posibles, las inversiones que ellas requieren, los riesgos de suministros que se pueden presentar , los efectos sobre el medio ambiente y las implicancias económicas para los consumidores. Si bien el proceso de búsqueda de una Matriz Energética para la región de Magallanes y Antártica Chilena con las características antes mencionadas establece criterios metodológicos necesarios, 81 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL plantea además un sentido de urgencia, pero un sentido de urgencia que da cuenta también de “la necesaria participación comunitaria de todos los estamentos que vehiculizan opinión”, por tanto la propuesta a sugerir en el presente estudio, debiese contener en sí una Amplia Legitimación Social, y como tal debiera resguardarse este criterio como elemento sustantivo en la definición del escenario para la puesta en marcha de la nueva Matriz Energética Regional. De igual manera hay que tener presente que el proceso natural de crecimiento urbano, si bien en las últimas décadas no ha sido tan significativo es necesario considerar el propio desarrollo económico que trae aparejado, y por cierto los impactos medio ambientales que significa no sólo la mayor utilización de territorio para la instalación de los nuevos asentamientos humanos, sino también la instalación de nuevos focos productivos como es el caso por ejemplo de Mina Invierno en Isla Riesco, (Territorio ocupado, además de la instalación de diversos tipos de maquinaria de alta generación para la producción y distribución a los centros de acopio para su exportación, la necesaria conectividad, caminos de trasmisión etc.), el aumento progresivo del parque automotriz, y por consiguiente el aumento en la demanda de energía en la región. Y si a lo anterior le sumamos que la Región de Magallanes y Antártica Chilena además de ser uno de los lugares más prístinos de Chile con características arqueológicas y paleontologías únicas, con vastos territorios declarados patrimonios de la humanidad, así como parques nacionales de gran interés turístico, que dan cuenta de un capital económico y social considerable para el desarrollo de la región, es que se observa la necesidad de preservar equilibrios medioambientales, proponiendo que se consideren políticas territoriales que regulen los usos del suelo buscando finalmente un desarrollo armonioso y sustentable del territorio, allí el Estado debiese ejercer un rol protagónico desde su institucionalidad competente. En este contexto además se sugiere considerar en la toma de decisiones de la futura Matriz Energética para Magallanes, las dimensiones medioambientales y socioculturales que preserven la línea histórica, paleontológica y antropológica de la región de manera de poner en valor la identidad territorial, cultural y por cierto el sentido de pertenencia. Logrando con ello el equilibrio, la inclusión, la integración y la sustentabilidad de un territorio amigable culturalmente y con perspectiva de futuro. Lo que por cierto viene a resguardar la decisión que se adopte de posibles conflictos futuros de los estamentos sociales que contraponen su opinión como las ONG (Principalmente aquellas dedicadas a temas ambientales), organizaciones y agrupaciones indígenas (Principalmente aquellas dedicadas a la preservación del patrimonio material/e inmaterial de sus ancestros). Es pertinente mencionar que para “Alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente con las características anteriormente mencionadas y que supere su dependencia histórica de los hidrocarburos, específicamente del gas natural en la región” se hace necesaria la inclusión social, pero con una mirada de territorio considerando las particularidades y diversidad de cada comuna. 82 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Lo que de acuerdo a los resultados del presente estudio, donde la activa participación social y el interés despertado por el tema, sumado a la percepción de los actores claves en los talleres provinciales (en los de expertos , los comités técnicos de evaluación, el comité consultivo, entre otros), se percibe un preocupante desconocimiento sobre el tema energético en la población , situación que se ve obstaculizado aún más por la falta o nula información oficial al respecto, y por tanto se observa la necesidad de generar políticas comunicacionales efectivas, informando, y educando a la comunidad , con el objetivo de dar claridad respecto al tema energético en su conjunto, no sólo en el plano de la sostenibilidad o seguridad del recurso energético, que si bien es el elemento que mantiene altos niveles de incertidumbre en la población (visión entregada en los talleres), dada las características climáticas y fundamentalmente por la necesidad térmica de la población. Como también respecto a las diferentes alternativas de ERNC que se presentan en la región y que pueden aportar a la diversificación de la matriz energética. En rigor, no sólo informar y educar en el tema a la población sino que también transparentar la situación real que se vive al respecto, lo que de alguna manera aportaría, en bajar los niveles de ansiedad en la población, en disminuir los posibles conflictos que se puedan presentar y por cierto, en aumentar la aceptación social a la decisión final que se adopte. Finalmente se hace mención al tema sociocultural que deviene del comportamiento del “ser magallánico”, y que guarda relación no sólo con cuestiones históricas y de tradiciones, sino también de oportunidades reales de existencia en zonas con climas hostiles, con problemas de conectividad, alejados de los centros de poder y toma de decisiones, en definitiva vivir con sensación de isla. Dado este escenario, se generó la dependencia del estado a través del subsidio al gas natural para poder generar las condiciones de habitabilidad necesaria, producto del frío clima de la zona; es por esta esta condición geopolítica de la región que se hace fundamental que el estado asegure el abastecimiento energético a los precios que la población reconoce aceptables, debido a que esta es una razón significativa por la cual la población se mantiene en el territorio y no migra a otras regiones. Frente a la posibilidad de diversificar la matriz energética, considerando eficiencia energética, es que se hace necesario sugerir, que el estado mediante sus órganos pertinentes instale una estrategia comunicacional respecto al buen uso de la energía, mediante medidas de eficiencia energética, tanto a nivel comercial, del sistema público (colegios, universidades, municipalidades, alumbrado público, hospitales, empresas públicas y dependencias del estado), residencial (consumo domiciliario) así como también asegurar el complimiento de las normativas en cuanto a la materialidad y construcción de las nuevas obras; además de normar o mejorar normativas que regulan al sector privado, incentivando la generación de alternativas energéticas limpias y propiciando la búsqueda de soluciones de apoyo a la diversificación de la matriz energética mediante la instalación de ERNC. 83 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL En síntesis, en esta fase de los lineamientos estratégicos, se ha tratado con especial atención la importancia del sentido de urgencia de una Nueva Matriz Energética para Magallanes al 2050, pero poniendo en valor la participación ciudadana, la inclusión social, la legitimación social, las características geográficas del territorio, las condicionantes sociodemográficas y socioculturales, el tema económico al observar las oportunidades de producir diferentes tipos de energía por características territoriales (comunal, provincial, regional), y fuertemente las dimensiones ambientales (erosión de suelos, predios, contaminación visual, acústica, atmosférica), como también el problema de la desinformación de la población sobre el tema, y finalmente el tema de la eficiencia energética como una cuestión sociocultural no menor a la hora de definir la nueva matriz energética para Magallanes al 2050. Otro aspecto fundamental es el relacionado con la normativa actual, la cual sólo regula el sistema eléctrico, por lo que se hace necesario la regulación del sistema térmico, haciéndose cargo de las necesidades y particularidades de la región; asimismo se ve la necesidad de estudiar una modificación de la ley 20.698, para que exista claridad en la incorporación de ERNC a los sistemas medianos. 5.2 Directrices de las Capacidades Institucionales Para el desarrollo de la Política Energética Regional se tendría que contar, no sólo con las instituciones adecuadas, sino también con las competencias profesionales necesarias para abordar los riesgos y oportunidades identificados para la integración de nuevos energéticos a una nueva Matriz Energética para Magallanes Diversificada. Para tal efecto tendrá que considerarse, como algo sustantivo el recurso humano, y tecnológico adecuado, para ello se sugiere considerar metodologías modernas en la pesquisa de perfiles profesionales pertinentes a los desafíos que deberán enfrentar las instituciones, departamentos y grupos humanos en las tareas encomendadas, de igual manera el fortalecimiento de las competencias deberá vincularse con nuevos procesos de aprendizaje, la capacitación y el trabajo en equipo cobran vital importancia a la hora de considerar la puesta en marcha del nuevo modelo. Así mismo las capacidades institucionales deberán estar en condiciones de trabajar en un escenario de retroalimentación basados en el diálogo y por cierto en procesos comunicativos fiables y sinérgicos para dar luz verde al momento a definir, según la toma de conocimiento, la decisión final adoptada por los organismos competentes. Esto configura un elemento de prioridad para sacar adelante la nueva propuesta. 84 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Siendo responsable inmediato el gobierno regional, el encargado de que se implementen las políticas adoptadas por el estado, según los requerimientos del gobierno. Sin embargo, las decisiones y directrices finales para la aplicación de dicha política son prerrogativas del Ministerio competente en este caso del Ministerio de Energía, apoyado por sus diferentes divisiones y departamentos de estudio, según sea el caso. De igual manera el Gobierno Regional deberá considerar políticas sectoriales, definiendo que Secretarias Regionales Ministeriales les corresponderá asumir responsabilidades en la aplicación de la nueva propuesta energética para Magallanes. Si tuviéramos que definir responsabilidades sectoriales, se deberá encomendar la Dimensión Ambiental referida en la EAE del presente estudio al Ministerio de Medio Ambiente y en su representación la “Secretaria Regional Respectiva”. Respecto la Dimensión Económica al Ministerio de Economía y en su representación la “Secretaria Regional Respectiva”. Respecto a la Dimensión Social, al Ministerio de Desarrollo Social y en su representación la “Secretaria Regional Respectiva” (Esta responsabilidad incluye la dimensión socio cultural). Finalmente corresponderá al Ministerio de Energía como actual contraparte técnica del presente estudio, oficiar a su representación regional la Secretaría Regional de Energía, el rol que le compete en la gestión, control y supervisión de la aplicación efectiva de la nueva matriz Energética para Magallanes al 2050. Por otra parte la Universidad de Magallanes deberá en su condición de ser parte interesada como autora del presente estudio “Elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, apoyar y acompañar el proceso de discusión técnica de la definición de una Política Energética de corto y largo plazo para Magallanes, así mismo, continuará trabajando en las diferentes opciones energéticas y estudios, esto según la Agenda de Energía del propio Ministerio de Energía. Una vez tomada la decisión final de la Política Energética, el Gobierno Regional tendrá la responsabilidad política en la implementación. Se rescata la importancia que tiene la temática para el gobierno regional, la que está demostrada en el apoyo al Desarrollo de la Agenda Energética Nacional, como también en la propia Estrategia Regional. Finalmente a la Comunidad Organizada, mediante las organizaciones funcionales y territoriales, le corresponderá, sin mediar responsabilidad administrativa y ley alguna, sólo mediante la convicción y la participación social, seria y responsable, velar por la estricta aplicación de lo definido en los procesos de validación de la Política Energética Regional, a través de la supervisión comunitaria o el control social. Siendo los miembros del Comité Consultivo del estudio “Elaboración de una Propuesta de Matriz Energética para Magallanes al 2050”, quienes tendrán un rol importante dado el nivel de información y conocimientos que ha desarrollados a lo largo de este Estudio. 85 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 5.3 Directrices sobre el Seguimiento El seguimiento de la diversificación de la propuesta de Matriz Energética, es prioritario en cuanto a tomar las providencias para la incorporación de otros energéticos, cumpliendo con los estándares regulados, las normativas legales y ambientales. Para este análisis nos hemos centrado específicamente en los FCD seleccionados en este Estudio, definiendo un listado de acciones y medidas que permitirán dar seguimiento a la incorporación de alternativas tecnológicas y energéticas a la Matriz Energética, con el siguiente enfoque. 5.3.1 Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático y (2) Medio Acuático. La evaluación de los proyectos, a través del Servicio de Evaluación Ambiental, será la instancia para solicitar la minimización de los impactos en el medio ambiente, solicitando por ejemplo la implementación de sistemas de tratamientos, para las diferentes matrices ambientales (aire, agua y suelo) que podrían verse amenazadas. En este punto el Comité Consultivo manifestó la necesidad de hacer una revisión a la normativa medio ambiental vigente para saber si se cumple con los estándares a nivel mundial, actividad que deberá será prioritaria, por ejemplo, la actual normativa no regula los aspectos relacionados al Cambio Climático. Una vez que los proyectos sean aprobados, será la fiscalización de los cumplimientos de las normativas, lo que asegurará la protección del medio ambiente. Transparentando a la opinión pública, el cumplimiento de los compromisos ambientales en cada caso. 5.3.2 Clase Social: (3) Equidad. El estado deberá asegurar que todos los habitantes de la región tengan acceso a la energía en la modalidad 24/7 (24 horas los 7 días de la semana) a precios accesibles. Lo cual mandatará la decisión de los energéticos a incorporar a la Matriz. El Comité Consultivo, manifestó con respecto a este tema que en la actualidad se entrega un subsidio mayor a quienes tienen más gasto energético (gas), lo que no debiera ser, debido a que lo lógico sería un subsidio a quienes tienen menor ingreso. Por lo tanto, será necesario estudiar una nueva fórmula de asignación del subsidio, el cual por ejemplo deberá ser diferenciado por sector de consumo entre residencial, comercial, publico, industrial y transporte. Procurando estudiar y definir alternativas para que a largo plazo no se traspasen, las eventuales alzas en el costo de la energía, a los consumidores finales. 86 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 5.3.3 Clase Economía: (4) Desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro. El consumo de energía en los países subdesarrollados va de la mano con el desarrollo económico, no obstante, la región está frente a la oportunidad de generar el dialogo que permita proyectar el desarrollo regional en desacople con esta tendencia, es decir procurar usar de mejor forma la energía y a la vez disponer del recurso energético que entregue respaldo al desarrollo de nuevas empresas o el crecimiento de las existentes. Un punto crítico en este aspecto, es el interés mediático por las energías renovables, presentándolas a la opinión pública como grandes soluciones de abastecimiento energético. Lo que sin lugar a dudas es una aspiración que debe tener la región, sin perder de vista que el problema energético actual de la Matriz es que se sustenta en sólo un energético y que su consumo es de un 70% para fines térmicos. Lo que bajo el escenario de desarrollo tecnológico actual, sumado al conocimiento del potencial energético de los recursos, solamente los recursos fósiles podrían dar sustento al desarrollo regional mediante la utilización de GNS, GNL o Gas Natural. Lo que no excluye que se haga un esfuerzo para que puedan ingresar las ERNC a la Matriz Eléctrica con el objetivo de diversificarla y generar conocimiento para ir avanzando en estos temas. Para llevar a cabo estos temas, será necesario además definir un marco regulatorio de la matriz térmica regional y además adecuar al actual normativa eléctrica a las particularidades regionales. 5.3.4 Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica. En este punto es fundamental generar la instancia para que los entes con competencias en temáticas energéticas, por ejemplo, la Universidad de Magallanes, el Gobierno Regional, la Secretaría Regional Ministerial de Energía, entre otros, definan una estrategia para establecer líneas de trabajo y financiamiento que permita ir desarrollando los conocimientos necesarios para el desarrollo de las tecnologías con alto potencial regional, por ejemplo, energía Marina. 5.3.5 Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región. Debido a la falta de conectividad regional, es fundamental asegurar la autonomía energética en la correcta selección de los recursos para diversificar la matriz energética regional. Es por ello que se espera que exista una amplia discusión entre el potencial de ingreso a la matriz del GNL vs GNS, producto que el primero es un recurso que provendría del extranjero, mientras que el segundo es un recurso local, con una fuerte estigmatización ambientalista. 87 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Además en este punto es fundamental hacerle seguimiento a los ERNC con potencialidades de ingresar a la matriz, con el objetivo de generar las instancias de medir su potencial y generar información de línea base. 5.3.6 Seguimiento en la Política Energética de Magallanes Para concluir los Lineamientos Estratégicos, es necesario mencionar que en toda elaboración de políticas, proyectos y programas, es deseable consignar elementos metodológicos que permitan orientar un seguimiento, que en este caso en particular se refiere a los riesgos y oportunidades para el correcto desarrollo de la política a seguir. Para graficar un posible seguimiento en la aplicación de la correcta implementación de la Política Energética Regional, de parte de los funcionarios públicos puede ser la incorporación a las políticas de incentivo al buen despeño laboral mediante indicadores de gestión (metas), para lo cual será indispensable que los profesionales posean un buen manejo de los temas, para lograr ese objetivo se podría implementar un seguimiento a la gestión, utilizando una batería de capacitaciones, facilitando el entendimiento, el aprendizaje, la comunicación al interior del o los equipos de trabajo, esto cobra sentido bajo una matriz de logros esperados, consignando compromisos y responsabilidades tanto personales como institucionales. 88 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 6. CONCLUSIONES De acuerdo a la experiencia del equipo de profesionales de la Universidad de Magallanes, que aplicó los criterios de EAE para la matriz Energética para Magallanes para el 2050, se hace difícil conseguir la sinergia efectiva entre lo solicitado en los términos de referencia y la ejecución final de la EAE, dado que los avances que se van desarrollando con respecto a los temas técnicos referidos a la matriz, se adelantan a los procesos de evaluación participativa de aspectos ambientales. Un aspecto clave a considerar es que en la etapa de alcance se debiesen definir claramente los roles y funciones que deben cumplir los diversos actores en cada etapa de la EAE, de manera de no duplicar información y no sobre representar a determinados sectores. Con respecto al Problema de decisión es posible concluir que se coincide con la percepción de actores en cuanto a la notable falta de diversificación de la matriz, pues en la actualidad –y en la mayoría de las comunas- se depende exclusivamente del gas natural, a excepción de algunas comunas más alejadas y que utilizan leña y diésel; sin embargo, se visualiza allí una oportunidad para incorporar otros recursos energéticos presentes en la región. Un aspecto importante a mencionar es que se aprecia un consenso en la necesidad de incorporar ERNC, pero no existe claridad si ésas debiesen integrarse a la matriz térmica o eléctrica; considerando que para su incorporación debiese crearse una regulación legal adecuada a los sistemas medianos. Se reafirman las barreras económicas (figura actual del subsidio al gas), legales (falta de regulaciones adecuadas a las características de los sistemas medianos, entre otras) y políticas (inexistencia de política energética nacional y regional) para la entrada de otros recursos y tecnologías a la matriz; por lo que para el desarrollo de futuras propuestas que apunten a su diversificación el Estado debiese ser el responsable de resguardar y promover el acceso equitativo a energía de calidad y segura en todo el territorio de la región. Se observan expectativas elevadas con respecto a la Eficiencia Energética, que no necesariamente se traducen de manera óptima y efectiva en la realidad; por lo que se prevé que las medidas que se desarrollen vayan de manera paralela con la promoción de cambios culturales con respecto al consumo de energía, a través de la Educación de los distintos segmentos etáreos y sectores de consumo (residencial, comercial, industrial, etc.) Existen ciertos recursos que producen inquietud en algunos sectores de la población, un ejemplo claro de ello son las aprensiones que existen con respecto a la explotación del carbón así como también con la explotación no convencional de hidrocarburos, por la presencia de tareas productivas del área ganadera y por la mayor intervención de superficie que dicha explotación 89 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL implica. En ese sentido se requiere que el estado asuma un rol regulador activo y eficiente, si se explotaran los recursos antes mencionados. Un aspecto que podría afectar la factibilidad de diversificar la matriz energética para la región, es la existencia de marcos regulatorios ambientales sectoriales que pudieran afectar la toma de decisión, por ejemplo: en la Ley N° 20.698 no se especifica la meta de incorporación de ERNC para los sistemas medianos, sino que solamente se indica allí la meta del 20% al año 2025 para sistemas interconectados; por lo que se cree fundamental legislar para los sistemas medianos y/o profundizar y modificar los marcos regulatorios atendiendo a las características de estos sistemas, para incentivar la incorporación de ERNC. Para la implementación de una nueva matriz energética – diversificada, se hace necesario poner énfasis en que las nuevas tecnologías instaladas y por lo tanto los equipos, minimicen los impactos ambientales, es decir, se debería optar por tecnologías que consideren sistemas de tratamiento que minimicen el impacto ambiental. En virtud del exponente cambio climático, la región podría realizar una apuesta para que las tecnologías existentes y también las nuevas incorporen acciones y medidas que consideren estas características. En cuanto al medio acuático, existe regulación legal al respecto, pero la información disponible es insuficiente en lo relativo a los efectos que produce la fracturación, por lo tanto se recomienda realizar estudios de los reales efectos del Fracking en los suelos magallánicos. Para la efectiva evaluación de las iniciativas y proyectos que desarrollen los distintos recursos energéticos, se requiere mayor fiscalización, es decir, se debiese contar con una verificación pública del cumplimiento de la regulación ambiental, debiendo la institucionalidad competente contar con personal suficiente y calificado para aquellas tareas. Para disminuir la desigualdad en el acceso a energía y con calidad de servicio, se requiere dotar de sistemas eléctricos a todos los sistemas apartados con diversas tecnologías, de modo de asegurar el suministro de energía. Considerando las características socioeconómicas de la población de la región, se debiese crear un mecanismo de tarificación que permita el acceso equitativo a todos los consumidores, para ello se piensa en el otorgamiento de subsidios diferenciados por sector (residencial, comercial, industrial, transporte, etc.) y de esta forma fomentar y resguardar la equidad para el acceso tanto al gas natural como a los diferentes energéticos presentes en la matriz. La nueva matriz energética debiese favorecer aquellos energéticos que por un lado impacten en menos medida el medio ambiente, pero que impulsen el desarrollo equitativo de todos los integrantes del territorio regional, así como también aquellos recursos que tengan un potencial que permita tener autonomía energética. Integración que se logró a través del análisis, tanto de los aspectos ambientales como de sustentabilidad, definido en los aspectos Sociales, Económicos, 90 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Tecnológicos y de Potencial. Para todos ellos se propusieron criterios con objetivos específicos a los cuales apuntar en la priorización de los energéticos que podrían integrar tanto la matriz Térmica como Eléctrica. La selección de los Factores Críticos de decisión estuvo a cargo del Comité Consultivo de este Estudio, seleccionando los siguientes siete criterios. Clase Medio Ambiente: (1) Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático: Minimizar las emisiones de contaminantes atmosféricos de alcance local (MP10; MP2,5; SO2, NOx y CO) y Minimizar las emisiones de gases de efecto invernadero. (2) Medio Acuático: Minimizar las emisiones difusas/descargas de efluentes a aguas marinas, superficiales y subterráneas. Clase Social: (3) Equidad: Minimizar la desigualdad social, a través del acceso a la energía (eléctrica y térmica) de los distintos sectores con una buena calidad de servicio. Clase Economía: (4) Desarrollo Regional: Favorecer el desarrollo Regional. (5) Seguridad, calidad y estabilidad del suministro: Favorecer el uso de tecnologías que aseguren un suministro estable y de calidad para el desarrollo económico. Clase Tecnologías: (6) Madurez tecnológica: Favorecer la utilización de tecnologías robustas/probadas, disminuyendo la incertidumbre en el desarrollo de un proyecto de generación de energía. Clase Potencial (7) Posibilidad del recurso presente y disponible en la Región: Favorecer el uso de recursos presentes y disponibles en la región. La Evaluación multicriterio de los FDC estuvo a cargo del Equipo de Trabajo, especialista en temas de energía, ambientales, eficiencia energética, energías renovables, fósiles e hidrocarburos. De la valoración de los FCD fue posible definir una propuesta de Matriz Térmica y otra de Matriz Eléctrica, ambas compartiendo las opciones de GNS, GNL y Gas Natural No convencional, energéticos con capacidades de abastecer ambas matrices. Cabe destacar que sólo para el GNS y GNL se tendría certeza del éxito en la obtención del recurso, debido a que la explotación de gas natural no convencional aún no ha certificado sus reservas. La Matriz Eléctrica sería la receptora de los energéticos renovables. Observándose como la gran promesa a la Eólica, la cual podría tener una fuerte penetración en la Matriz Eléctrica Regional, situación que requiere un análisis de los aspectos técnicos y económicos que se presentan en el informe que complementa este estudio de EAE. En esta evaluación no se ha detallado el nivel de penetrabilidad de los recursos energéticos en cada una de la Matrices, sólo comentando algunos específicos, ni tampoco hemos definido los precios, debido a que la información se presenta en el estudio técnico, informe que acompaña este Estudio. Los Lineamientos estratégicos se han planteado pensando tanto en la propuesta de la Matriz Energética como el proceso que se iniciará con la elaboración de política, donde se observa que este Estudio podrá ser un apoyo desde el punto de vista estratégico. 91 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 7. BIBLIOGRAFÍA Centro de Economía Sustentable y Cambio Climático (CESUCC) de la Universidad de Chile, 2011. Evaluación ambiental estratégica matriz eléctrica óptima de Chile al 2030. Santiago de Chile. Ministerio de Energía del Gobierno de Chile, 2014. Análisis de la experiencia internacional de la evaluación ambiental estratégica de políticas públicas del sector energía. Centro de estudios del Desarrollo (CED). Santiago de Chile. Ministerio de Energía del Gobierno de Chile, 2014. Agenda de Energía: Un desafío país, progreso para todos. Santiago de Chile. Oñate, J.J., Pereira, D., Suárez, F., Rodríguez, J.J. y Cachón, J. 2002. Evaluación Ambiental Estratégica: la evaluación ambiental de Políticas, Planes y Programas. Ed. Mundi-Prensa, Madrid, España. 92 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 8. ANEXO 1: Metodología de Evaluación Ambiental Estratégica La metodología fue desarrollada por el Centro de Estudios del Desarrollo (CED) para el Ministerio de Energía, la que se presentó en el documento denominado “Análisis de la Experiencia Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía” (Licitación ID 584105‐18‐LE13) con fecha 20 de febrero del 2014. A continuación se presenta la Metodología, detallando su Enfoque, Etapas y Actividades. 8.1 8.1.1 Enfoque de la EAE Conceptualización de la EAE La Evaluación Ambiental Estratégica es hoy parte activa de los instrumentos de gestión y planificación en el mundo. Su objetivo básico es mejorar la integración de la dimensión ambiental en los procesos de toma de decisiones estratégicas con miras a impulsar opciones de desarrollo sustentable. Para la Asociación Internacional para la Evaluación de Impacto (IAIA en su sigla en inglés), la EAE es un proceso que informa a los planeadores, decisores y público acerca de la sustentabilidad de las decisiones estratégicas, y que facilita la búsqueda de mejores alternativas asegurando un proceso de decisión democrático. Para la OCDE (2007) son enfoques analíticos y participativos que integran las consideraciones ambientales en políticas, planes y programas, y evalúan sus nexos con las consideraciones económicas y sociales. En síntesis, para que la EAE se convierta en una herramienta útil a la sustentabilidad del proceso de desarrollo debe poner énfasis en ser un instrumento de apoyo a la decisión, que se desarrolla en forma de proceso y que se aplica a problemas de naturaleza estratégica, normalmente asociadas a la formulación de políticas, planes y programas. En este contexto, su uso en el marco del desarrollo sustentable integra lo ambiental con los aspectos sociales, económicos e institucionales. La EAE se caracteriza por: Incidir en los niveles más altos de decisión política-estratégica institucional. Aplicarse en la etapa temprana de la toma de decisiones institucionales. Ser un instrumento preventivo. Implicar una mejora sustantiva en la calidad de los planes y políticas públicas. Permitir el diálogo entre los diversos actores públicos y privados. Contribuir a un proceso de decisión en el marco de la sustentabilidad. Fortalecer y facilitar la EIA de proyectos. 93 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Las tendencias clave en el abordaje actual de la EAE son: a) los impactos ambientales de una decisión dejan de ser el “objeto” de evaluación; b) el proceso de decisión es el “objeto” de análisis y reflexión; c) el acompañamiento del proceso de decisión se hace desde sus etapas más tempranas; d) la orientación hacia la sustentabilidad con la identificación de opciones de desarrollo; e) la flexibilidad y adaptación al contexto político e institucional donde se desarrolla el proceso de decisión; y f) la preocupación por el uso criterios de desempeño en lugar del cumplimiento de requisitos legales. La experiencia acumulada en el uso de la EAE en el mundo da cuenta de una alta diversidad de enfoques y procedimientos, cuestión que se traduce en una amplia gama de metodologías y técnicas, las que están disponibles en diversas guías a nivel internacional. Es importante recalcar que en ellas la EAE es: i) un proceso que se aplica a decisiones de carácter estratégico, tomadas en el ámbito privado y público; ii) de uso formal o voluntario; iii) caracterizado por una serie de pasos que desarrollan un trabajo enfocado en los temas estratégicos; y iv) un apoyo efectivo a procesos de decisiones sustentables. 8.1.2 Alcances de la EAE en Chile Chile introdujo la EAE como instrumento obligatorio de gestión ambiental, a través de la reforma a la legislación ambiental del año 2010 establecida en la Ley 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente. La Ley 20.417 establece que la Evaluación Ambiental Estratégica “es el procedimiento realizado por el Ministerio sectorial respectivo, para que se incorporen las consideraciones ambientales del desarrollo sustentable, al proceso de formulación de las políticas y planes de carácter normativo general, que tengan impacto sobre el medio ambiente o la sustentabilidad, de manera que ellas sean integradas en la dictación de la respectiva política y plan, y sus modificaciones sustanciales”. Se plantea como clave la definición de lo que se considera una modificación sustancial de una decisión sometida a EAE. La Ley también indica los aspectos que deberán ser analizados en la elaboración de las políticas y planes durante sus etapas de diseño y aprobación. “En la etapa de diseño, el organismo que dictará la política o plan, deberá considerar los objetivos y efectos ambientales del instrumento, así como los criterios de desarrollo sustentable de los mismos. Durante esta etapa se deberá integrar a otros órganos de la administración del Estado vinculados a las materias objeto de la política o plan, así como otros instrumentos relacionados con ellos a fin de garantizar la actuación coordinada de las entidades públicas involucradas en los proyectos afectados por la política o plan. En el caso señalado en el inciso segundo, se deberán siempre considerar los instrumentos relacionados con capacidad vial elaborados por la autoridad competente. En la etapa de aprobación, se deberá elaborar un anteproyecto de política o plan que contendrá un informe 94 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ambiental, que será remitido al Ministerio del Medio Ambiente para sus observaciones, para luego ser sometido a consulta pública por parte del organismo responsable”. En cuanto a la vinculación con los proyectos y el sistema de evaluación de impacto ambiental se establece que “los proyectos o actividades sometidos al sistema de evaluación de impacto ambiental deberán considerar siempre las políticas y planes evaluados estratégicamente”. En síntesis, cabe destacar que la ley establece que deberán: i) considerarse los objetivos ambientales del instrumento respectivo y los criterios de desarrollo sustentable; ii) incorporar a otros órganos de la Administración del Estado e instrumentos relacionados para garantizar la actuación coordinada; iii) elaborar un anteproyecto de política o plan con un informe ambiental que será remitido al Ministerio de Medio Ambiente para sus observaciones y consulta pública; y iv) dictar una resolución donde se señale el proceso de elaboración de la política o plan desde su diseño, incorporando la participación de los organismos, la consulta pública, el contenido del informe ambiental, las consideraciones ambientales y de desarrollo sustentable, y los criterios e indicadores de seguimiento. En el marco anterior la EAE se aplica a: 8.2 Políticas y Planes y sus modificaciones sustanciales, sean de carácter normativo general, que decida el Presidente de la República a proposición del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad Planes regionales de ordenamiento territorial, planes reguladores intercomunales, planes reguladores comunales y planes seccionales, planes regionales de desarrollo urbano y zonificaciones del borde costero, del territorio marítimo y el manejo integrado de cuencas o los instrumentos de ordenamiento territorial que los reemplacen o sistematicen Aplicación de la EAE En el desarrollo del trabajo se usará una metodología con base en el pensamiento estratégico enfatizando la integración de criterios y objetivos de sustentabilidad en el proceso de decisión. La idea es facilitar la creación de mejores estrategias y objetivos de desarrollo durante la elaboración de la política. Se actuará sobre la concepción y elaboración de la política buscando apoyar el modo y las prioridades de decisión en un contexto de sustentabilidad del desarrollo. Se desarrollará un procedimiento flexible, enfocado en los siguientes pasos relevantes: la definición de alcance de la EAE, el diagnóstico estratégico con base en cuestiones críticas, la evaluación de los riesgos y oportunidades de las opciones de desarrollo identificadas como viables, y los lineamientos y recomendaciones estratégicas importantes para la implementación, incluyendo las capacidades institucionales. 95 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Para ello se favorecerán los siguientes aspectos: a. Fomento de la integración ambiental y de sustentabilidad (incluyendo los aspectos biofísicos, sociales, institucionales y económicos) para establecer las condiciones que dan cabida a futuras propuestas de desarrollo. b. Valoración amplia del proceso de decisión, discutiendo las oportunidades y los riesgos de distintas opciones de desarrollo y transformando los problemas en oportunidades. c. Creación de una cultura estratégica en el proceso de decisión, promoviendo la cooperación y el diálogo inter-institucional, y evitando conflictos. d. Foco en el proceso de decisión, asegurando la incidencia de la EAE en la Elaboración de la Propuesta de Matriz Energética, elaborando informes parciales para lograr una influencia desde el inicio de su formulación. e. Énfasis en factores críticos y ventanas de decisión, focalizando la evaluación en pocas cuestiones estratégicas pero que son realmente clave e importantes para la sustentabilidad y el ambiente para lograr una incidencia en los momentos críticos del proceso de decisión. f. Contenidos del Informe Ambiental orientando el procedimiento de EAE, enfocado en aspectos críticos, en tendencias y no líneas de base, en capacidades institucionales, en el seguimiento, etc. g. Participación enfocada en actores clave y alineados con los procesos participativos del instrumento, asegurando un proceso integrado e inclusivo con actores críticos para la decisión por su relevancia en temas como: incidencia, liderazgo, disponibilidad de información, interés, etc. h. Informes acumulativos que dan origen al Informe final, considerando informes parciales para cada etapa de la aplicación de manera de tener incidencia a lo largo de todo el proceso de decisión y desde el inicio. El Informe Final será la culminación de un proceso incremental e iterativo desarrollado durante las diferentes fases de la aplicación. 8.2.2 Aspectos Metodológicos Generales Percepción de actores clave La inclusión de actores estará contenida en un plan genérico de participación ciudadana que será parte de las actividades que se desarrollan en el proceso de formulación de la política. El plan será elaborado sobre la base de los siguientes aspectos: 96 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Lineamientos y alcances de la participación. Actores principales y sus agendas. Objetivos, resultados, actividades previstas. Estrategias y técnicas participativas y de comunicación. Instancias críticas de comunicación. Instrumentos y cronograma de trabajo. Mecanismos de coordinación y responsables. Mecanismos de evaluación y seguimiento. Se identificará un listado de actores clave, los que serán incluidos en el diseño de la política de acuerdo con las siguientes actividades: Entrevistas a actores clave del sector público y privado Resultados de talleres participativos Resultados Grupos de Trabajo Técnico Plataforma ciudadana virtual de información Instancias regionales de consulta La participación en este proceso de generación de propuesta de matriz o escenarios energéticos posibles para la Región de Magallanes, dadas las características técnicas de la información que se solicita, será segmentada en los grupos o sectores de la comunidad que se encuentren involucrados en los diferente etapas o informes, asociadas a cada objetivo. Esto es por ejemplo: Informe N°1: Objetivos 1 y 2 de los TdR. Actividades 1 a 8. Participación enfocada a información de la demanda: - - Reuniones con empresas de generación de energía. Proyecciones de la demanda en los diferentes sectores que aportan al PIB Regional. Considerando sector Industrial (plantas procesadoras de recursos hidrobiológicos, faenadoras de carne), sector turismo (grandes hoteles y zonas aisladas), sector Acuicultura, y empresas de energía propiamente tal. Reuniones con empresas relevantes. Proyecciones de la demanda por comunas. En comunas rurales importante opinión de municipios. Talleres Provinciales con municipio y representantes de sectores productivos. Validación Comité Consultivo 97 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Informe N°2: Objetivos 3 y 4 de los TdR. Actividades 9 a 23. Participación enfocada a disponibilidad de energéticos y procesos involucrados en exploración, prospección, explotación y producción de los mismos. - Reuniones con ENAP y CEOPs Reuniones con empresas de explotación de carbón Panel de Expertos Recursos Fósiles Panel de Expertos Recursos Renovables Validación Comité Consultivo 98 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Informe Final: Complementación Objetivos 3 y 4 y desarrollo Objetivo 5 y 6. Actividades 24 a 35.Participación enfocada a disponibilidad de energéticos y procesos involucrados en exploración, prospección, explotación y producción de los mismos. - Reuniones con ENAP y CEOPs Reuniones con empresas de carbón Reuniones con Pecket Energy y Antogasta Minerals (empresas de Gasificación de carbón ex situ e in situ, respectivamente) Panel de Expertos Recursos Fósiles Panel de Expertos Recursos Renovables Validación con Comité Consultivo b. Información secundaria. El desarrollo del trabajo se basará en la información secundaria disponible, publicada o aportada por instituciones públicas y privadas. No se levantará información primaria más allá de la producida por el trabajo de elaboración de la política. Al inicio del trabajo se hará una identificación de la información necesaria ser incorporada en la aplicación de la EAE. c. Criterios Ambientales y de Sustentabilidad. Se usará como marco de evaluación criterios ambientales y de sustentabilidad, que serán definidos sobre la base de un análisis en el equipo de trabajo y una validación con actores clave. Con esta finalidad se realizará como punto de partida de la selección los criterios indicados en el documento “Análisis de la Experiencia Internacional de la Evaluación Ambiental Estratégica de Políticas Públicas del Sector Energía (2014)”. En ellos se encuentran, por ejemplo: Criterios Ambientales Aportes para que la energía sea ambientalmente limpia que resguarda la salud y el ambiente Uso de energías limpias y renovables Cumplimiento de regulaciones y estándares de alto nivel Consecuencias sobre elementos del patrimonio natural y cultural Resguardo de valores ambientales en el territorio Aportes a la disminución de la emisión de gases efecto invernadero Consumos de recursos naturales Superación de riesgos derivados de factores naturales y humanos Generación y manejo de desechos Aportes a la eficiencia energética 99 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Criterios Sociales Superación de conflictos y disminución de la incertidumbre identificadas en el diálogo social por medio del plan de participación Comportamiento de los patrones del bienestar humano Aportes al desarrollo de la dimensión social (desarrollo humano, consumo de energía, vulnerabilidad del sistema) Criterios Económicos Aportes a la dimensión económica (precios, dependencia, desconcentración) Aporte de energía segura y disponible en el tiempo Aportes con ventajas económicas por sus menores costos Aportes a la diversificación de la matriz energética Incorporación de energías renovables no convencionales diversificación, Nota: Parte de los criterios económicos son transversales ya que se debe hacer análisis de precios para cada escenario, pensando en el valor real al centro de consumo; es decir, sin los subsidios que cuenta hoy la Región. Los escenarios saldrán del análisis global de las tecnologías disponibles y sus costos, y se verán varias alternativas o por lo menos 2 metas (al 2035 y al 2050) de incorporación de energías renovables. 8.2.3 Detalle de las etapas de trabajo A continuación se presentan las Etapas y pasos de cada una de ellas. ¿En qué consiste la etapa de definición del alcance? Objetivos Focalizar y establecer los requerimientos para implementar la evaluación en función de las características y situación en que se encuentra el problema de decisión que es objeto de análisis Producto Un informe de alcance con una síntesis que permita poner en marcha la evaluación, de forma tal de asegurar la incidencia de la EAE en el proceso de decisión Pasos A. B. C. D. E. F. G. Definición del problema de decisión Definición del objeto de evaluación Definición del objetivo de la EAE Identificación de características del proceso de decisión e integración con la EAE Definición de necesidades de participación Definición de necesidades de información Identificación de otras iniciativas relacionadas Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) 100 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ¿Cuáles son las preguntas clave en la DEFINICION DEL PROBLEMA DE DECISION? ₋ ₋ ₋ ₋ ₋ ¿Qué se busca solucionar con la decisión? ¿Qué necesidades, elementos o temas motivan la decisión? ¿Cuáles son los aspectos que describen la naturaleza central del problema? ¿Qué se busca lograr con la solución del problema? ¿Qué aspectos ambientales y de sustentabilidad están en juego en este problema de decisión? ¿Cuáles son las preguntas clave en el OBJETO DE EVALUACION? ₋ ¿En qué consiste el objeto de evaluación? ₋ ¿En qué situación se encuentra el objeto de evaluación? (ejemplos: una decisión nueva, un ajuste a una decisión existente, la ampliación de una decisión, etc.) ₋ ¿Cuál es el grado de formalidad que tiene el objeto de evaluación? (ejemplos: ley, reglamento, resolución, etc.) ¿Cuáles son las preguntas clave en el OBJETIVO DE LA EAE? ₋ ¿Qué se quiere lograr o que se busca con la EAE? ₋ ¿Cuáles serán los elementos centrales que serán abordados por la EAE? ₋ ¿Cuál será el “valor agregado” que aportará la EAE al proceso de selección de alternativas y de planificación del problema de decisión? ₋ ¿Cuáles son los objetivos ambientales que están en juego? ¿Cuáles son las preguntas clave en el PROCESO DE DECISION E INTEGRACION DE EAE? ₋ ¿Qué características particulares tiene el proceso de decisión? ₋ ¿Quiénes ocupan roles importantes en la decisión? ₋ ¿Cuáles serían los mecanismos de integración más adecuados entre el proceso de decisión y la EAE? ₋ ¿Cuáles son los momentos críticos en que la EAE puede incidir de mejor forma en la decisión? ¿Cuáles son las preguntas clave en NECESIDADES DE PARTICIPACION? ₋ ¿Quiénes son actores clave que necesitan ser incluidos en el proceso? ₋ ¿Cuáles son las razones que justifican la inclusión de los actores? 101 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ₋ ¿Cuáles son los intereses de los diferentes actores con respecto al plan o política? ₋ ¿Cuáles son los mecanismos participativos más eficientes para lograr la inclusión de los actores identificados como clave? ₋ ¿Quiénes pueden ser parte de posibles conflictos en relación a la decisión? ₋ ¿Cuáles son los elementos centrales que deben abordarse en el plan de participación para actores clave, considerando los distintos pasos de la EAE y en especial los mecanismos de consulta indicados por Ministerio de Medio Ambiente? ₋ ¿Cuáles son los hitos, actividades y resultados del proceso que será necesario incluir en una estrategia de comunicación más amplia? ¿Cuáles son las preguntas clave en NECESIDADES DE INFORMACIÓN?: ₋ ¿Qué información ambiental, social, económica, legal y política es necesaria? ₋ ¿En qué formato físico y/o virtual se necesita la información para cumplir con los propósitos de la EAE? (temporalidad, especialización, bases de datos, imágenes, cartografías, gráficos, etc.) ₋ ¿En qué condición se encuentra la información identificada y quiénes son los responsables? ₋ ¿La información existente está disponible o es necesario asegurar su acceso por distintas vías? ₋ ¿La información disponible es suficiente o necesita ser complementada? ¿Cuáles son las preguntas clave de OTRAS INICIATIVAS RELACIONADAS? ₋ ¿Qué otras políticas, planes y/o programas vigentes se relacionan en forma directa con el problema de decisión? ₋ ¿Qué otras decisiones estratégicas a nivel sectorial pueden ser relevantes para la implementación de la opción preferente? ₋ ¿Cuáles son los principales compromisos políticos internacionales, nacionales o regionales que afectan al plan? ₋ ¿Cuál es el marco normativo relacionado con el problema de decisión? ¿Cuáles son las preguntas clave en la PROGRAMACION DE LA EAE?: ₋ ¿Cuál es la conformación del equipo técnico y profesional y los asesores externos necesarios para desarrollar la EAE? ₋ ¿Cuánto tiempo será invertido en el proceso de EAE? ₋ ¿Cuáles son los plazos para obtener la información necesaria? ₋ ¿En qué plazos serán logrados los hitos (informes de etapa)? 102 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ₋ ¿Cómo el plan de participación se ajusta a la agenda de los actores clave? ₋ ¿Cuáles son los espacios físicos en los que se realizarán las actividades? ₋ ¿Cuáles son las gestiones administrativas y operativas necesarias para el desarrollo de las actividades? ¿En qué consiste la etapa de diagnóstico estratégico? Objetivos Esta etapa busca analizar el contexto bajo el cual se llevará adelante la evaluación por medio de la identificación y caracterización de la información secundaria y la percepción de los actores clave Producto Elaboración del diagnóstico estratégico Pasos A. Análisis del marco de referencia estratégico B. Análisis de la percepción de actores C. Análisis de aspectos ambientales y de sustentabilidad Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) ¿Cuáles son las preguntas clave del MARCO DE REFERENCIA ESTRATEGICO?: ₋ ¿Cuáles son los lineamientos y orientaciones generales surgidas del marco de referencia estratégico que dan un marco a la evaluación a nivel de instrumentos de política y de aspectos de gestión y planificación? ₋ ¿Cuáles son específicamente los lineamientos y orientaciones ambientales y de sustentabilidad que deben guiar la evaluación? ₋ ¿Qué otras políticas, planes y programas tienen sinergia ambiental con el problema de decisión? ¿Cuáles son las preguntas clave en la PERCEPCION DE ACTORES? ₋ ¿Qué interpretación tienen los actores en relación al problema de decisión? ₋ ¿Cuáles son las grandes preocupaciones que perciben los actores en relación al problema de decisión? ₋ ¿Cuáles son los valores en juego desde el punto de vista ambiental y de sustentabilidad por parte de los actores? ₋ ¿Cuáles son los principales conflictos evidentes y potenciales? 103 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ¿Cuáles son las preguntas clave en ASPECTOS AMBIENTALES Y DE SUSTENTABILIDAD? ₋ ¿Cuáles y porqué son valores ambientales y de sustentabilidad en juego? ₋ ¿Cuáles son las ventajas existentes para ellos? ₋ ¿Cuáles son las amenazas posibles para ellos? ¿En qué consiste la etapa de análisis estratégico? Objetivos Analizar los riesgos y oportunidades de distintas opciones estratégicas a partir de factores críticos de decisión Producto Selección de opción estratégica preferente Pasos A. Definición y caracterización de factores críticos de decisión B. Definición de opciones o alternativas estratégicas viables para llevar adelante la decisión C. Análisis de riesgos y oportunidades D. Selección de opción preferente Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) ¿Cuáles son las preguntas clave de los FACTORES CRITICOS DE DECISION?: ₋ ₋ ₋ ₋ ₋ ¿Qué es lo central que debe profundizarse en la evaluación? ¿Qué aspectos son identificados como factores críticos de decisión? ¿Cuál es la descripción de los factores críticos? ¿Cuáles son los criterios de evaluación de los factores críticos? ¿Cuáles son los indicadores más efectivos para analizar el estado y las tendencias de cada factor crítico de decisión? ¿Cuáles son las preguntas clave de las OPCIONES ESTRATEGICAS?: ₋ ¿Cuáles son las opciones o alternativas de desarrollo que resultan posibles para implementar los objetivos de la decisión? ₋ ¿Cuáles son los elementos que hacen viables cada opción identificada? 104 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ¿Cuáles son las preguntas clave de RIESGOS Y OPORTUNIDADES? ₋ ¿Cuáles son los riesgos que resultan de cada opción o alternativa estratégica identificada? ₋ ¿Cuáles son las oportunidades que resultan de cada opción o alternativa estratégica identificada? ¿Cuáles son las preguntas clave en la OPCION PREFERENTE? ₋ ¿Cuáles son las opciones de desarrollo viables para adelantar la decisión? ₋ ¿Cuáles son las ventajas ofrecidas por las distintas opciones para abordar los riesgos y oportunidades? ₋ ¿Cuáles son las barreras existentes ante las diversas oportunidades y riesgos detectados? ₋ ¿Cuáles es la opción estratégica donde se puede actuar con mayor facilidad ante los riesgos y oportunidades? ¿En qué consiste la etapa de lineamientos estratégicos? Objetivos Identificar la estrategia y directrices que permitan la implementación de la opción o alternativa preferente Producto Estrategia de implementación de opción o alternativa preferente, con especial énfasis en el cumplimiento de los objetivos ambientales Pasos A. Definición de directrices sobre los procesos de planificación y gestión B. Definición de directrices sobre las capacidades institucionales C. Definición de directrices sobre el seguimiento Fuente: Elaboración Propia, CERE (2014) ¿Cuáles son las preguntas clave de PLANIFICACION Y GESTION?: ₋ ¿Qué acciones de planificación y gestión de la opción o alternativa estratégica preferente deben emprenderse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE? ₋ ¿Quiénes son los responsables de llevar adelante las tareas? ₋ ¿Cuál es el grado de prioridad para llevar adelante la acción propuesta? ₋ ¿Cuáles son los objetivos y acciones ambientales propuestas? 105 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ¿Cuáles son las preguntas clave en CAPACIDADES INSTITUCIONALES? ₋ ¿Qué acciones en recursos humanos, recursos operativos, capacitación, educación, entre otros, deben emprenderse para abordar los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE? ₋ ¿Quiénes son los responsables de llevar adelante las tareas? ₋ ¿Cuál es el grado de prioridad para llevar adelante la acción propuesta? ¿Cuáles son las preguntas clave en el SEGUIMIENTO? ₋ ¿Qué acciones deben emprenderse para acompañar el desarrollo y evolución de los riesgos y oportunidades detectadas en la EAE para la opción preferente? ₋ ¿Quiénes son los responsables de llevar adelante las tareas? ₋ ¿Cuál es el grado de prioridad para llevar adelante la acción propuesta? 106 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL Figura 8.1 Etapas de la aplicación de la EAE 107 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL 8.2.4 Informes del proceso de EAE ¿Qué contenidos incluye el Informe de Alcance? Este informe es el primero de los cuatro documentos del proceso que contempla la metodología de EAE. En este informe se incluye una síntesis de las respuestas obtenidas a cada una de las preguntas planteadas; la información sirve de base para el desarrollo de las etapas posteriores de la EAE. Es relevante que este informe sea debidamente socializado con los profesionales y técnicos que participarán en forma directa del proceso de EAE, incluyendo al equipo de planificación y al personal administrativo de apoyo. El informe debe incluir al menos los siguientes elementos: ₋ ₋ ₋ ₋ ₋ ₋ ₋ El problema de decisión caracterizado El objeto de evaluación definido El objetivo de la EAE, incluyendo los aspectos ambientales Los puntos de encuentro entre el proceso de planificación y el de EAE Un listado de actores y el plan de participación Una matriz que presente la información necesaria para desarrollar la EAE y las formas de obtenerla Una matriz que detalle la programación del proceso de EAE, incluyendo plazos, hitos, encargados, recursos materiales y logísticos necesarios y procedimientos administrativos para cumplir ¿Qué contenidos debe incluir el Informe de Diagnóstico Estratégico? Este informe incluye una síntesis del proceso de diagnóstico estratégico, que se apoya en la información obtenida en la primera etapa, la integra y la lleva a consulta de actores para identificar las principales preocupaciones, ventajas y desventajas que se originan en el problema de decisión, según el contexto estratégico y la percepción de actores. El informe debe incluir al menos una síntesis de los siguientes elementos: ₋ ₋ ₋ ₋ ₋ Una síntesis del marco de referencia estratégico Una síntesis de la percepción de actores consultados Una síntesis de los principales aspectos de sustentabilidad y de ambiente relacionados con la decisión Una identificación y análisis de las principales preocupaciones, valores ambientales y conflictos involucrados en la decisión Una identificación y análisis de las ventajas y desventajas que presenta el problema de decisión 108 UMAG APLICACIÓN DE CRITERIOS DE EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA EN LA ELABORACIÓN DE LA PROPUESTA DE MATRIZ ENERGÉTICA PARA MAGALLANES AL 2050 INFORME FINAL ¿Qué contenidos debe incluir el Informe de Opción Estratégica o Alternativa Preferente? Este informe representa un hito en el desarrollo de la EAE pues ayuda a socializar el proceso de análisis estratégico que permite la selección de una opción preferente entre todas las alternativas evaluadas durante el proceso. Este informe incluye una síntesis de los siguientes elementos: ₋ ₋ ₋ ₋ La identificación y descripción del estado y tendencias de los factores críticos seleccionados para realizar el proceso de evaluación Una descripción general de las diferentes opciones o alternativas estratégicas evaluadas Una síntesis de los riesgos y las oportunidades que se presentan en el cruce de los factores críticos y las diferentes opciones o alternativas evaluadas Una descripción en detalle de la opción o alternativa estratégica seleccionada (preferente) junto con los riesgos y oportunidades que fueron caracterizados ¿Qué contenidos debe incluir el Informe Final? El informe final corresponde a la suma de antecedentes parciales por etapa, ya indicados en los puntos anteriores, sumados a los lineamientos estratégicos integrados a la estrategia de implementación de la opción o alternativa preferente. En estos lineamientos se incluyen: ₋ ₋ ₋ Las directrices de planificación y gestión Las directrices respecto de capacidades institucionales Las directrices de seguimiento 109 UMAG