Estudio Tecnico-Economico de implementación Planta de Geotermia en Chile

UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA

29-7-2015

Proyecto Central Geotérmica

Complejo los Cóndores

Cerna – González – Jeria – Pérez – Ramírez – Ulloa ICQ-381 PROYECTOS


Índice General P á g i n a | I

Resumen Ejecutivo La generación de electricidad mediante energías renovables no convencionales en los últimos años

ha crecido y ha cobrado relevancia, esto a causa de la búsqueda de nuevas fuentes limpias y

sustentables. Además se ha fomentado el uso de este tipo de energías por la promulgación de leyes,

como es el caso de la Ley 20.257 y la Ley 19.940. Se espera que al año 2025 el 25% de la energía

eléctrica inyectada al sistema interconectado sea mediante este tipo de energías. Para el caso de la

energía geotérmica es un proyecto nuevo en el país, puesto que recientemente se inicia la

construcción de Cerro Pabellón para la generación de 50 [MW] al SINGy está la aprobación de la

evaluación de impacto ambiental en la localidad de Curacautín lo cual incorporará 70[MW] al SIC.

El proyecto Complejo Los Cóndores permite la generación de 300[MW] de energía eléctrica, que

serán incorporados al Sistema Interconectado Central, se emplaza en la VII región a 80 km al Este de

Curicó. Para la generación se debe captar el fluido geotérmico del reservorio, por lo cual se requiere

de 23 pozos de producción, junto con 12 pozos de reinyección a fin evitar el agotamiento del recurso

natural. En el plano de proceso se cuenta con una planta de condensación la cual permite generar

250[MW] y los 50[MW] restantes son obtenidos mediante una planta de ciclo binario. Posterior a la

generación los 300[MW son transmitidos mediante una línea de adicional que cuenta con una

extensión de 76 km para ser incorporaos al SIC.

Para implementar dicho proyecto se requiere una inversión de USD 221.598.919 la cual engloba el

sector de perforación, la central geotérmica con sus respectivas instalaciones, subproyectos y la línea

de transmisión, gastos de puesta en marcha y seguros. Para el financiamiento del proyecto se

considera un crédito entregado por la CORFO con una tasa interés fija de 3,2% por 10 años.

El horizonte de evaluación del proyecto se considera de 50 años dada duración de la fuente geotermal

y la estimación en la operación de la planta. Con esto se obtiene un VAN de USD 804.112.063

con una Tasa Interna de Retorno de 75,36%, utilizando una tasa de descuento de 16% dadas las

condiciones de riesgo del proyecto. Con esto se obtiene un PAYBACK de 2 años. Dado la evaluación

económica antes mencionada y habiendo efectuado el respectivo análisis de sensibilidad, indica que

la implementación de una central geotérmica para generar electricidad cumple con todas las

condiciones para ser catalogado como rentable.


Índice General P á g i n a | II

Índice Resumen Ejecutivo ...................................................................................................................................I

Índice de Figuras ............................................................................................................................... IV

Índice de Tablas ................................................................................................................................ VI

1. Estudio de Mercado ................................................................................................................... 1-2

1.1. Definición del producto. ..................................................................................................... 1-2

1.2. Cadena de valor del producto. ........................................................................................... 1-5

1.3. Investigación de mercado ................................................................................................... 1-7

1.3.1. Mercado Objetivo ....................................................................................................... 1-7

1.3.2. Análisis de oferta y demanda ................................................................................... 1-12

1.3.3. Análisis de precios ..................................................................................................... 1-22

1.3.4. Elasticidad de precio de la oferta/demanda ............................................................ 1-28

1.3.5. Proyecciones ............................................................................................................. 1-33

1.3.6. Estructura de Costos de los competidores ............................................................... 1-37

1.4. Análisis Estratégicos .......................................................................................................... 1-42

1.5. Sustentabilidad ................................................................................................................. 1-45

2. Estudio Técnico .......................................................................................................................... 2-1

2.1. Descripción del proceso y PFD ............................................................................................ 2-1

2.1.1. Acondicionamiento y separación de la fuente captada: ............................................ 2-1

2.1.2. Planta de generación por condensación: ................................................................... 2-2

2.1.3. Planta de generación binaria: ..................................................................................... 2-2

2.2. Balance de masa y energía ................................................................................................. 2-4

2.2.1. Balance de masa fluido geotérmico ........................................................................... 2-4

2.3. Listado de equipos .............................................................................................................. 2-5

2.3.1. Planta a condensación: ............................................................................................... 2-5

2.3.2. Planta binaria .............................................................................................................. 2-6

2.3.3. Instalaciones auxiliares: .............................................................................................. 2-6

2.4. Diseño equipo Principal ...................................................................................................... 2-6

2.4.1. Turbina planta condensación ..................................................................................... 2-7

2.4.2. Turbina planta binaria ................................................................................................. 2-7


Índice General P á g i n a | III

2.5. Listado de equipos: Parámetros de diseño, Especificaciones de diseño, servicios que

consume. ......................................................................................................................................... 2-7

2.5.1. Equipos necesarios para la perforación: .................................................................... 2-8

2.5.2. Planta de generación por condensación .................................................................... 2-8

2.5.3. Planta de generación binaria .................................................................................... 2-10

2.6. Balance de masa y energía de servicios. .......................................................................... 2-11

2.7. Especificación de servicios. ............................................................................................... 2-11

2.8. Aspectos ambientales (Análisis de Pertinencia (DIA o EIA)). ............................................ 2-12

2.9. Ubicación de la planta, terreno. ....................................................................................... 2-12

2.10. Plot Plan o Layout. ........................................................................................................ 2-15

2.11. Logística de producto, materia prima, materiales, insumos. ....................................... 2-16

2.12. Recursos humanos necesarios...................................................................................... 2-19

2.13. Normativa aplicable. ..................................................................................................... 2-19

2.13.1. Normativa referida a impactos Ambientales: .......................................................... 2-19

2.13.2. Normativa referida a concesiones geotérmicas: ..................................................... 2-22

2.13.2.2. D.S.N° 32, Reglamento de aplicación Ley N° 19.657, sobre Concesiones de

exploración y explotación (año 2004). ..................................................................................... 2-23

2.13.2.3. DS.N°114, Nuevo Reglamento de aplicación Ley N°19.657 (año 2012). ........ 2-23

2.13.3. Normativa referida al mercado de generación eléctrica ......................................... 2-23

2.13.3.2. Ley 19.940, Ley Corta I (Año 2004). ...................................................................... 2-23

2.13.3.3. Resolución 370, Reglamento para el subsidio de líneas de transmisión. ............. 2-24

3. Estudio Económico ..................................................................................................................... 3-1

3.1. Bases de la Evaluación Económica. .................................................................................... 3-1

3.1.1. Antecedentes financieros. .......................................................................................... 3-1

3.1.2. Vida útil del proyecto. ................................................................................................. 3-2

3.1.3. Criterios de depreciación. ........................................................................................... 3-2

3.1.4. Listado de inversiones. ............................................................................................... 3-3

3.1.5. Detalles de los costos. ................................................................................................ 3-7

3.2. .Evaluación Económica. .................................................................................................... 3-11

3.2.1. Criterios de evaluación económica del proyecto. .................................................... 3-11


Índice General P á g i n a | IV

3.2.2. Flujo de caja. ............................................................................................................. 3-12

3.2.3. Evaluación de indicadores de rentabilidad. ............................................................. 3-12

3.2.4. Evaluación de los criterios de evaluación económica. ............................................. 3-13

3.2.5. Análisis de sensibilidad para factores claves. ........................................................... 3-13

3.3. Recomendaciones de inversión. ....................................................................................... 3-15

3.4. Gestión del riesgo. ............................................................................................................ 3-16

Referencias ........................................................................................................................................ 3-18

4. Anexos ........................................................................................................................................ 4-A

A. Estudio Técnico. ...................................................................................................................... 4-A

A.1. Memoria de cálculo de Balance de masa y energía del proceso ................................... 4-A

A.2. Memoria de cálculo equipo principal. ............................................................................ 4-D

A.3. Análisis de Pertinencia detallado. ................................................................................... 4-D

A.4. Curva bomba centrifuga. ................................................................................................ 4-G

A.5. Hoja de seguridad isopentano ........................................................................................ 4-G

B. Estudio Económico .................................................................................................................. 4-L

B.1. Memoria de cálculo de Inversiones ................................................................................ 4-L

B.2. Memoria de cálculo de costos ........................................................................................ 4-L

B.3. Recomendaciones del Analisis del Entorno ................................................................... 4-M

B.4. Memoria de cálculo análisis de sensibilidad ................................................................. 4-M

B.5. Nueva Tabla de Vida Útil de los Bienes Físicos del Activo Inmovilizado para Activos

Genéricos y Sector Energético. .................................................................................................. 4-N

B.6. Flujo de Caja Puro ........................................................................................................... 4-R

Índice de Figuras

Figura 1-1: Turbina de Tipo Kaplan ..................................................................................................... 1-2

Figura 1-2: Distribución Nacional ........................................................................................................ 1-3

Figura 1-3: Institucionalidad del Sector Energético en Chile. ............................................................. 1-5

Figura 1-4: Cadena de Valor de la electricidad. .................................................................................. 1-7

Figura 1-5: Porcentaje de generación energética según su fuente. Fuente: CER,CNE, CDEC SIC & SING,

2014 ..................................................................................................................................................... 1-9


Índice General P á g i n a | V

Figura 1-6: Cuota Ley 20.257 v/s Ley 20.698 expresada en porcentaje. Fuente: CER, BBVA Research.

........................................................................................................................................................... 1-11

Figura 1-7. Capacidad geotérmica instalada al año 2010. Fuente: Evaluación del potencial de energía

geotérmica, Estudio Técnico PER 2011-2020, Instituto para la Diversificación y ahorro de energía,

página 26. .......................................................................................................................................... 1-13

Figura 1-8. Cinturón de Fuego del Pacífico. Fuente: http://geothermal.marin.org ......................... 1-13

Figura 1-9. Evolución de capacidad geotérmica instalada en el mundo, y proyección hasta 2018.

Fuente: 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report. .................................. 1-15

Figura 1-10. Número de proyectos geotermales, y [MW] en desarrollo, distintas fases de avance.

Fuente: 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report página 10. .................. 1-16

Figura 1-11. Capacidad energética instalada en Chile, según año y sistema. Fuente: CNE. ............ 1-17

Figura 1-12. Contraste entre generación y ventas de energía eléctrica en Chile, por año y para SIC y

SING. Fuente: CNE. ............................................................................................................................ 1-18

Figura 1-13. Generación eléctrica por tipo de energía SING. Fuente: CNE. ..................................... 1-20

Figura 1-14. Generación eléctrica por tipo de energía SIC. Fuente: CNE. ........................................ 1-21

Figura 1-15: Participación Total por Empresa. Fuente: Centralenergía.cl ....................................... 1-22

Figura 1-16: Precio Medio de Mercado Clientes libres y Costos Marginales ................................... 1-23

Figura 1-17: Evolución de costos marginales SIC - SING. Fuente: CDEC SIC & SING. ....................... 1-24

Figura 1-18: Evolución de los precios nudos de energía SIC - SING. Fuente: CNE. .......................... 1-25

Figura 1-19: Evolución de los precios nudos de energía SIC - SING. Fuente: CNE. .......................... 1-25

Figura 1-20: Evolución de los precios nudos de potencio SIC - SING. Fuente: CNE. ........................ 1-26

Figura 1-21: Evolución de los precios nudos de potencia SIC - SING. Fuente: CNE. ........................ 1-26

Figura 1-22: Evolución precio medio de mercado. Fuente: CNE. ..................................................... 1-27

Figura 1-23: Evolución precio medio de mercado. Fuente: CDEC SIC & SING. ................................ 1-27

Figura 1-24 Demanda v/s precio SIC, Fuente (Elaboración propia en base a datos de CNE) .......... 1-29

Figura 1-25 Demanda v/s precio SING, Fuente (Elaboración propia en base a datos de CNE) ....... 1-29

Figura 1-26 Oferta v/s precio SIC, Fuente:[Elaboración propia en base a datos de la CNE] ............ 1-31

Figura 1-27 Oferta v/s precio SING, Fuente: [Elaboración propia en base a datos de la CNE] ........ 1-31

Figura 1-28 PIB v/s Preció Energía, Fuente: [Elaboración Propia] .................................................... 1-32

Figura 1-29. Proyección de ventas de energía hasta 2025. Fuente: Agenda de Energía, Un desafío País,

Progreso para todos, Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, mayo 2014, Página 125 .............. 1-34

Figura 1-30: Costos nivelados de fuentes de energía en Chile año 2011. Fuente: NRDC. .............. 1-40

Figura 1-31: Costos nivelados de fuentes de energía en Chile año 2020. Fuente: NRDC ............... 1-41

Figura 1-32: Costos nivelados de fuentes de energía en Chile año 2030. Fuente: NRDC ............... 1-41

Figura 1-33: Representación gráfica de Análisis FODA. .................................................................... 1-44

Figura 2-1 Diagrama Flujo Proceso (Elaboración Propia) ................................................................... 2-3

Figura 2-2: Sistema de captación y re inyección de vapor ................................................................. 2-4

Figura 2-3: Sistema de perforación ..................................................................................................... 2-8

Figura 2-4: Ubicación de la Planta .................................................................................................... 2-13


Índice General P á g i n a | VI

Figura 2-5: Zoom ubicación de la planta ........................................................................................... 2-13

Figura 2-6: Camino de acceso a la planta ......................................................................................... 2-14

Figura 2-7: Distribución plataforma de perforación ......................................................................... 2-15

Figura 2-8: Layout Planta .................................................................................................................. 2-16

Figura 2-9: Sistema interconectado Central Séptima región (Elaboración propia en base a (CDEC SIC,

s.f.)) .................................................................................................................................................... 2-18

Figura 2-10: Referencia Figura Sistema Interconectado Central (CDEC SIC, s.f.) ............................. 2-18

Figura 3-1 VAN v/s % de Financiamiento .......................................................................................... 3-14

Figura 3-2 VAN v/s Precio de la energía ............................................................................................ 3-14

Figura 3-3 VAN v/s Tasa de descuento ............................................................................................. 3-15

Figura 4-1 Diagrama T-S de ciclo de condensación en planta geotérmica. ....................................... 4-B

Figura 4-2 Diagrama T-S de ciclo binario en planta geotérmica......................................................... 4-D

Figura 4-3 Curva fabricante bomba centrífuga (SULZER, s.f.) ............................................................ 4-G

Índice de Tablas

Tabla 0-1: Matriz Energética de países OCDE. Fuente: AIE, 2010 ...................................................... 1-1

Tabla 1-1: Evolución de la generación [MWh/año]. Fuente: CER ...................................................... 1-9

Tabla 1-2: Situación contextual ERNC. Fuente: CER, CNE, CDEC, SEA, 2014 ................................... 1-12

Tabla 1-3. Generación por energía geotérmica por país en 2013. Fuente: 2014 Annual U.S. & Global

Geothermal Power Production Report, página 11. .......................................................................... 1-14

Tabla 1-4. Capacidad energética instalada en Chile, según año y sistema. Fuente: CNE. ............... 1-16

Tabla 1-5. Generación total de energía eléctrica en Chile, por sistema y por año. Fuente: CNE. ... 1-17

Tabla 1-6. Ventas totales (consumo) de energía eléctrica en Chile, por sistema y por año. Fuente: CNE.

........................................................................................................................................................... 1-18

Tabla 1-7. Generación eléctrica por tipo de energía SING. Fuente: CNE. ........................................ 1-19

Tabla 1-8. Generación eléctrica por tipo de energía en SIC. Fuente: CNE. ...................................... 1-20

Tabla 1-9. Proyección de ventas de energía hasta 2025. Fuente: Agenda de Energía, Un desafío País,

Progreso para todos, Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, mayo 2014, Página 125 .............. 1-33

Tabla 1-10. Proyectos en construcción a marzo 2015, SING. Fuente: Boletín Mensual mayo 2015 CNE

página 5 ............................................................................................................................................. 1-35

Tabla 1-11. Proyectos en construcción a marzo 2015, SING. Fuente: Boletín Mensual mayo 2015 CNE

página 6 ............................................................................................................................................. 1-36

Tabla 1-12. Generación SIC-SING esperada para enero 2025. Fuente: Agenda de Energía, Un desafío

País, Progreso para todos, Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, mayo 2014, página 119 ..... 1-37

Tabla 1-13: Costos de inversión y monómico de energías renovables. Fuente: (Rudnick H. , 2010) .. 1-

38

Tabla 1-14: Costos de inversión y monómico de energías no renovables. Fuente: CNE, Fijación de

Precios. .............................................................................................................................................. 1-38


Índice General P á g i n a | VII

Tabla 1-15: Costos de producción energías convencionales y no convencionales. Fuente: Rethinking

Energy. ............................................................................................................................................... 1-38

Tabla 1-16 : Estructura de Costos Central Hidráulica Común. Fuente: (Ubilla, 2008) ..................... 1-39

Tabla 1-17: Estructura de Costos Energía Eólica. Fuente: (EWEA, 2008) ........................................ 1-39

Tabla 1-18: Estructura de costos Energía Geotérmica. Fuente: (Factors Affecting Costs of Geothermal

Power, 2005) ..................................................................................................................................... 1-39

Tabla 1-19: Análisis Estratégico FODA. ............................................................................................. 1-43

Tabla 2-1 Resumen Balances de Materia y Energía Planta Condensación. ........................................ 2-4

Tabla 2-2: Resumen Balances de Materia y Energía Planta Binaria ................................................... 2-5

Tabla 2-3: Datos técnicos turbina planta condensación (Siemens, 2009) ......................................... 2-7

Tabla 2-4: Datos técnicos turbina planta binaria (Siemens, 2009) ..................................................... 2-7

Tabla 2-5: Parámetros Alternador ...................................................................................................... 2-9

Tabla 2-6: Condiciones de operación .................................................................................................. 2-9

Tabla 2-7: Parámetros de operación torre de enfriamiento .............................................................. 2-9

Tabla 2-8: Parámetros del fabricante ............................................................................................... 2-10

Tabla 2-9: Parámetros del fabricante ............................................................................................... 2-10

Tabla 2-10: Parámetros diseño rehervidor ....................................................................................... 2-10

Tabla 2-11: Parámetros diseño Intercambiador de Calor ................................................................ 2-10

Tabla 2-12: Parámetros bombas centrífuga (Andritz, s.f.) ............................................................... 2-11

Tabla 2-13: Balance de Masa Servicios ............................................................................................. 2-11

Tabla 2-14: Especificación servicios .................................................................................................. 2-12

Tabla 2-15 Coordenadas UTM Polígono de emplazamiento Concesión de Exploración ................. 2-14

Tabla 3-1 Listado de equipos requerido para la planta de generación por condensación (Fuente:

http://www.matche.com) ................................................................................................................... 3-4

Tabla 3-2 Listado de equipos requerido para la planta de generación por ciclo binario (Fuente:

http://www.matche.com) ................................................................................................................... 3-5

Tabla 3-3 : Listado de inversiones para dar partida al proyecto ........................................................ 3-5

Tabla 3-4: Costos Puesta en Marcha................................................................................................... 3-6

Tabla 3-5: Activos Intangibles ............................................................................................................. 3-6

Tabla 3-4: Sueldo de trabajadores sector perforación ....................................................................... 3-7

Tabla 3-5: Sueldo Planta de condensación y ciclo binario .................................................................. 3-8

Tabla 3-6: Sueldos cargos administrativos .......................................................................................... 3-9

Tabla 44: Resultado Flujo de Caja Puro a 50 años plazo en USD. .................................................... 3-12

Tabla 45: Indicadores de Rentabilidad para una tasa de descuento de 16%. .................................. 3-13


Estudio de Mercado P á g i n a | 1-1

Introducción y objetivos.

Se ha podido apreciar en los últimos veinte años un aumento de la demanda energética sostenida,

con una tasa de un 6,7% anual (UTFSM, UCH, 2008). Conjunto a esta explosión, justificada en el

crecimiento de la economía chilena y del sector productivo de ella, aparecen voces críticas respecto

a que todavía se ocupan las generaciones convencionales de energía eléctrica y no se explora la

posibilidad de nuevas alternativas, no sólo por el impacto ambiental producido sino también por la

vulnerabilidad de la matriz ante factores climáticos.

Lo anterior se ha visto beneficiado por la promulgación de leyes que han modificado la normativa

actual (ejemplo, la Ley 20.108 del año 2005), pero no ha logrado potenciar a las energías renovables

no convencionales (ERNC) ni la eficiencia energética como pilares de la matriz, de hecho, la presencia

de las ERNC en Chile es marginal.

En el caso de geotermia (ERNC que será la fuente de transformación energética), la realidad es símil

a lo anterior: no sólo no existe desarrollo de ella sino que también la realidad dista sustancialmente

de los países de la OCDE (Tabla 0-1).

Tabla 0-1: Matriz Energética de países OCDE. Fuente: AIE, 2010

Fuente/País Chile Nueva Zelanda Dinamarca Irlanda Portugal Suecia

GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % GWh %

Biomasa 884 1,60% 555 1,30% 2.053 5,60% 161 0,50% 1.572 3,40% 9.068 6,00%

Residuos 0 0% 0 0% 1.866 5,10% 0 0,00% 571 1,20% 2.157 1,40%

Geotermia 0 0% 4.200 9,60% 0 0,00% 0 0,00% 192 0,40% 0 0,00%

Solar térmico

0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%

Eólico 31 0,10% 1.057 2,40% 6.928 19,00% 2.410 8,10% 5.757 12,50% 1.996 1,30%

Mar 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%

Otros 0 0% 50 0,10% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0,00%

Total 56.307 100% 43.775 100% 36.391 100% 29.685 100% 45.969 100% 150.036 100%

ERNC 915 1,60% 5.812 13,30% 10.850 29,80% 2.571 8,70% 8.130 17,70% 13.225 8,80%



1. Estudio de Mercado

1.1. Definición del producto.

El proyecto presentado tiene por finalidad la generación eléctrica y la entrega de servicio eléctrico

continuo, a través del aprovechamiento de la energía geotérmica del suelo nacional. Po lo anterior,

se hace vital el estudio del mercado energético chileno, para poseer visión del estado actual de dicho

sector, los desafíos futuros y los cambios esperados tanto en tecnología como legislación.

Sin embargo, y como primer paso, se hace necesaria una visión básica de los conceptos de energía,

cómo se genera, qué alternativas hay y cómo es distribuida, para luego entender el sector energético

nacional y su legislación e institucionalidad.

a. Generación de energía

La generación de electricidad se lleva a cabo en las centrales, que son instalaciones en las que se

transforma un tipo de energía en energía eléctrica. Las centrales pueden ser de base, las cuales

poseen una generación continua de energía; de punto, para ayudar en el abastecimiento eléctrico en

peaks de demanda; y las de reserva, destinadas a funcionar sólo en casos de emergencia.

Comúnmente, en ellas se utiliza el movimiento del eje de una turbina, a través del paso de un vapor

o fluido (Figura 1-1), que es transformado en energía eléctrica en un alternador, el que recibe la

energía mecánica de la turbina y, a través de un inductor interno, genera electricidad.

Figura 1-1: Turbina de Tipo Kaplan

Existen diversos tipos de centrales, entre las cuales encontramos:

i. Hidroeléctricas: en ellas, se aprovecha la energía potencial y cinética del agua para mover

la turbina. Se pueden encontrar centrales de pasada (sin intervención de cauces

naturales) y de embalse (con intervención de cauces).

ii. Térmicas: a través de la quema de combustible (carbón o hidrocarburos) se genera vapor

de alta presión que genera el movimiento del eje de la turbina.

iii. Nuclear: se produce vapor de alta presión que generará el movimiento de la turbina a

través de la elevación de temperatura del agua mediante la energía liberada por una

reacción de material fisionable, como el uranio.

Las anteriores corresponden a las centrales de mayor utilización en nuestro país. Sin embargo, cada

una de ellas posee impactos ambientales notables: las hidroeléctricas generan problemas en la flora



y fauna de los recursos hídricos, las térmicas expelen gases de combustión nocivos para la atmósfera

y las nucleares representan un constante foco de desechos radiactivos. Siguiendo lo anterior se ha

explorado la utilización de energías renovables no convencionales (ERNC) como aporte a la matriz

energética.

Dentro de ellas se encuentran las centrales de geotermia, las cuales aprovechan el vapor producido

al interior de la Tierra, el cual naturalmente se encuentra a más de 200 [°C] (dependiendo de las

condiciones geográficas), los que pueden ser aprovechados para la alimentación de una turbina

directamente. Este recurso es inagotable, pero difícil de acceder (Eguren, 2015).

b. Distribución.

La energía eléctrica, medida en watts ([W]) y sus múltiplos, los cuales representan la potencia

eléctrica consumida, o sea, la energía eléctrica por unidad de tiempo, es distribuida territorialmente

en cuatro sectores a nivel nacional (Figura 1-2).

i. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): cubre el territorio entre las ciudades

de Arica y Antofagasta, con un 30,17% de la capacidad instalada del país.

ii. Sistema Interconectado Central (SIC): se extiende de Tal Tal a Chiloé y constituye el

69,01% de la totalidad instalada.

iii. Sistema de Aysén: para el consumo de la región de Aysén. Representa el 0,28% de la

capacidad.

iv. Sistema de Magallanes: abastece la Región de Magallanes con un 0,54% del total país.

1 Figura 1-2: Distribución Nacional

1 (UTFSM, UCH, 2008)



c. Marco regulatorio e Institucionalidad del sector.

El sector energético chileno distingue las etapas de generación, transmisión y distribución desde la

promulgación del DFL N°1/1982 “Ley General de Servicios Eléctricos”. El papel del estado ha ido

variando a lo largo de los años, experimentado un proceso de minimización al punto de entregar el

servicio eléctrico a manos privadas, sirviendo actualmente como agente fiscalizador y regulador, lo

que ha supuesto trabas en las labores de expansión de capacidad energética de la matriz. Existe una

institucionalidad marcada en el sector, con dependencia de diferentes esferas (Figura 1-3). Un actor

estatal de preponderancia es la Comisión Nacional de Energía (CNE), conformada por diversas

carteras gubernamentales (Economía, Hacienda, Minería, SEGPRES y MIDEPLAN, más un Secretario

Ejecutivo), y en la cual recae la tarea de establecer la regulación del sector mediante la formulación

de políticas públicas, que a su vez vela por su cumplimiento, además de fijar precios (los que están

sometidos a regulación. Ver desglose de precios presentado más adelante), calcular peajes de

transmisión troncal y subtransmisión, entre otros.

La labor de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), reglamentados por el Decreto

Supremo N°327/1997 del Ministerio de Minería, hace posible la coordinación entre la operación de

centrales generadoras y líneas de trasmisión, para preservar la seguridad del servicio, garantizar la

operación más económica para las instalaciones del sistema eléctrico y el derecho de servidumbre

(en favor de las necesidades) sobre los sistemas de transmisión concesionados. Cada CDEC se

conforma por las empresas eléctricas de transmisión y generación que cumplen lo establecido en el

artículo N°168 del Decreto Supremo N°327. Lo anterior corresponde a las empresas generadoras de

electricidad que superen los 100 [MW] y excedan el 2% de la capacidad del sistema al momento de

la creación del CDEC.

Dentro del análisis cabe mencionar el Panel de Expertos del sector, el cual se crea por la Ley N°19.940,

se conforma por ingenieros, economistas y abogados expertos, que generan pronunciamientos

vinculantes sobre conflictos ante la aplicación de legislación sobre el mercado. (UTFSM, UCH, 2008)



1.2. Cadena de valor del producto.

La electricidad pasa por diferentes etapas antes de llegar a los consumidores. Cada una de ellas

genera valor agregado al producto. Básicamente de pueden agrupar en los cuatro momentos de la

Figura 1-4. A continuación se describen cada uno en profundidad.

a. Generación

La generación de energía constituye el proceso tecnológico que transforma las fuentes de energía

primaria en energía eléctrica transportable y utilizable para los usuarios. Tal como en toda esfera de

la economía chilena, rigen las leyes de libertad y libre competencia, por lo que no existe barreras

legales para la inclusión de nuevos actores siempre y cuando respeten la legislación antimonopólica.

No obstante, la ley faculta a la autoridad a exigir la interconexión de las instalaciones eléctricas, para

garantizar eficiencia y seguridad en el sistema. Las empresas generadoras abastecen a tres mercados:

por un lado existen las Empresas Concesionarias de Distribución, cuyas adquisiciones son a precio

regulado (precios de nudo, vistos más adelante); los Clientes no Sujetos a Fijación de precios, con

libertad en la fijación de aranceles energéticos; y Otros Generadores, cuyo origen es la coordinación

Figura 1-3: Institucionalidad del Sector Energético en Chile.



con el CDEC y en donde el generador vende o compra energía a precio marginal (spot) instantáneo

de generación (determinado por el CDEC).

b. Transmisión

Luego de la generación, se debe transportar la energía desde dichos puntos hasta los centros de

consumo. Se considera instalaciones de transmisión a todas las líneas y subestaciones de

trasformación que operan a tensiones nominales superiores a 23 [kV]. Al presentarse economías de

escala e indivisibilidad en la inversión, se tiende a la operación monopólica, por lo que la legislación

lo regula. Po ejemplo, los propietarios de sistemas de transmisión concesionados o que usen bienes

nacionales de uso público, deben permitir el paso de la energía de los interesados en transportarla

por dichas líneas a cambio de una indemnización. Se hace una distinción entre el sistema de

transmisión troncal, el que se compone de instalaciones con tensiones nominales iguales o superiores

a 220kV y con potencias relevantes para el sistema, que recibe un ingreso proveniente de la diferencia

entre pérdidas marginales y medias de transmisión más un peaje determinado por la autoridad y por

otro lado, de los sistemas de subtransmisión, los que se remuneran con el pago de peajes, con precios

unitarios de energía y potencia.

c. Distribución

En esta etapa finalmente se lleva la energía a los usuarios, lo cual engloba toda instalación, lineas y

trasnformadores que operen a tensiones iguales o inferiores a 23kV. Al poseer características

similares a la de trasnmisión en cuanto a tendencia monopólica, también existen precios regulados

para los suministros. Se desarrola en base a concesiones por zona geográfica. Para clientes con

demanda conectada inferior o igual a 2.000 [kW] se tiene un tarifa fijada por la autoridad, mientras

que para los clientes que excedan dicha cantidad se pacta libremente (para los clientes con potencia

conectada superior a 500 [kW] se puede optar entre la tarifa regulada y la de precio libre, después

de un período mínimo de permanencia de 4 [años] en el régimen escogido y comunicando el cambio

con al menos 12 [meses] de anticipación. Las tarifas reguladas resultan de la suma de un precio de

nudo, fijado por la autoridad en el punto de interconexión de las instalaciones de transmisión y

distribución, y un Valor Agregado de Distribución, fijado también por la autoridad sectorial. Éste

último representa la recaudación del distribuidor, con lo cual cubre costos de operación y

mantenimiento (Magallanes, 2013).

d. Post Venta

Luego de la distribución de le energía eléctrica, se hace necesario el apoyo, soporte y mantenimiento

de las líneas. Es así que existen Centros de Ayuda al Cliente en numerosas plataformas (SMS, llamada

telefónica, on-line), los cuales responden a tiempo real consultas, reclamos y emergencias eléctricas.

Por otro lado, diversas empresas ofrecen Seguros de Asistencia Eléctrica con técnicos especializados

dispuestos a brindar soporte. Finalmente, existen campañas de prevención de riesgo, seguridad

eléctrica y protección del medio ambiente ejecutadas por cada empresa distribuidora. (Electricidad,

2015)



Figura 1-4: Cadena de Valor de la electricidad.

1.3. Investigación de mercado

1.3.1. Mercado Objetivo A continuación se analiza el mercado objetivo desde los aspectos generales en el mercado de

eléctrico, hasta todos los detalles y aspectos particulares que dieron espacio al mercado de la

geotermia.

1.3.1.1. Mercado eléctrico

La base del mercado eléctrico vigente está en la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL1) de 1982.

Se establece entonces una estructura en la que se deja en manos de privados los requerimientos

técnicos de suministro, distribución y generación de energía eléctrica, escenario en el cual el estado,

a través de instituciones gubernamentales, mantiene el poder de regulación, fiscalización y

planificaciones indicativas de inversiones en el mercado eléctrico nacional. Se establece entonces

para el mercado la presencia segmentos en los pueden ubicarse las empresas participantes:

generación, transmisión y distribución de energía. En el primero se privilegia la libertad de

emprendimiento y el establecimiento libre de los precios cuando las condiciones naturales de los

mercados lo permiten, mientras en otros segmentos, en los cuales se verifica la existencia de

monopolios naturales, se aplican regulaciones tendientes a simular condiciones de precios y calidad

similares a los que se obtendrían en condiciones de competencia.

En el transcurso de las décadas hasta la actualidad, se han integrado decretos y se han hecho variadas

modificaciones en pos de la eficiencia y seguridad del sistema, de modo que se ha logrado una

legislación capaz de organizar el mercado eléctrico nacional enfatizando un modelo de prestación de

los servicios eléctricos a través de empresas privadas que operan tanto en mercados competitivos,

como en segmentos no competitivos sometidos a regulación de precios y de calidad de suministro.

Asimismo, ha permitido un rápido proceso de crecimiento (con altas tasas de inversión durante la



última década), la diversificación de la oferta en generación e importantes reducciones en los costos

de producción transporte y distribución.

Con el presente proyecto se ingresará al segmento de generación eléctrica, acotando todas las

regulaciones existentes. El mercado de generación opera bajo despacho económico con tarificación

marginalista, donde los medios de generación que tienen menores costos variables de generación

son los primeros que producen energía, hasta llenar la curva diaria de despacho según el

requerimiento de demanda. En este mercado, los privados tienen control absoluto sobre las

tecnologías a usar, tamaño de las centrales, ubicación geográfica de los medios de generación y

fechas de entrada, etc. El estado se limita a ejercer una función reguladora y fiscalizadora junto con

desarrollar planes indicativos de expansión del sector. La base de la competencia en el sector

generación la constituye el libre acceso a la red de transmisión troncal bajo condiciones no

discriminatorias, lo que permite al generador acceder al mercado de contratos de venta de energía y

mercado spot. Los generadores de energía enfrentan demandas que provienen de cuatro mercados

básicos, siendo alternativas de ventas de su energía y potencia generada (Magallanes, 2013).

- Mercado entre generadores y empresas Concesionarias de Distribución, cuyas ventas se

efectúan básicamente a precios regulados, denominados precios de nudo.

- Mercado de grandes consumidores o Clientes no Sujetos a Fijación de Precios, en el cual las

ventas pueden efectuarse a precios libremente pactados entre ambas partes.

- Mercado que se deriva del sometimiento a los planes de operación de centrales generadoras

coordinados por el CDEC, donde el generador debe vender o comprar energía al precio spot,

determinado por el costo marginal instantáneo de generación, que es definido por el mismo

CDEC.

- Mercado de Clientes a precios estabilizados, cuando se trata de centrales inferiores a 9 [MW].

Actualmente la ley define a los pequeños consumidores como aquellos con una potencia conectada

que no supera los 500 [kW] y a los consumidores grandes (clientes libres) como aquellos con una

potencia conectada superior a los 2 [MW]. Adicionalmente, se establece que cuando la potencia

conectada del usuario final sea superior a 500 [kW] y no exceda los 2 [MW], el usuario tendrá derecho

a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, con un período mínimo de cuatro años

de permanencia en cada régimen

Chile ha tenido un gran crecimiento del consumo eléctrico, pero que no tuvo como contraparte un

aumento en la capacidad de abastecimiento eléctrico de los sistemas interconectados durante la

última década, debido a la baja señal de precio derivada del uso del gas natural argentino, el cual era

exportado a un precio relativamente bajo comparado con otras alternativas de generación. Sin

embargo, aparecieron importantes restricciones de gas natural importado desde Argentina, que

sumado a la crisis hidrológica de los últimos años, obligo a los agentes generadores optar por la

utilización de diésel como combustible principal para generar electricidad, apuntando todas las

inversiones futuras a centrales de carbón principalmente.

Todo lo anterior se ha traducido en un alto precio de la energía en los últimos años. Esta situación se

mantiene, con una generación energética que importa la mayor parte de sus combustibles (cerca del



70%). Bajo este escenario, el gobierno comienza a dar un impulso a la diversificación de la matriz

energética del país, teniendo como uno de sus prioridades la integración medios renovables no

convencionales. Las ERNC tienen la ventaja de que son autóctonas, por lo que contribuyen a la

seguridad del suministro evitando la dependencia de importaciones del exterior, aumentan la

diversidad de la matriz energética y minimizando impactos ambientales respecto a las fuentes

convencionales de energía, traduciéndose en sustentabilidad ambiental a las políticas energéticas. Se

puede ver a continuación en la Tabla 1-1 datos que exponen el efecto del estado por das espacio al

uso de medios de generación ERNC, mientras que la Figura 1-5 proporciona información gráfica sobre

los datos expuestos en la tabla anteriormente mencionada. Tabla 1-1: Evolución de la generación [MWh/año]. Fuente: CER

Tipo 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Biomasa 667 801 693 656 748 1582 1846 986

Biogás 0 0 0 0 0 0 214 121

Eólica 3 31 72 325 325 385 539 367

Mini Hidro 444 655 801 820 1020 1190 1386 568

Solar – PV 0 0 0 0 0 0,6 7,1 114

Convencional 54876 54890 55131 56534 59936 62201 64157 66476

Total 55990 56377 56697 58335 62029 65359 68149 68632

Figura 1-5: Porcentaje de generación energética según su fuente. Fuente: CER,CNE, CDEC SIC & SING, 2014

1.3.1.2. Mercado eléctrico de ERNC (Saldías, 2008):

La primera vez que se legisló respecto a las fuentes generadoras de energía no convencionales fue el

año 2004, en la Ley N° 19.940, donde estas son definidas y se introducen estímulos para elegirlas

como alternativa. En el artículo 71-7 de dicha ley, se establece que medios de generación conectados

al sistema eléctrico respectivo cuya fuente sea no convencional (pudiendo ser geotérmica, eólica,

solar, biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas, cogeneración, entre otras) y cuyos

excedentes de potencia suministrada al sistema sea inferior a 20 [MW], estarán exceptuados del pago



total o parcial de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación al sistema

de transmisión troncal. Lo último se traduce en una búsqueda de estímulo económico que se les hace

a los proyectos de ERNC existentes y venideros, buscando producir un aumento en la inversión y en

la energía generada por tales medios de generación. Sin embargo, no hubo un aumento significativo

de la inversión en los años posteriores, debido a que faltaba atacar la falta de competitividad de las

ERNC versus las convencionales (de menores costos medios) (Rudnick R. C., 2010).

El año 2008 se define Ley N° 20.257 (llamada “Ley ERNC”), que incorpora modificaciones a la ley

general de servicios eléctricos. Se profundiza respecto a la definición de los medios de generación

eléctrica en base a fuentes ERNC y se le impone a las empresas eléctricas que efectúen retiros de

energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 [MW] para

comercializarla con distribuidoras o con clientes finales que deberán acreditar ante la Dirección de

Peajes del CDEC respectivo, que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada

año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación ERNC

(propios o contratados). La obligación se haría efectiva a partir del año 2010, de modo que parte en

un 5% de los retiros, para así ir aumentando gradualmente hasta llegar al 10% el año 2024,

aplicándose multas u otros mecanismos de no cumplir con lo impuesto. Esta acción legal es más

efectiva que la hecha por la ley previa, debido a que no solo se busca dar un beneficio monetario de

inversión directo, sino que además se busca que las ERNC no compitan con los medios de generación

convencionales, creando así un nuevo mercado alternativo en el cual solo compiten las ERNC entre

sí. Esto último, permite que las ERNC tengan asegurada su cuota de mercado, entregándoles

seguridad, estabilidad y disminución del riesgo a los inversionistas en este tipo de medios de

generación (Cinfuentes, 2014).

Por último, el 2013 la Ley N° 20.698 o “Ley 20/25”, en la cual se establece una ampliación de esta

matriz energética establecida en la ley del 2008, estableciendo que el 2014 la obligación seria de un

5,5% de aumento, para llegar al 20% de la energía comercializada al año 2025, aplicable a aquellos

contratos firmados con posterioridad a la promulgación de la ley. Esto último logra ampliar más los

márgenes para el mercado de la ERNC (BBVA Research, 2014).

En la Figura 1-6 se puede visualizar una comparación entre las cuotas establecidas por ambas leyes.



Figura 1-6: Cuota Ley 20.257 v/s Ley 20.698 expresada en porcentaje. Fuente: CER, BBVA Research.

1.3.1.3. Empresas en emergente mercado de la geotermia (Oses, 2013):

Debido a que en Chile todavía no ha habido un gran desarrollo en proyectos geotérmicos, existen

pocos servicios asociados. El modelo de negocios actual de la mayoría de las compañías consiste en

que empresas chilenas que se asocian con empresas extranjeras de mayor experiencia respecto al

mercado e industria. La geo-ciencia está bien desarrollada en las empresas extranjeras introducidas

en el país, utilizando capital humano valioso del país. Para lograr conseguir las concesiones, estas

empresas cuentan con un buen cuerpo legal y técnico, de manera que tienen los conocimientos

suficientes para adjudicarse los diferentes proyectos. Así también en la parte ambiental, cuentan con

los profesionales que además de poder calcular el impacto que traería la instalación de una planta

conocen las normativas y como lograr cumplirlas. Estas empresas que quieren ser concesionarias de

un proyecto cuentan con los profesionales necesarios para la etapa exploratoria y en caso de tener

necesidades particulares pueden requerir de consultorías. Las compañías de proyectos geotérmicos

nacionales actualmente son subsidiarias de las empresas extranjeras que han desarrollado la

geotermia en otros países, justamente, con el objetivo de beneficiarse de su experiencia en las etapas

posteriores. Se espera que en el futuro, una vez transferidos los conocimientos, las empresas chilenas

trabajen totalmente de manera propia. A continuación se describen los principales ejemplos:

Energía Andinax: Empresa chilena de desarrollo geotérmico creada por la compañía

minera Antofagasta Minerals y la compañía nacional de petróleo (ENAP). En el 2008

Origin Energy, una empresa de energía de Nueva Zelanda adquirió el porcentaje de la

compañía perteneciente a ENAP (40%). Actualmente posee múltiples proyectos tales

como Colpitas, Aucán, Paniri, Juncalito, Tinguiririca, entre otros.

Nacional de Geotermia S.A y Geotérmica del norte S.A.: Son empresas nacionales

asociadas a la empresa italiana ENEL. Estas han desarrollado concesiones en El Talio,



Apacheta y La Torta, y planean construir su primera central en el proyecto Cerro Pabellón

localizado en la zona de Apacheta.

COLBÚN: Asociado a la empresa estadounidense GeoGlobal Energy, de desarrollo

geotérmico e hidroeléctrico que cuenta con oficinas en Chile, Alemania y Nueva

Zelandaxi. Su proyecto más avanzado se localiza en el sur de Chile, en la concesión de

San Gregorio, con un potencial estimado de 70 [MW].

Chile se encuentra recién en la primera etapa de un proceso geotérmico, sin operación geotérmica

concreta (situación evidenciada en la Tabla 1-2). Gran concentración de las concesiones de

exploración se ubican en la primera y segunda región, debido principalmente a que gran parte de las

zonas de potencial geotérmico se localizan lejos de los sistemas de transmisión, siendo una de las

principales barreras para la realización de estos. Tabla 1-2: Situación contextual ERNC. Fuente: CER, CNE, CDEC, SEA, 2014

1.3.2. Análisis de oferta y demanda

1.3.2.1. Panorama internacional

En el ámbito global, si bien la generación eléctrica por energía geotérmica es aún pequeña en

comparación a la demanda global y las principales fuentes de generación (Referencia: En 2010 se

producen 67.246 [GWh]2 a través de la geotermia, mientras que la demanda mundial de energía

eléctrica ese año fue del orden de los 18.000 [TWh]), este tipo de energía ha experimentado

importantes alzas en los últimos años, tendencia que se espera se mantenga en los próximos años.

2 https://yearbook.enerdata.net/electricity-domestic-consumption-data-by-region.html



Figura 1-7. Capacidad geotérmica instalada al año 2010. Fuente: Evaluación del potencial de energía geotérmica, Estudio

Técnico PER 2011-2020, Instituto para la Diversificación y ahorro de energía, página 26.

El alza es sostenida, con incrementos del orden del 4 a 5% anual, y con proyectos gestándose en

alrededor de 76 países. De éstos, destacan aquellos cuya extensión territorial se encuentra dentro

de lo que se conoce como el Cinturón de Fuego del Pacífico, pues aquí es donde mayor potencial

para proyectos geotérmicos se presenta. En América, países como EE.UU, Chile, Argentina, Colombia,

Honduras, destacan por un alto potencial geotérmico. La tendencia aquí, no obstante, es que

proyectos en ésta área aún no se han desarrollado y se encuentran en etapas iniciales de exploración

e identificación de recursos reales.

Figura 1-8. Cinturón de Fuego del Pacífico. Fuente: http://geothermal.marin.org

El año 2013, alrededor del mundo la capacidad de generación por geotermia aumentó en 530 [MW],

siendo el aumento más grande desde el año 1997. Observando la Tabla 1-3 se observa que Estados

Unidos es el país que lidera con capacidad instalada en el mundo (el 2012 agregó 148 [MW] de



capacidad y el 2013, 85 [MW], con un promedio de cada planta instalada de unos 25 [MW]);3 este

país, junto con Filipinas y Europa en general, fueron los principales en donde comenzaron a operar

plantas de energía geotérmica.4

Cabe destacar que Filipinas e Indonesia podrían alcanzar o igual a Estados Unidos en capacidad de

generación para la próxima década, dado su grandes porcentajes de crecimiento del sector.5 Tabla 1-3. Generación por energía geotérmica por país en 2013. Fuente: 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power

Production Report, página 11.

Energía geotérmica internacional 2013

Establecidos [MW] Mercados en desarrollo [MW]

EE.UU 3442 Turquía 275

Filipinas 1904 Kenya 237

Indonesia 1333 Costa Rica 208

México 1005 El Salvador 204

Italia 901 Nicaragua 104

Nueva Zelanda 895 Rusia 97

Islandia 664 Papúa Nueva Guinea 56

Japón 537 Guatemala 42

Portugal 29

Alemania 29

Globalmente, existen alrededor de 12.000 [MW] de recursos geotermales en espera (16% en 14

países), y unos 30.000 [MW] en desarrollo. Si se sigue la planificación de los proyectos actualmente

en construcción, para el año 2017 se estima una capacidad global total instalada de unos 13450

[MW]6

3 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report página 4 4 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report página 8. 5 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report página 10. 6 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report página 4



Figura 1-9. Evolución de capacidad geotérmica instalada en el mundo, y proyección hasta 2018. Fuente: 2014 Annual U.S.

& Global Geothermal Power Production Report.

La tendencia global a aumentar paulatinamente la capacidad de generación por este medio, se da

muchas veces gracias a incentivos cada vez más amplios para dicho efecto. Por ejemplo, en 2014 se

aprobaron en México legislaciones para abrir el mercado a inversionistas extranjeros, y en el caso de

Japón, al otro lado del Pacífico, se fijaron tarifas bajo aquellas de mercado para incentivar proyectos

de geotermia, principalmente aquellos a pequeña escala.7

En EE.UU, se esperan altos incrementos en los próximos años, especialmente de parte de estados

como Nevada y California (dentro del Círculo de Fuego del Pacífico). En este país, existen aún políticas

que hacen barrera al desarrollo de nuevas plantas, y se encuentran las dificultades inmediatas de

poseer sistemas de transmisión inadecuados, existir bajos precios del gas natural (muchas veces es

más rentable una planta de generación eléctrica a gas), y baja demanda por nuevos proyectos de

energía renovable geotérmica. No obstante, posee variadas ventajas como: El know how técnico,

alto apoyo gubernamental, grandes reservas geotermales, y desarrolladores experimentados 8 ;

criterios y ventajas que pueden ayudar a otros países a desarrollar más su propio mercado, o que

bien, pueden adquirir naturalmente, impulsando aún más este sector.

7 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report página 9 8 2014 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report página 13



Figura 1-10. Número de proyectos geotermales, y [MW] en desarrollo, distintas fases de avance. Fuente: 2014 Annual U.S.

& Global Geothermal Power Production Report página 10.

1.3.2.2. Panorama Nacional

Chile es un país con grandes demandas energéticas, siendo el país con mayor consumo per cápita en

Sudamérica, con 3.568 [kWh/habitante] el año 20119

De sistemas energéticos declarados en el Ministerio de Energía, el SIC y el SING son los sistemas que

más generan y consumen energía, seguidos del sistema de Magallanes, Aysén, y Los Lagos. En este

mismo orden, el aporte respecto a la capacidad instalada a diciembre de 2014 es de 78,6, 20,55, 0,54,

0,27 y 0,03 [%], notándose claramente la concentración de consumo del país. Los datos entregados

en Tabla 1-4, y graficados en Figura 1-11 muestran la relevancia de estos dos sistemas, que en

conjunto suponen poco más del 99% de la capacidad y consumo energético total de Chile. Mayor

énfasis, por tanto, se le entregará a estos dos sistemas. Tabla 1-4. Capacidad energética instalada en Chile, según año y sistema. Fuente: CNE.

Capacidad Instalada [MW]

Año Magallanes Aysén Los Lagos SIC SING Total

2010 99,0 45,4 5,1 12.076,3 3.574,9 15.800,72

2011 99,6 46,7 5,1 12.365,1 3.963,8 16.480,2

2012 103,4 46,7 5,4 13.354,9 3.755,8 17.266,2

9http://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.ELEC.KH.PC



2013 99,5 50,2 6,2 13.826,4 3.759,4 17.741,67

2014 101,7 50,2 6,2 14.822,1 3.875,2 18.855,43

Figura 1-11. Capacidad energética instalada en Chile, según año y sistema. Fuente: CNE.

La capacidad instalada por sistema en el transcurso del tiempo entrega una idea del potencial máximo

de generación que tendrá cada sistema en cada año. Para medir la energía total producida durante

cierto año, así como las ventas o consumo que se tuvo dentro de cada sistema, se trabaja con

unidades energéticas absolutas; en este caso, [GWh], declarándose la generación bruta de los

sistemas, y las respectivas ventas de energía eléctrica. Tabla 1-5. Generación total de energía eléctrica en Chile, por sistema y por año. Fuente: CNE.

Generación Bruta [GWh]


2010 268,9 134,7 11,7 43.156,7 15.100,0 58.672

2011 276,1 145,6 14,3 46.052,3 15.881,2 62.369,5

2012 286,6 149,8 16,4 48.795,7 16.751,1 65.999,6

2013 290,6 154,6 18,8 50.820,1 17.229,6 68.513,7

2014 297,5 155,6 18,6 52.207,4 17.687,6 70.366,63

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2010 2011 2012 2013 2014

Cap

acid

ad Inst

alad

a [M

W]

Año

Capacidad instalada en Chile

Total

SING

SIC

Los Lagos

Aysén

Magallanes



Tabla 1-6. Ventas totales (consumo) de energía eléctrica en Chile, por sistema y por año. Fuente: CNE.

Ventas [GWh]


2010 260,1 134,1 11,8 41.061,7 13.792,0 55.259,7

2011 267,3 144,1 14,0 43.804,3 14.263,0 58.492,7

2012 277,8 148,3 16,2 46.281,5 14.832,0 61.555,8

2013 281,8 152,9 18,5 47.777,6 15.414,0 63.644,8

2014 288,5 154,4 18,2 48.977,1 15.740,0 65.178,14

Considerando el SIC y el SING, se observa que tanto consumo (ventas de energía en un año) así como

la generación bruta poseen constantes alzas, siendo estás mayores en los años 2011 y 2012, con una

leve disminución en los años 2013 y 2014.

Para el caso del SIC, la generación bruta tuvo un crecimiento promedio anual de 4,88%, siendo éste

de mayor valor en los primeros años aquí presentados (6,7% para 2011 y 5,95% para 2012), y

menores en los últimos (4,15% el año 2013 y 2,73% el 2014). Por su parte, las ventas dentro de este

sistema también se presentan al alza, con incrementos anuales porcentuales similares a los de

generación bruta, pero marginalmente menores (6,68% de aumento el año 2011, disminuyendo

hasta presentarse un aumento de consumo de 2,51% el 2014).

El SING se comporta de manera similar, con crecimientos de generación bruta del orden del 5% el

2011 y 2012, y del orden del 2% y 3% el 2013 y 2014, respectivamente.

Figura 1-12. Contraste entre generación y ventas de energía eléctrica en Chile, por año y para SIC y SING. Fuente: CNE.

0,0

10.000,0

20.000,0

30.000,0

40.000,0

50.000,0

60.000,0

2010 2011 2012 2013 2014

Energ

ía [

GW

h]

Año

Generación y ventas SIC-SING, Chile

Generaciónbruta SING

VentasSING

Generaciónbruta SIC

Ventas SIC



En el Sistema Interconectado del Norte Grande, predomina la generación de energía a través de

carbón y gas natural. Los últimos años (2012, 2013 y 2014) se diferencian por la irrupción de ERNC

en la matriz energética, que si bien, presentan avances sustantivos en lo que respecta a crecimiento

anual, aún suponen pequeños porcentajes del total de energía producida. Tabla 1-7. Generación eléctrica por tipo de energía SING. Fuente: CNE.

Generación por tipo energía SING [MWh]

Fuente/Año 2010 2011 2012 2013 2014

Biomasa 0 0 0 0 0

Carbón 7.319.379 11.054.213 13.826.963 14.100.792 14.075.575

Carbón + Petcoke 1.417.205 0 72.997 0 0

Cogeneración 0 0 25.026 120.664 122.229

Eólica 0 0 0 0 215.340

Fuel Oil 275.845 216.495 151.968 311.569 180.496

Gas Natural 4.042.343 4.103.780 2.284.456 1.608.682 1.991.717

GNL 0 0 0 0 0

Hidráulica Embalse 0 0 0 0 0

Hidráulica Pasada 56.868 63.313 77.096 71.100 68.784

Petcoke 0 37.857 0 0 0

Petróleo Diesel 1.873.967 336.492 263.976 991.722 937.658

Petróleo Diesel + Fuel Oil 114.408 69.067 48.420 20.861 8.341

Solar 0 0 196 4.184 87.413

Total 15.100.015 15.881.217 16.751.098 17.229.574 17.687.553



Figura 1-13. Generación eléctrica por tipo de energía SING. Fuente: CNE.

Por su parte, el Sistema Interconectado Central se caracteriza por ser una matriz más diversificada

que aquella presente en el SING, destacando la generación de energía a través de fuentes hidráulicas

(de pasada y embalse), así como también la presencia de Gas Natural Licuado, GNL, y carbón. Al igual

que en el caso del SING, las fuentes fósiles suponen un porcentaje importante de la generación total

del SIC (alrededor de un 47% del total el 2014), siendo el otro agente fundamental, las fuentes

renovables convencionales (fuentes hidráulicas, con un aporte total de aproximadamente 45%). El

8% restante es cubierto por ERNC, específicamente biomasa, energía eólica y solar. Nuevamente, si

bien su aporte aún es bajo, presentan un importante aumento en su generación en los últimos años.

Destaca ampliamente la energía solar, cuya producción aumentó 144 veces entre 2013 y 2014. Tabla 1-8. Generación eléctrica por tipo de energía en SIC. Fuente: CNE.

Producción por tipo energía SIC [MWh]

Fuente/Año 2010 2011 2012 2013 2014

Biomasa 841.376 887.656 1.828.180 2.256.535 2.716.421

Carbón 8.769.179 10.080.211 12.423.522 16.951.894 14.287.433

Carbón + Petcoke 65.518 349126,00 534.083 495.450 529.764

Cogeneración 0 0 0 0 0

Eólica 325.259 324.013 382.705 539047,00 1.195.961

Fuel Oil 4.332 57.773 64.234 37639,00 26.612

Gas Natural 1.079.968 114.276 71.431 20067,00 26.363

GNL 6.232.536 9.935.334 10.100.704 9.628.629 8.009.492

Hidráulica Embalse 11.759.292 11.415.284 10.658.518 9.544.732 13.091.734

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2010 2011 2012 2013 2014

Genera

ció

n [

MW

h] M

illones

Año

Generación SING Solar

Petróleo Diesel + Fuel Oil

Petróleo Diesel

Petcoke

Hidráulica Pasada

Gas Natural

Fuel Oil

Eólica

Cogeneración

Carbón + Petcoke

Carbón



Hidráulica Pasada 9.438.578 9.144.675 9.387.463 9.898.175 10.349.774

Petcoke 0 0 0 0,00 0

Petróleo Diesel 4.639.758 3.743.120 3.344.728 1.445.298 1.604.617

Petróleo Diesel + Fuel Oil 927 847 16 26,00 395

Solar 0 0 144 2.572 371.300

Total 43.156.723 46.052.315 48.795.728 50.820.064 52.209.866

Figura 1-14. Generación eléctrica por tipo de energía SIC. Fuente: CNE.

Principales productoras de Energía Eléctrica en Chile

Como ya se ha mencionado, Chile posee dos grandes sistemas eléctricos que cubren la demanda de

la mayor parte del país, el SIC y el SING. Estos son alimentados básicamente por 3 grandes empresas:

Endesa, AES Genner y Colbún. Sumándose a estos, se encuentra la empresa Suez Energy Andino,

quien tiene la mayor contribución al sistema SING. Las distribuciones a nivel nacional se pueden

apreciar en la Figura 1-15.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

2010 2011 2012 2013 2014

Gener

ació

n [M

Wh]

Mill

ones

Año

Generación SIC Solar

Petróleo Diesel + Fuel Oil

Petróleo Diesel

Hidráulica Pasada

Hidráulica Embalse

GNL

Gas Natural

Fuel Oil

Eólica

Carbón + Petcoke

Carbón

Biomasa



Figura 1-15: Participación Total por Empresa. Fuente: Centralenergía.cl

A continuación se describen las empresas más importantes, junto a su capacidad instalada por

sistema.

1. Endesa: Es una empresa de origen chileno dedicada a la generación y comercialización de

energía eléctrica, siendo el principal productor a nivel nacional. Junto a sus filiales extranjeras posee

un total de 178 centrales de generación que le adjudican una capacidad instalada equivalente a

13.688 [MW], de los cuales 6.351 [MW] se encuentran en Chile. Esta capacidad se distribuye entre el

SIC y el SING, teniendo una participación del 39% y 21% respectivamente, mediante la generación

eléctrica a partir de energía hidráulica, térmica y renovable no convencional (principalmente solar y

eólica).

2. AES Gener S.A.: Es una sociedad anónima abierta orientada fundamentalmente a la

generación de energía eléctrica en Chile, ubicándose en el segundo lugar en cuanto a lo aportado al

sistema nacional. Posee una capacidad instalada equivalente a 4.068 [MW] en Chile, la cual se

distribuye entre el SIC y el SING con el 12% y 32% respectivamente. Es el principal productor de

energía mediante energía térmica, además posee generación mediante energía hidráulica.

3. Colbún: Es una compañía chilena dedicada a la generación de energía eléctrica. Posee una

capacidad instalada de 3.279 [MW] en Chile, la cual suministra al SIC con una participación del 21%.

Utiliza energías del tipo hidráulica y térmica principalmente para la generación de electricidad.

4. International Power GDF Suez: Es una empresa internacional orientada a la generación,

comercialización, transporte y distribución de electricidad y gas. En Latinoamérica posee activos en

Argentina, Chile, Brasil, Panamá y Perú. Su filial chilena Suez Energy Andino tiene una capacidad

instalada de 2.132 [MW], participando con un 47% en el SING.

1.3.3. Análisis de precios La legislación actual establece que las tarifas por el cobro de la energía eléctrica, debe representar

los costos reales de generación, transmisión y distribución a fin de obtener un óptimo desarrollo de

los sistemas eléctricos.



Cuando existe una competencia entre las empresas, existe la posibilidad de considerar el criterio de

libertad de precios para aquellos usuarios que posean un consumo mayor a 500[kW]. Por cual se

puede efectuar una negociación en las tarifas, ya que se tiene conciencia de que se puede

complementar el consumo con otras fuentes de energía. A este grupo de consumidores se denomina

clientes libres y fijan las condiciones mediante un contrato de suministro. Para usuarios cuya potencia

sea menor a 500[kW] se consideran sectores con características de monopolio natural, por lo tanto

se debe dar una regulación de precios. En caso contrario, la Ley establece que se puede aplicar una

libertad de precios.

La Figura 1-16 presenta una comparación entre el precio de los clientes libres y los costos marginales

durante 10 años, desde el 2004 al 2014.

Figura 1-16: Precio Medio de Mercado Clientes libres y Costos Marginales

En el mercado eléctrico, según el marco regulatorio vigente, existe 4 modalidades para valorizar la

energía y la potencia. Los cuales se presentan a continuación.

Precios marginales o spot: Se calcula de forma horaria por cada centro de despacho

económico de cargas (CDEC), del SING o SIC según corresponda a la zona. Utiliza un

criterio económico marginal, el cual rige al mercado mayorista. Este sirve para valorizar

las transacciones efectuadas entre los generadores y las inyecciones que los generadores

hacen al sistema. Para la fijación de estos precios se considera el costo marginal, que

corresponde ser al costo variable de la unidad más cara de generación de energía en un

instante determinado.



Figura 1-17: Evolución de costos marginales SIC - SING. Fuente: CDEC SIC & SING.

El costo marginal del SIC en el mes de marzo de este año tuvo un valor de 141,4 [USD/MWh]

registrando un aumento de 1% respecto al mes anterior, pero un 27% menos que el mismo mes del

2014. Para el caso del SING en marzo del 2015 tiene un valor de 46 USD/MWh disminuyendo en un

7% respecto al mes anterior y en un 37% al compararlo con marzo del 2014.

Precios libres: corresponde ser los precios acordados libremente entre los generadores

y clientes libres

Precios de nudo: precios fijados por la comisión nacional de energía, CNE, en los meses

de abril y octubre de cada año, quien a través de una informe técnico comunica sus

resultados al Ministerios de Economía y son publicados en el diario oficial. Este precio

tiene 2 componentes, uno es el precio básico de la energía y el precio básico de la

potencia de punta. El primero corresponde ser el promedio en el tiempo de los costos

marginales de energía del sistema eléctrico operando al costo mínimo de operación y

racionamiento durante el periodo de estudio. En la figura, se presenta la variación de los

precios nudo de energía a partir del 2009 a la fecha, en el cual se observa una

considerable disminución de estos.



Figura 1-18: Evolución de los precios nudos de energía SIC - SING. Fuente: CNE.

Figura 1-19: Evolución de los precios nudos de energía SIC - SING. Fuente: CNE.

Para el mes de marzo el SIC alcanza un valor de 78,7 [USD/MWh] disminuyendo en un 0,8% respecto

al mes anterior y 16,4% menos que el 2014, para el SING 63,7 [USD/MWh] pero no tiene variaciones

significativas.

El precio nudo de potencia equivale al costo marginal de aumentar la capacidad instalada del sistema

eléctrico considerando las unidades generadoras más económicas, con el objetivo de suministrar

potencia adicional durante el periodo de máximo consumo. Este incremento corresponde ser al

margen de reserva de la potencia teórica del sistema. Como se observa en la Figura 1-20 para el caso

del SIC el precio ha demostrado un constante aumento desde el 2009 al 2014, sin embargo el precio

en el SING mantiene un nivel constante.

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

INDEX A ENE-2009 INDEX A JUL-2009 INDEX A MAY-2010 OCTUBRE 2011 INDEX A MAY-2013 OCTUBRE 2014

[$/kW

h]

SIC - Santiago SING - Crucero



Figura 1-20: Evolución de los precios nudos de potencio SIC - SING. Fuente: CNE.

Figura 1-21: Evolución de los precios nudos de potencia SIC - SING. Fuente: CNE.

En el mes de marzo del 2015 el SIC alcanza un valor de 80,06 [USD/MW] disminuyendo en un 0,8%

respecto al mes anterior y 4,4% menos que el 2014, para el SING 78,99 [USD/MW] disminuyendo en

un 0,8% respecto al mes anterior y 4,4% menos que el año anterior.

Precios de distribución: precios a los cuales las empresas distribuidoras venden la energía

a los clientes regulados. Estos precios se establecen como la suma del precio al cual las

empresas licitan la potencia y energía eléctrica, más un valor agregado de distribución,

VAD, que representa ser un cargo por una distribución eficiente, además se considera un

cargo fijo por la transmisión de la energía por el troncal.

Precio de distribución = Precio licitación + Valor Agregado + Cargo Único por uso

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

INDEX A ENE-2009 INDEX A JUN-2009 INDEX A MAR-2010 NOVIEMBRE 2010 INDEX A MAY-2012 INDEX A NOV-2013 INDEX A OCT-2014

[US$/kW

/m

es]

SIC - Santiago SING - Crucero



Además se puede considerar el precio medio de mercado, el cual se determina como su nombre lo

indica, con un promedio de los contratos informados por las empresas generadoras. Este se utiliza

para tener una referencia del precio de la energía eléctrica para facilitar su consulta y análisis. Se

calcula considerando los últimos 4 meses que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación.

A continuación en la Figura 1-22 se muestra la evolución del precio medio de mercado en los últimos

6 años.

Figura 1-22: Evolución precio medio de mercado. Fuente: CNE.

Es posible verificar que a partir del 2009 existe una disminución en el precio de la energía en el SING,

lo cual es consecuente con lo expuesto anteriormente, por lo que representa el precio medio de

mercada, mientras que el precio de la energía en el SIC mantiene una estabilidad hasta el año 2011,

momento en el cual comienza a aumentar, hasta obtener un valor similar al expresado en el SING.

Figura 1-23: Evolución precio medio de mercado. Fuente: CDEC SIC & SING.



Tal como se puede ver en la Figura 1-23, el precio medio del SIC en marzo del 2015 tiene un valor de

93,8 [USD/MWh] incrementando en un 1,6% respecto a febrero de este año y 8,3% superior en año

de comparación. Para el SING 93,3 [USD/MWh] disminuyendo en 0,8% respecto al mes anterior y

3,6% más que marzo del 2014.

Los precios que tienen una mayor estabilidad son los precios de nudo, debido a que estos son

regulados, por la autoridad pública. Según la ley, los precios de nudo son ajustados a la banda de

precios de mercado, siendo la referencia para establecer los máximos precios que las empresas

distribuidoras pueden cobrar a sus clientes regulados.

En el SIC, los precios de nudo reflejan el costo mínimo de abastecimiento considerando inversión,

operación y racionamiento, con un plan de obras de generación para un horizonte de 10 años,

mientras que los costos marginales reflejan el costo de producir una unidad adicional de energía para

cada nivel de demanda.

Antes que existiera la restricción del abastecimiento de gas natural por parte de Argentina, el costo

marginal se determinaba por el costo de generación de unidades térmicas que usaran combustible.

En la actualidad estas unidades utilizan petróleo diesel, por lo cual los costos marginales aumentaron,

esto ha llevado a que la comisión nacional de energía sea la encargada de realizar modelos para el

cálculo de precios. Además los generadores han traspasado a sus clientes libres los mayores costos

de la generación de electricidad, por consiguiente, los precios de mercado usados como referencia

para el ajuste de los precios de nudo han experimentado alzas. Teniendo estos antecedentes es que

se puede afirmar que en el corto plazo los mayores costos de generación seguirán traspasándose a

los clientes libres, arrastrando consigo a los precios de nudo.

1.3.4. Elasticidad de precio de la oferta/demanda En el contexto actual del mercado de la energía en Chile, en donde la demanda es creciente y la oferta

de energía es no determinista (esto significa que depende de diversos factores difíciles de

determinar), es importante saber analizar cuáles son las variables que afectan esta demanda por

energía eléctrica, sobre todo en el consumo de los hogares, para poder conocer la flexibilidad que

presentan los precios de la energía, tanto para los consumidores como para los productores.

La elasticidad precio demanda nos entrega el comportamiento que tiene la demanda con respecto a

variaciones porcentuales de los precios, y a su vez, la elasticidad precio oferta nos entrega las

variaciones en la oferta de energía a nivel país, con respecto a las variaciones en el precio de esta.

1.3.4.1. Elasticidad precio demanda en Chile:

Como se comentó anteriormente la elasticidad de la demanda corresponde a la relación que existe

entre la variación porcentual de la demanda, respecto a una variación porcentual de los precios.

En el caso de la energía esta relación se suele considerar inelástica debido a su condición de necesidad

primaria, lo que implica que su demanda existirá independiente de los precios que se apliquen en el

mercado.

Analizando las Figura 1-24 y Figura 1-25 , las cuales representan las ventas de energía en GWh al año,

versus los precios promedio de mercado (PMM) de la energía para el SIC y el SING en [$/KWh],



podemos percatarnos que no existe una relación clara de elasticidad puesto que para el caso del SIC

se representaría una situación inelástica en donde la variación de los precios no afectan el consumo

(la demanda aumenta a pesar del alza en los precios) y para el caso del SING, una relación más o

menos elástica en donde la baja de precios dispara el consumo de energía. Pero esto no es

concluyente puesto que los datos son analizados en base a los consumos anuales que se ven

afectados por otras variables además del precio.

Figura 1-24 Demanda v/s precio SIC, Fuente (Elaboración propia en base a datos de CNE)

Figura 1-25 Demanda v/s precio SING, Fuente (Elaboración propia en base a datos de CNE)

45

47

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63

65

39000 41000 43000 45000 47000 49000 51000

Pre

cio

($/k

Wh)

Demanda [Ventas] (GWh/año)

Ventas v/s PMM anual

SIC

40

45

50

55

60

65

70

75

13500 14000 14500 15000 15500 16000

Pre

cio

($/k

Wh)

Demanda [Ventas] (GWh/año)

Ventas v/s PMM anual

SING



Los datos utilizados para la elaboración de los gráficos corresponden a los precios promedio de

mercado anuales de los diferentes sistemas v/s las ventas anuales de energía, considerando que esta

representa la demanda de los clientes regulados, datos obtenidos de estadísticas de electricidad

provenientes de la CNE.

Aunque los datos con respecto a la demanda v/s precio no nos entrega si existe una relación directa

entre los precios con la demanda, algunos estudios realizados por diversas universidades han

determinado que a pesar de que a nivel nacional no existe elasticidad en la demanda, a nivel de

consumidor si existe.

Necesario es mencionar que según estudios realizados por la CNE (1986) se estimó que la elasticidad

del precio variaba entre -0,09 y -0,04, esto en base a la demanda agregada, con datos anuales.

Con respecto a lo comentado anteriormente, si analizamos el consumo residencial, este se basa

mayormente en el uso de la energía de forma secundaria, esto quiere decir que la electricidad no es

utilizada directamente si no que a través de los aparatos que requieren de esta, de esta forma el

consumo de electricidad estará sujeto al uso de estos aparatos y a su vez al consumo de energía que

estos poseen. De esta forma se puede asumir que el aumento en el uso de estos aparatos

(electrodomésticos), y a la vez su obtención, estarán sujetas al nivel socioeconómico de los usuarios

y se puede estimar una relación directa entre esta y el consumo energético.

El estudio referenciado (Agostini, Plottier, & Saavedra, 2011), determina que la elasticidad precio de

la energía es función del nivel socioeconómico y obtiene valores de -0,403 a -0,381 de elasticidad de

precio, y de 0,109 a 0,116 en elasticidad de ingreso (elasticidad de precio es respecto al precio de la

electricidad y elasticidad de ingreso es la relación de la demanda con el ingreso socioeconómico).

Estos valores se obtuvieron en base a datos obtenidos de informes de la CNE y resultados de la

encuesta CASEN del 2006 en donde se presentaban datos de consumos energéticos por familia y

nivel socioeconómico.

Otros estudios en chile han determinado que la elasticidad residencial a corto plazo es de -0,27

llegando a -0,39 a largo plazo. Esto nos dice que aunque a simple vista la relación entre precio y

demanda parezca inelástica, en la realidad no es así. (PUC, 2010).

1.3.4.2. Elasticidad precio oferta en Chile

Con respecto a la elasticidad precio oferta, esta presenta las variaciones en la oferta con respecto a

las variaciones en los precios de la energía y para el caso de chile suele ser también inelástica debido

a los diversos mecanismos de regulación de la energía.

Si analizamos los gráficos de comportamiento de oferta v/s precio para los sistemas SIC y SING

podemos percatarnos de esta relación.



Figura 1-26 Oferta v/s precio SIC, Fuente:[Elaboración propia en base a datos de la CNE]

Figura 1-27 Oferta v/s precio SING, Fuente: [Elaboración propia en base a datos de la CNE]

De la misma forma que en el caso de la demanda, los gráficos no presentan el comportamiento

esperado de una dinámica precio-oferta, puesto que aunque para el caso del SIC se pueda estimar

una oferta elástica con respecto a los precios, en el caso del SING no se puede concluir esto. Esto se

puede deber a que el análisis a largo plazo (años) solo nos entrega los efectos de múltiples variables

como son los incentivos a la generación de energías, o que aunque aumente la generación en el norte

grande, el precio de la energía puede haber disminuido por la baja en el precio de los combustibles.

48,0

49,0

50,0

51,0

52,0

53,0

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55,0

56,0

57,0

58,0

40000,0 42000,0 44000,0 46000,0 48000,0 50000,0 52000,0 54000,0

PM

M a

nual

[$/KW

h]

Oferta [Generación] [GWh]

Oferta v/S PMM Anual

SIC

40,0

45,0

50,0

55,0

60,0

65,0

70,0

75,0

14500 15000 15500 16000 16500 17000 17500 18000

PM

M a

nua

l [$/

KW

h]

Oferta (Generación) [GWh]

Oferta v/s PMM Anual

SING



Puesto que las elasticidades de la demanda y la oferta no son de por si concluyentes con respecto al

comportamiento del mercado, se puede realizar un análisis del efecto de los precios de la energía en

el crecimiento económico del país.

1.3.4.3. Crecimiento económico v/s precio de la energía

Es necesario destacar que la economía Chilena ha crecido a una tasa promedio de 5,7% desde 1986,

a la vez que lo a echo la demanda energética. Creciendo a una tasa del 7,6% desde 1990 a 2007.

Si consideramos que la producción en un país generalmente es dependiente de la energía, entonces

encontraríamos una relación clara entre sus precios con la capacidad de producción y a su vez con el

posible crecimiento económico que puede presentar un país, esto debido a que la variación en los

costos de energía estaría directamente relacionados a costos de producción.

Según estudios realizados por Blümel, Domper y Espinoza (2010) en donde se relacionaba el

crecimiento económico v/s los precios de la energía para el periodo 1992-2007 para chile, y por

medio de cointegración y modelos de corrección de errores, se obtuvieron que las alzas en el precio

de la energía influían negativamente en la tasa de crecimiento de la economía Chilena a largo plazo,

obteniéndose una elasticidad precio del PIB entre -0.027 y -0.04. (Blümel, Domper, & Espinoza, 2010)

Esto representado en el grafico siguiente, demuestra el efecto que puede tener la variación de los

precios de la energía en el PIB nacional, destacando eso sí que estos corresponden a un periodo largo

de tiempo, puesto que el estudio determino que a corto plazo el PIB no depende de los precios de la

energía.

Figura 1-28 PIB v/s Preció Energía, Fuente: [Elaboración Propia]

Como se puede apreciar, el efecto del precio de la energía, aunque no tan decisivo, podría lograr

grandes aumentos a largo plazo en el PIB nacional respecto a los resultados obtenidos por estos

estudios. (El grafico es simplemente referencial con datos correspondientes al estudio referenciado).

30

40

50

60

70

80

90

48900 49400 49900 50400

Pre

cio

Eerg

ía ($/K

Wh)

PIB (MM$)

Cientos

PIB v/s Precio energía

E = -0,04

E = -0,027



1.3.5. Proyecciones

1.3.5.1. Demanda

Para tomar un estimado del crecimiento de la demanda energética de Chile, vale recordar los

incrementos anuales reales que se han presentado (del orden del 2 al 6%) hasta el 2014. Se presenta

una proyección de crecimiento con tasas dentro de este mismo rango, y no con elevados rangos de

crecimiento, pues se asume un uso eficiente de la energía, implicando directamente que se deberán

inyectar menos fuentes nuevas de energía para suplir la demanda del país, en comparación a un

escenario donde la eficiencia energética no sea un aspecto prioritario a tratar (si se toma este caso

para una proyección, claramente las tasas anuales de aumento serán mayores). Tabla 1-9. Proyección de ventas de energía hasta 2025. Fuente: Agenda de Energía, Un desafío País, Progreso para todos,

Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, mayo 2014, Página 125

Proyección de ventas de energía

Año SING [GWh] SIC [GWh] SING Tasa [%] SIC Tasa [%]

2014 16.591 50.973 5,9% 5,6%

2015 17.695 53.543 6,7% 5,0%

2016 18.832 56.074 6,4% 4,7%

2017 20.009 58.553 6,3% 4,4%

2018 21.248 61.062 6,2% 4,3%

2019 22.509 63.638 5,9% 4,2%

2020 23.831 66.241 5,9% 4,1%

2021 25.211 68.896 5,8% 4,0%

2022 26.640 71.579 5,7% 3,9%

2023 28.130 74.289 5,6% 3,8%

2024 29.626 77.079 5,3% 3,8%

2025 31.127 79.867 5,1% 3,6%



Figura 1-29. Proyección de ventas de energía hasta 2025. Fuente: Agenda de Energía, Un desafío País, Progreso para

todos, Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, mayo 2014, Página 125

1.3.5.2. Oferta

La capacidad total que el SIC y SING deberán ir añadiendo a sus sistemas va a depender directamente

de las proyecciones de demanda estimadas para los años que vienen. Existen una serie de proyectos

de diferentes fuentes energéticas, a modo de ir cubriendo esta demanda creciente, con fechas ya

definidas (estimadas) en las que empezarán a generar energía. Al mismo tiempo, se tiene como

horizonte crucial el año 2025, en donde se espera que el aporte de las ERNC al sistema de generación

ronde el 20%.

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Energ

ía [

GW

h}

Año

Proyección demanda energética SIC-SING

SING

SIC



Tabla 1-10. Proyectos en construcción a marzo 2015, SING. Fuente: Boletín Mensual mayo 2015 CNE página 5



Tabla 1-11. Proyectos en construcción a marzo 2015, SING. Fuente: Boletín Mensual mayo 2015 CNE página 6

En base a los proyectos actualmente en construcción, así como también los que se espera entren en

construcción y operación en el mediano plazo, para 2025 se ha establecido una capacidad de

generación estimada y esperada, en función de los objetivos actuales de generar una participación

notoria de las ERNC.



Tabla 1-12. Generación SIC-SING esperada para enero 2025. Fuente: Agenda de Energía, Un desafío País, Progreso para todos,

Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, mayo 2014, página 119

Parque de generación esperada a enero 2025

Potencia Instalada [MW] Potencia Instalada [%]

Tecnología SIC SING Total SIC SING Total

Hidráulica Embalse 3709 0 3709 20,1% 0,0% 15,2%

Gas Natural 2886 1958 4844 15,6% 33,3% 19,9%

Petróleo Diesel 2335 177 2512 12,6% 3,0% 10,3%

Hidráulica Pasada 3605 0 3605 19,5% 0,0% 14,8%

Carbón 2446 2405 4851 13,2% 40,9% 19,9%

Carbón-Petcoke 562 0 562 3,0% 0,0% 2,3%

Biomasa 408 0 408 2,2% 0,0% 1,7%

Eólica 1289 340 1629 7,0% 5,8% 6,7%

Mini Hidráulica Pasada 450 15 465 2,4% 0,3% 1,9%

Biomasa-Petróleo N°6 88 0 88 0,5% 0,0% 0,4%

Petcoke 63 0 63 0,3% 0,0% 0,3%

BioGas 43 0 43 0,2% 0,0% 0,2%

Solar 451 699 1150 2,4% 11,9% 4,7%

Fuel Oil N°6 0 178 178 0,0% 3,0% 0,7%

Geotermia 160 90 250 0,9% 1,5% 1,0%

Otros 0 18 18 0,0% 0,3% 0,1%

Total 18495 5879 24374 100,0% 100,0% 100,0%

% ERNC 18,7% 19,8% 18,9%

Nótese que se espera una capacidad de 250 [MW] de energía geotérmica para enero de 2025, y

actualmente (mayo 2015) no se declaran proyectos de este tipo de energía en construcción.

Un proyecto geotérmico que podría entrar en operación dentro de este plazo, es la planta Cerro

Pabellón, que obtuvo su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) en 2012. Este proyecto es

gestionado por Geotérmica del Norte S.A., sociedad conformada por la estatal ENAP en un 49% y la

italiana Enel Green Power, en un 51%, y tiene una capacidad proyectada de 50 [MW]. De empezar a

ser construida este año, es estima que podría estar en operación el año 2017.

1.3.6. Estructura de Costos de los competidores Para la generación de electricidad las fuentes más utilizadas es mediante energía no renovables, en

centrales térmicas asociado a la combustión de carbón, diesel, o gas natural las cuales emiten

considerables cantidades de dióxido de carbono a la atmosfera. Además existen centrales

hidroeléctricas que pueden ser de embalase o de pasada. Ante el aumento en la demanda de la

energía eléctrica para los distintos consumos, ya sea industrial o doméstico, es que ha surgido la

necesidad de buscar alternativas para cumplir con esto y ampliar la matriz energética. Por lo cual se



considera a las energías renovables no convencionales como son la biomasa, eólica, solar,

mareomotriz y geotérmica como una opción limpia y de menor costo, como fuente de generación de

energía eléctrica. A continuación se presenta en la Tabla 1-13 los costos de inversión y rangos de

precios monómicos para las energías renovables no convencionales.

Tabla 1-13: Costos de inversión y monómico de energías renovables. Fuente: (Rudnick H. , 2010)

2008 2030

Tecnología Costos de inversión[US$/kW]

Precio monómico de

Energía [US$/MWh]

Costos de inversión[US$/kW]

Precio monómico de

Energía [US$/MWh]

Biomasa 2.960- 3.670 50-140 2.550-3.150 35-120

Hidráulica 1.970-2.600 45-105 1.950-2.570 40-100

Geotérmica 3.470-4.060 65-80 3.020-3.540 55-70

Eólica 2.880-3.200 100-120 2.280-2.530 80-95

Solar Fotovoltaica

5.730-6.800 360-755 2.010-2.400 140-305

Mareomotriz 5.100-5.420 195-220 2.240-2.390 100-115

Se entiende como precio monómico al monto total que equivale a un precio único por compra o

venta de energía eléctrica y potencia. Es igual al ingreso o costo total por la venta o compra de

energía divido por la energía total vendida o comprada.

Para el caso de las energías convencionales Tabla 1-14: Costos de inversión y monómico de energías no renovables. Fuente: CNE, Fijación de Precios.

Tecnología Costos de inversión[US$/kW] Precio monómico de Energía [US$/MWh]

Carbón 2.293 73,63

GNL 984 107,51

Diesel 685 161,56

Tabla 1-15: Costos de producción energías convencionales y no convencionales. Fuente: Rethinking Energy.

Energía Hidroeléctrica Geotermia Biomasa Eólica Carbón Gas Natural

Costo [cUS$/kWh]

5 10 10 10 14 15

Como se puede observar el costo de la inversión de las energías renovables es mayor al de las

convencionales, por lo cual se debe contar con un mayor capital inicial para implementar la tecnología

asociada al aprovechamiento de los recursos, sin embargo costo de producción y precio de las



energías no convencionales es menor, por cual tiene una ventaja comparativa a largo plazo respecto

a las convencionales.

Estructura de costos energía no convencionales Tabla 1-16 : Estructura de Costos Central Hidráulica Común. Fuente: (Ubilla, 2008)

Ítem Porcentaje[%]

Obras Civiles 45,27

Equipamiento y sistema de control 33,56

Ingeniería y administración 4,73

Conexión al SIC 8,03

Contingencia 8,41

El costo de obras civiles está relacionado a la instalación de la infraestructura propia de una central

hidráulica, es decir, al canal de aducción, a la tubería de presión, la casa de máquinas, el canal de

devolución y el patío de alta tensión. Por otro lado, el costo de equipamiento se refiere mayormente

a la turbina y a sistemas eléctricos de control. Este ítem de equipamiento es mayoritariamente el

valor de la turbina, puesto que esta es comprada en Estados Unidos. Tabla 1-17: Estructura de Costos Energía Eólica. Fuente: (EWEA, 2008)

Ítem Porcentaje[%]

Turbina 75

Fundaciones 7

Instalaciones Eléctricas 1,5

Conexión al Sistema Interconectado 9

Sistema de Control 0,3

Consultoría 1,2

Terreno 4

Costos Financieros 1,2

Construcción de accesos 1,2

En la estructura de costos de la energía eólica se deben considerar los componentes que intervienen

en la realización de este. En primer lugar el elemento para fijar la torre a tierra y dar estabilidad

estructural. La torre, es gran parte del costo, representando entre un 15 a un 20% del costo total del

proyecto. Es necesario evaluar la altura puesto que a más altura existe mayor velocidad del viento lo

que permite mayor generación. Existen torres metálicas, de hormigón y de acero tubular. La cabeza

contiene elementos eléctricos, electrónicos y mecánicos como el generador, controles, caja de

engranajes, etc. Estos establecen gran parte de la inversión. Tabla 1-18: Estructura de costos Energía Geotérmica. Fuente: (Factors Affecting Costs of Geothermal Power, 2005)

Ítem Porcentaje [%]

Exploración 5

Confirmación 5

Permisos 1

Excavación Pozos 23

Recopilación de vapor 7



Planta generadora 54

Transmisión 4

La instalación de la planta generadora de electricidad representa el mayor porcentaje de la inversión

debido al tamaño de estas, junto con la excavación de pozo para la obtención de vapor, puesto que

acá se debe considerar el tipo de roca y la profundidad a la cual se debe perforar.

Como se puede apreciar la producción de cada energía posee una estructura de costos distinta

debido a los requerimientos propios. Puesto que las energías tienen distintas características de costos

y rendimiento no se pueden comparar fácilmente. Por lo cual es necesario realizar una conversión de

las diferentes características en cuanto a tecnología (sin considerar los efectos medioambientales, en

la salud, ni la sociedad) en una sola cifra, que corresponde ser el “precio de una unidad de energía

estándar” y se expresa en [MWh]. Las Figuras 30, 31 y 32 presentan los costos nivelados para las

energías renovables convencional y no convencional para los años 2011, 2020 y 2030. (NRDC)10

Figura 1-30: Costos nivelados de fuentes de energía en Chile año 2011. Fuente: NRDC.

10 LCOE: costo nivelados de energía



Figura 1-31: Costos nivelados de fuentes de energía en Chile año 2020. Fuente: NRDC

Figura 1-32: Costos nivelados de fuentes de energía en Chile año 2030. Fuente: NRDC



En Chile el año 2011, ya hay una existencia significativa de pequeñas hidroeléctricas, biomasa, biogás,

parques eólicos, que compiten con los costos de las tecnologías asociadas a las grandes

hidroeléctricas y termoeléctricas a partir de gas natural. Surgiendo la energía solar como una

alternativa. En el año 2020, se pronostica un aumento en la competitividad de la energía eólica,

destacando una reducción de costos en la tecnología de la energía solar

1.4. Análisis Estratégicos

Es necesario realizar un análisis de las posibles ventajas y desventajas que puede presentar el

proyecto de generar energía eléctrica mediante fuentes geotermales, esto podrá dar un atisbo de si

la iniciativa será rentable o tendrá muchos problemas para su desarrollo. Para esto se realizará un

análisis FODA, descartando la realización de un análisis de las “Cinco Fuerzas de Porter”. La decisión

de esto, es que el análisis FODA resulta mucho más completo y adaptable para el caso del uso de esta

energía renovable que las Fuerzas de Porter, además de que este último posee análisis sobre los

proveedores, factor que en la energía geotérmica no puede ser analizado.



Tabla 1-19: Análisis Estratégico FODA.

Análisis FODA

Fortalezas Oportunidades

- Conocimiento de la tecnología a utilizar para la generación de energía eléctrica.

- Conocimiento del mercado eléctrico chileno.

- Equipos con tecnología de punta. - Equipo de trabajo con alto nivel técnico en

desarrollo de proyectos energéticos. - Utilización de una ERNC para generación

eléctrica. - Mínima producción de contaminación. - Costos de producción menores a los de

otros medios de generación (termoeléctricas, entre otros).

- Planta de generación utiliza un área reducida en comparación a otros medios.

- Ley ha mejorado a favor de las ERNC. - Pocas plantas de generación eléctrica usando

energía geotérmica. - Necesidad creciente de electricidad. - Mercado eléctrico en constante crecimiento. - Alta presencia del recurso a lo largo de Chile, al ser

uno de los países del “Cinturón de Fuego del Pacífico”.

- Bajos riesgos en sectores con potencial geotérmico.

- El uso de energías renovables es bien visto por las comunidades.

- Fuerte concepto de sustentabilidad en el proceso de producción.

- Crecientes investigaciones sobre el uso de la energía geotérmica.

Debilidades Amenazas

- Bajas oportunidades para acceder a créditos.

- Complejidad en la gestión del recurso geotérmico para evitar la temprana extinción de la fuente.

- Poca experiencia nacional con el uso de ésta energía.

- Posible aparición de metales pesados, como el arsénico y el mercurio.

- Fuentes de explotación geotérmica se encuentran muy alejadas de puntos de conexión a sistemas interconectados.

- Generación de sistemas de transmisión muy largos para la conexión a matriz energética.

- Posibles conflictos sociales por contaminación visual (paisaje se ve afectado).

- Riesgo en contaminación térmica. - Posible emisión de ácido sulfhídrico con

consecuencias fatales. - Alta inversión inicial. Costos de exploración son

extremadamente altos. - Costos de explotación inicial son altos, debido a

perforaciones profundas (3 [km] aproximadamente).

- Baja exploración nacional.

La Figura 1-33 gráfica de manera numérica los resultados obtenidos en el análisis FODA de la Tabla

1-19 en base a la cantidad de puntos diferenciados para cada categoría.



Figura 1-33: Representación gráfica de Análisis FODA.

Se puede apreciar una tendencia que apunta a aprovechar las fortalezas del proyecto utilizando las

oportunidades detectadas, lo cual es sumamente favorable para esta iniciativa, sin embargo, no se

puede obviar la gran cantidad de amenazas que se resaltan en el proyecto, por lo que además de

utilizar las oportunidades para crecer se debe tomar en consideración la minimización de las

amenazas. En cualquier caso, es importante reconocer una de las amenazas más importantes: la

dificultad de transportar la energía eléctrica desde el lugar de generación hasta la conexión al sistema

interconectado, este sin duda es uno de los puntos más críticos del proyecto y es fundamental

minimizarlo a toda costa.

Gestión de Riesgos

Los principales riesgos que se tienen para un proyecto de este carácter están relacionados con la

inversión, el atractivo que tiene para los inversionistas y los costos. A continuación se analizar los

principales puntos de riesgo para el proyecto (Chile, 2014).

Las prospecciones y perforaciones geológicas necesarias para investigar la disponibilidad

de vapor duran un par de años y son inciertas, además de que se necesita de un largo

periodo para dar con un pozo apropiado. Si bien existen incentivos por parte de la CORFO

para realizar este tipo de investigaciones, no se han obtenido resultados satisfactorios.

Por otro lado, no se espera que esta tecnología se desarrolle en nuestro país en el corto

plazo y su mercado financiero está poco desarrollado para apoyar este tipo de proyectos,

por lo que cuesta que la exploración acceda a financiamiento. Sumado a todo, los montos

a invertir en exploración y comprobación del recurso son muy elevados, comparables a

industrias de commodities de alto valor (minería o hidrocarburos) y los premios son

menores, lo que desvía considerablemente atractivo para los inversionistas. En resumen,



el riesgo que asume el desarrollador en exploración y comprobación del recurso es el

más alto del mercado energético.

Existe alto riesgo de encarecerse la inversión, dada a que las condiciones naturales en las

que se suelen ubicar las zonas con potencial geotérmico son complejas (altitud, clima,

infraestructura vial, escasez de agua, lejanía de centros urbanos, etc.). Esto se evidencia

en que los costos para acceder a los puntos de conexión a los sistemas interconectados

son muy altos y los proyectos medianos dejan de ser factibles. El plan ideal para mitigar

los dos últimos puntos de riesgo corresponde a la adquisición de un “Seguro de

perforación fallida”, “Seguro de riesgo geológico a corto y largo plazo” o algún similar,

que cubra el fracaso de la exploración. Este seguro ya está configurado por muchos

países desarrollados en el ámbito geotérmico. Hoy en día, Chile está implementando las

herramientas para hacerlo una realidad. (Grupo ENAL, 2012) (Electricidad, 2014)

Existe riesgo a tener falta capacidades técnicas para el manejo de la tecnología asociada

a esta industria, debido a la escasez de profesionales experimentados y de una industria

de servicios especializados, de alta calidad que sea competitiva en precios. Por lo mismo

que la forma más común de mitigarla consiste en asociarse o subsidiarse con empresas

extranjeras con mayor experiencia respecto al tema, de modo de que se transfieran los

conocimientos y capacitaciones, esperando proyectar una posteriormente una empresa

que trabajen totalmente de manera propia.

Existe un riesgo de tener un problema con comunidades o pueblos originarios en la zona

de interés. Para prevenir esto se debe crear un plan de integración que tenga como fin

establece una buena relación con esta, donde se informe, eduque sobre el proceso,

además de establecer diálogos para potenciales conflictos. En otras palabras, hacerse

parte de la comunidad y estar a disposición de solucionar sus problemas.

Existe un riesgo en tener problemas en materias medioambientales, sumado a que existe

una cierta incertidumbre en normativas de esta materia. Es importante darle prioridad a

esta tema, dado la presencia de líquidos corrosivos, que al ser liberados al ambiente

pueden contaminar otras fuentes de agua, aire, suelo, etc. Se espera amortiguar estas

eventualidades a través de mecanismos tales como: manejo de la corrosión, re inyección

del agua sacada, inversión en estudios del establecimiento de la línea base y completo

seguimiento a través del muestreo de variables ambientales en operación.

1.5. Sustentabilidad

La sustentabilidad se define como saber aprovechar los recursos actuales para que en el futuro estos

sigan disponibles, lo cual hace clara referencia a no hacer sobreexplotación de los recursos naturales

existentes. Esta definición representa en sus totalidad a la generación de energía eléctrica por medio

de fuentes geotermales, debido a que la energía geotérmica se encuentra en gran cantidad en la

Tierra y es una de las conocidas Energías Renovables No Convencionales (ERNC), es importante



destacar éste último punto, el ser una energía renovable deja, en términos de sustentabilidad, este

tipo de energías por sobre a otras convencionales como lo son la quema de combustibles fósiles.

Dentro de los indicadores más recurrentes que se utilizan para catalogar a un proyecto como

sustentable se encuentran las huellas de carbono, huellas de agua y la cantidad de desechos tóxicos

(DuPont, 2013). La energía geotérmica al ser explotada de forma paulatina, cumpliendo los ciclos de

reposición de los pozos geotermales, debería generar una huella de carbono ínfima respecto a la

generada por otros medios de generación eléctrica, de la misma forma que la huella de agua se ve

reducida, debido a que la “materia prima” utilizada es devuelta en su totalidad desde donde fue

obtenida, por lo que las reposiciones de agua son mínimas. En cuanto a los desechos tóxicos, se puede

hacer mención a que es una energía limpia, sin embargo, puede existir contaminaciones con

sustancias peligrosas, como lo son las minerales pesados, amoníaco e incluso ácido sulfhídrico, por

lo que el control de estas sustancias es fundamental para el aseguramiento de indicadores de

sustentabilidad lo más favorables posibles.

Otro punto importante, es que Chile forma parte del Cinturón de Fuego del Pacífico, por lo que tiene

una alta disponibilidad de energía geotérmica en su suelo, estudios (Olave, 2011) avalan que Chile

posee suficiente energía geotérmica como para producir 1,2 veces la capacidad instalada hasta 2014,

es decir, más de 16.000 [MW] de energía, es por esto que el futuro de la matriz energética debe estar

fuertemente influenciado por la incorporación de elementos renovables, siendo un privilegio contar

con tal magnitud de energía disponible.

En síntesis, se observa que la generación de energía eléctrica a partir de energía geotérmica tiene el

concepto de sustentabilidad muy arraigado en su base, sin embargo, la generación trae consigo el

problema de la transmisión. Este elemento puede causar una disminución importante en la

sustentabilidad de todo el proyecto, pues uno de los puntos críticos es el transporte de la energía

eléctrica generada al sistema interconectado. Contar con líneas de transmisión con el menor impacto

ambiental y social debe ser una da las principales preocupaciones en cuanto al desarrollo como a la

sustentabilidad del proyecto.


Estudio Técnico P á g i n a | 2-1

2. Estudio Técnico

2.1. Descripción del proceso y PFD

El proceso productivo tiene como finalidad aprovechar el calor endógeno de la corteza terrestre,

contenido en las rocas de origen volcánico que calienta agua subterránea al estar en contacto

durante un prolongado periodo de años. Esta situación genera vapor con presencia de especies

químicas disueltas y gases no condensables como son el ácido sulfhídrico y dióxido de carbono.

Como resultado global, la Central Geotérmica Los Cóndores tiene la capacidad de generación

correspondiente a 300 [MW], dentro de los cuales 250 [MW] son producidos a través de la

generación en una planta de condensación y los 50 [MW] provenientes de una planta de ciclo binario.

La reserva geotermal se encuentra en la corteza terrestre a 2.500 [m] de profundidad, habiendo ahí

vapor de agua a una temperatura entre 140 y 400 [°C] y a una presión entre 5 y 7 [bar]. Para acceder

a la misma, se realizan alrededor de 20 perforaciones, donde los pozos resultantes estarán a una

temperatura de 260 [°C] y una presión de 6,5 [bar]. Cada perforación constará de una tubería de

acero inoxidable recubierta de concreto que permite al vapor ascender por convección a la superficie

mediante la diferencia de presión existente, debido a este movimiento ascendente del vapor, este

disminuye su temperatura, lo que se traduce en una generación de un equilibrio de líquido-vapor. En

cada pozo de perforación, existen válvulas de seguridad cuya función es proteger tuberías y cualquier

equipo de una sobrepresión.

Para la generación de los 300 [MW] de energía eléctrica se requiere captar 17.032 [ton/h] de una

mezcla líquido-vapor, del cual se obtendrán de 2.099 [ton/h] de vapor destinado a la planta de

generación por condensación y 14.932 [ton/h] de líquido destinados a la planta de generación de

ciclo binario.

2.1.1. Acondicionamiento y separación de la fuente captada: Dado que la alimentación captada se encuentra en equilibrio líquido-vapor, se hace necesario el uso

de dos tipos separadores, el primero de tipo ciclón, con el objetivo de separar el vapor a presión en

la plataforma. La mezcla líquido-vapor que fluye en cada pozo llega a un separador ciclónico, en

donde la mezcla entra de manera helicoidal al cuerpo del equipo generando fuerza centrífuga, para

separar el líquido del vapor. El líquido, al ser más denso que el vapor, se adhiere a las paredes del

equipo y por acción de la gravedad cae. La fase vapor fluye por la parte superior y es enviada

mediante una red de tuberías de acero aisladas térmicamente denominada "vaporducto" a la planta

de condensación. Esta red contiene medidores de flujo, presión y temperatura con el objetivo de

conocer las condiciones de salida de los pozos de perforación. La fase líquida a alta temperatura, se

envía a la planta de ciclo binario por una red denominada bifaseducto. Por lo tanto, de cada planta

surgen 2 redes de tuberías superficiales. El vapor respecto al flujo total corresponde a un 12,3 %.

Posterior al paso por el ciclón, el vapor resultante pasa por un separador secundario, para remover

la humedad residual presente. Este equipo posee un demister para remover una eventual

condensación del vapor durante su flujo por las tuberías antes de ser introducido a la turbina. En caso



de ocurrir una condensación, el líquido es separado del vapor y enviado al proceso de reinyección. La

eficiencia de separación es de un 98%.

2.1.2. Planta de generación por condensación: La expansión producida en la turbina de vapor, permite transformar la energía térmica en energía

mecánica. Esto se debe al cambio entálpico producido por el cambio de las presiones en la entrada y

salida de esta. Posteriormente, este movimiento se transmite a un generador, el cual mediante un

alternador, trasforma esta energía mecánica en energía eléctrica. Esta energía será transformada

posteriormente según el voltaje necesario para su transmisión y ser incorporada al sistema

interconectado central. La turbina cuenta con un sistema de lubricación y control, para asegurar el

enfriamiento de los rodamientos del turbogenerador y proporcionar aceite para el control

electrohidráulico de cada turbogenerador.

El vapor residual que sale de la turbina, ingresa a un condensador de contacto directo que opera a

vacío a una presión de 0,1 [bar]. El condensador requiere para su funcionamiento 250.000 [ton/h] de

aire de servicio para condensar apropiadamente el vapor residual proveniente de la turbina. Por la

parte superior del condensador se liberan por medio de eyectores, los gases no condensables que

fluyen con el vapor geotérmico desde el subsuelo hasta este punto. El sistema de eyectores utiliza

una fracción del vapor seco que se envía a la turbina de vapor. Los gases extraídos son enviados a la

atmosfera. Los gases se pueden descargar por un sistema de tubos de venteo así se obtiene una

buena dispersión.

Posteriormente el condensado obtenido es acumulado en una piscina desde donde se envía a los

pozos de reinyección para ser devuelto al reservorio geotérmico.

En caso de mantención o alguna falla de una unidad, se desvía el vapor geotérmico hacia un

separador atmosférico, en donde se reduce la presión y se logra separar la mezcla líquido-vapor. El

vapor se obtiene por el tope de este y el líquido por el fondo para posteriormente ser reinyectado al

yacimiento.

2.1.3. Planta de generación binaria: La planta binaria consiste en un sistema de generación totalmente independiente, el cual se

implementa como una posibilidad de poder optimizar el uso de los fluidos geotérmicos e incorporar

una eficiencia energética al proceso.

Este ciclo comienza con un intercambiador de calor, al cual se alimenta el líquido caliente proveniente

del separador ciclónico. Este transfiere calor al Isopentano, fluido orgánico del ciclo, de muy bajo

punto de ebullición (27,8 [°C]), de modo que se evapora y hierve. El líquido geotérmico luego de pasar

por el intercambiador es reinyectado a los pozos de captación. El vapor obtenido en el intercambiador

es conducido a una turbina, donde gracias a la caída de presión se produce una expansión, girando

las aspas. Se produce entonces la transformación de la energía térmica a energía mecánica y

posteriormente este giro de la turbina se traspasa a un generador de potencia eléctrica obteniéndose

50 [MW]. La descarga de la turbina ingresa a un intercambiador de calor con fines de integración

energética, el cual precalienta la corriente de entrada al intercambiador principal de 20 [°C] hasta 42



[°C] utilizando la corriente de salida de la turbina (75 [°C]), luego pasa por un condensador que opera

a 0,8 [bar] para obtener el fluido en estado líquido a 20 [°C] enfriado con aire. El líquido condensado

se almacena en un tanque colector para luego aumentar su presión a 10 [bar] mediante la bomba

para completar el ciclo.

Figura 2-1 Diagrama Flujo Proceso (Elaboración Propia)

En Figura 2-2 se presenta el método de captación y reinyección del fluido geotérmico anteriormente

descrito.



Figura 2-2: Sistema de captación y re inyección de vapor

2.2. Balance de masa y energía

2.2.1. Balance de masa fluido geotérmico Puesto que se desea la generación de 300 [MW] de energía eléctrica. Se realiza la estimación del

caudal del fluido geotérmico requerido para operar la planta y este equivale aproximadamente a

17.032 [ton/h]. Esto se obtiene mediante la sumatoria de los caudales aportados por cada pozo de

producción. El total del fluido geotérmico señalado anteriormente se separa en una primera etapa,

del cual 2.099 [ton/h] corresponden a la fase vapor y los restantes 14.932 [ton/h] corresponden a la

fase líquida caliente. Las 2.099 [ton/h] de la fase vapor, son enviadas a la planta a condensación, en

donde aproximadamente un 80 %, correspondiente a 1.679 [ton/h] de éstas, son descargadas a la

atmósfera en las torres de enfriamiento. El 20 % restante, equivalente a 420 [ton/h], es directamente

reinyectado. La potencia generada por la planta Single Flash (Condensación) corresponde a 250 [MW].

La Tabla 2-1 muestra un resumen con los equipos más relevantes en la Planta de Condensación. Tabla 2-1 Resumen Balances de Materia y Energía Planta Condensación.

:Variable Unidad Separador Ciclónico

Demister Turbina Rehervidor

Flujo Geotérmico Líquido [ton/h] 14.932 42 - 14.932

Flujo Geotérmico Vapor [ton/h] 2.099 2.057 2.057 -

Temperatura entrada [°C] 152 149,6 147,9 149,6

Temperatura salida [°C] 149,6 147,9 45,8 130

Presión entrada [bar] 5 4,7 4,5 4,7

Presión salida [bar] 4,7 4,5 0,1 4,5

Entalpía entrada [kJ/kg] - - 2.743,4 -

Entalpía salida [kJ/kg] - - 2.257,3 -

Trabajo mecánico [MW] - - 277,78 -

Eficiencia mecánica [%] - - 85% -



Potencia eléctrica [MW] - - 250 -

Eficiencia eléctrica [%] - - 90% -

Las 14.932 [ton/h] correspondientes a la fase líquida caliente, son enviadas a la planta binaria, en

donde una vez transferido el calor residual de la fase líquida caliente al fluido orgánico que

corresponde ser isopentano, se reinyecta el total del fluido geotérmico a la fuente. Utilizando este

flujo como servicio calefactor en un rehervidor (intercambiador de calor) permite la evaporación y

sobrecalentamiento de 2.688 [ton/h] de isopentano, los cuales son utilizados para generar una

potencia de 50 [MW].

Otro punto importante es la existencia de un intercambiador de calor con fines de integración

energética, usando la corriente de salida de la turbina con una baja presión y alta temperatura y por

otro lado, usa la corriente de salida de la bomba con una alta presión y baja temperatura. Esto con

fin de requerir de una menor energía en el rehervidor para evaporar la totalidad del fluido. La Tabla

2-2 muestra un resumen de los balances realizados a los equipos de la Planta Binaria. Tabla 2-2: Resumen Balances de Materia y Energía Planta Binaria

Variable Unidad Rehervidor (Fluido

Geotérmico)

Turbina Condensador (Aire)

Bomba

Flujo Isopentano [ton/h] 2.668 2.668 2.668 2.668

Flujo Servicio [ton/h] 14.932 - 84.303 -

Temperatura entrada [°C] 42 125 48 20

Temperatura salida [°C] 125 74,6 20 20

Presión entrada [bar] 10 9,7 0,9 0,8

Presión salida [bar] 9,7 1 0,8 10,2

Entalpía entrada [kJ/kg] 502,9 502,9 379,2 -

Entalpía salida [kJ/kg] 33,6 428,0 0,0 -

Trabajo mecánico [MW] - 55,6 - -

Eficiencia mecánica [%] - 85% - -

Potencia eléctrica [MW] - 50 - -

Eficiencia eléctrica [%] - 90% - -

El detalle de los balances de materia y energía se encuentra en la Memoria de Cálculos (Anexo A.A.1).

2.3. Listado de equipos

2.3.1. Planta a condensación: 1 Separador ciclónico a presión;

1 Demister;

1 Silenciador;

Casa de máquinas, incluye: una turbina, un alternador y un condensador;



Sala de control;

Sistema de extracción de gases no condensables;

Piscina de almacenamiento de agua de condensado del vapor;

4 Eyectores

10 Intercambiadores de Calor;

4 Bombas de Alimentación

2 Bombas centrífugas de reinyección.

8 sopladores

2.3.2. Planta binaria 6 Intercambiador de calor

6 Rehervidores

Casa de máquinas, incluye: una turbina y alternador;

Sala de control;

5 Condensadores

4 sopladores

Estanque de almacenamiento de fluido orgánico

3 bombas centrífugas de circulación.

3 bombas de reinyección

1 silenciador

2.3.3. Instalaciones auxiliares: Transformador principal

Edificio para oficinas administrativas, cocina y comedor, dormitorios, servicios higiénicos, sala

de primeros auxilios;

Taller eléctrico y mecánico

Bodega de materiales y equipos

Caseta de vigilancia

Planta de tratamiento de aguas servidas

Sistema control de incendios.

2.4. Diseño equipo Principal

Para la generación eléctrica de la planta, si bien se encuentran dos procesos (condensación y ciclo

binario), uno de ellos representa la mayor producción de electricidad, el cual tiene como equipo

principal a la turbina, esta permitirá aprovechar la energía mecánica del vapor de agua. Por lo anterior,

se especifican las dimensiones y características de dicho equipo en el siguiente punto, como también

sus parámetros de diseño.



2.4.1. Turbina planta condensación La turbina SST-900 posee una carcasa simple para generadores bipolares para generación de energía

y la industria. La SST-900 RH es una turbina de dos carcasas para aplicaciones de recalentamiento. Tabla 2-3: Datos técnicos turbina planta condensación (Siemens, 2009)

MARCA Siemens MODELO SST-900

POTENCIA ENTREGADA[MW] 250 MÁXIMA PRESIÓN DE ENTRADA [BAR] 165

MÁXIMA TEMPERATURA DE ENTRADA [°C] 585 MÁXIMA VELOCIDAD DE GIRO [RPM] 13.200

TOMA MÁXIMA [BAR] 60 MÁXIMA PRESIÓN VAPOR DE SALIDA [BAR] Contra presión: 16

Condensación: 0,6 ÁREA DE ESCAPE [M2] 1,7- 11

ESCAPE Radial/Axial DIMENSIONES [M] Longitud: 12

Ancho: 4 Altura: 5

2.4.2. Turbina planta binaria La SST-300 es una turbina de carcasa simple, con reductor para accionamiento de generador. Tiene

un diseño compacto y flexible con alto grado de estandarización. Tabla 2-4: Datos técnicos turbina planta binaria (Siemens, 2009)

MARCA Siemens MODELO SST-300

POTENCIA ENTREGADA [MW] 50 MÁXIMA PRESIÓN DE ENTRADA [BAR] 120

MÁXIMA TEMPERATURA DE ENTRADA [°C] 520 MÁXIMA VELOCIDAD DE GIRO [RPM] 12.000

TOMA MÁXIMA [BAR] 60 MÁXIMA PRESIÓN VAPOR DE SALIDA [BAR] Contra presión: 16

Condensación: 0,3 ÁREA DE ESCAPE [M2] 0,28- 1,6

ESCAPE Radial/Axial DIMENSIONES [M] Longitud: 12

Ancho: 4 Altura: 5

2.5. Listado de equipos: Parámetros de diseño, Especificaciones de

diseño, servicios que consume.



2.5.1. Equipos necesarios para la perforación: Torre de perforación de acero que posee una altura de 40 a 50 [m] y plataforma que permita

la perforación de 23 pozos de captación del fluido geotérmico y 12 para la respectiva

reinyección.

Equipo para la separación del "cutting" o recorte del fluido de perforación

Bombas

Tanques de almacenamiento

Tolvas

Cada equipo de perforación posee

Mezclador para preparar el fluido de perforación

Mesa rotaria

Malacate

Grupo electrógenos

Figura 2-3: Sistema de perforación

2.5.2. Planta de generación por condensación Separador ciclónico de presión



Silenciador: equipo encargado de evacuar el vapor separado de ciclón, también en caso de

haber interrupciones causada por un mal funcionamiento "aguas arribas", permite proteger la

turbina en caso de que no fluya vapor.

Alternador: dispositivo que permite convertir la energía mecánica de la turbina en energía

eléctrica

Tabla 2-5: Parámetros Alternador

TIPO Sincrónico Trifásico

VELOCIDAD MÁXIMA [RPM] 3.000 EJE Horizontal

POTENCIA [MVA] 500 TENSIÓN [KV] 15

FRECUENCIA [HZ] 50

Condensador:

Equipo que cumple la función condesar con agua a mezcla o contacto directo el vapor resultante de

la turbina de vapor, además de enfriar los gases no condensables en la alimentación y descargados

al sistema de extracción. Tabla 2-6: Condiciones de operación

CAUDAL DE AGUA DE SERVICIO [TON/H] 40.600 TEMPERATURA DEL SERVICIO AL INGRESO [°C] 25 TEMPERATURA DEL SERVICIO A LA SALIDA [°C] 45

PRESIÓN DE OPERACIÓN [BAR] 0,1 MATERIAL Acero inoxidable

Intercambiadores

Equipo encargado de disminuir la temperatura del agua que posteriormente será utilizada

como servicio en el condensador. Tabla 2-7: Parámetros de operación torre de enfriamiento

NÚMERO TORRES 10 CALOR TRANSFERIDO[KJ/H] 4.248.963.723

ÁREA DE INTERCAMBIO [M2] 5.530 TEMPERATURA INGRESO[°C] 45,8 TEMPERATURA SALIDA[°C] 25

TEMPERATURA INGRESO SERVICIO[°C] 8

Bombas centrífugas



Tabla 2-8: Parámetros del fabricante

NÚMERO DE BOMBAS 4 CAUDAL NOMINAL [M3/H] 11.000

ALTURA NOMINAL [M] 160 PRESIÓN MÁXIMA [BAR] 16 a 25

FRECUENCIA [HZ] 50 o 60 TEMPERATURA MÁXIMA [°C] 130- 180

TAMAÑO DESCARGA [IN] 1 ¼ a 28 MÁXIMO VELOCIDAD DE ROTACIÓN [RPM] 3.600

MOTOR TRIFÁSICO

Bombas centrífugas de reinyección

Bombas encargadas de transportar agua que fue separada en el desmister a su fuente de

captación, a fin de mantener el ciclo y no agotar el reservorio geotérmico Tabla 2-9: Parámetros del fabricante

NÚMERO DE BOMBAS 2 CAUDAL NOMINAL [M3/H] 610

ALTURA NOMINAL [M] 134 TEMPERATURA MÁXIMA[°C] 260

PRESIÓN MÁXIMA [BAR] 20 FRECUENCIA[HZ] 50

2.5.3. Planta de generación binaria Rehervidor

Tabla 2-10: Parámetros diseño rehervidor

FLUJO DE ISOPENTANO [TON/H] 2.668 FLUJO DE FLUIDO GEOTÉRMICO SERVICIO

[TON/H] 14.932

TEMPERATURA DEL FLUIDO AL INGRESO [°C] 42 TEMPERATURA DEL FLUIDO A LA SALIDA [°C] 125

TEMPERATURA SERVICIO DE SALIDA [°C] 130 ÁREA DE TRANSFERENCIA [M2] 6 intercambiadores de 2.660

MATERIAL Acero Inoxidable

Intercambiador de Calor

Tabla 2-11: Parámetros diseño Intercambiador de Calor

FLUJO DE ISOPENTANO [TON/H] 2.668



TEMPERATURA FLUIDO LP AL INGRESO [°C] 74,6 TEMPERATURA FLUIDO LP A LA SALIDA [°C] 48 TEMPERATURA FLUIDO HP AL INGRESO [°C] 20 TEMPERATURA FLUIDO HP A LA SALIDA [°C] 42

ÁREA DE TRANSFERENCIA [M2] 2.840 MATERIAL Acero Inoxidable

Bomba centrífuga reinyección

Tabla 2-12: Parámetros bombas centrífuga (Andritz, s.f.)

NÚMERO DE BOMBAS 3 CAUDAL NOMINAL [M3/H] 6.000

ALTURA NOMINAL [M] 160 PRESIÓN [BAR] 25

TEMPERATURAS[°C] 200 FRECUENCIA[HZ] 50

MOTOR TRIFÁSICO

2.6. Balance de masa y energía de servicios.

Tabla 2-13: Balance de Masa Servicios

CORRIENTE Flujo [ton/h] FLUIDO DE SERVICIO CONDENSADOR 40.600

AIRE TORRE DE ENFRIAMIENTO 22.942 ISOPENTANO 2.668

AIRE DE CONDENSADOR 84.303

2.7. Especificación de servicios.

En la producción se distinguen tres sectores que emplean distintos servicios. Por una primera parte,

en la planta de condensación se utiliza agua proveniente de piscinas que se encuentran a una

temperatura de 25 [°C], para condensar el vapor que sale de la turbina, obteniéndose a la salida un

fluido a 45 [°C] a fin de mantener un equilibrio entre el aprovechamiento de su capacidad

refrigerante y el cuidado en la eventual precipitación de sales contenidas en ella. Por otro lado, en el

sector de la planta de ciclo binario, la fase líquida del fluido geotérmico se aprovecha para el

intercambio térmico en el intercambiador de calor, pasando de 149,6 [°C] a 130 [°C], pudiendo llevar

a vapor sobrecalentado el isopentano. Por último, en la misma planta binaria, se debe emplear aire

para la utilización de las torres de enfriamiento, el cual varía de 20 [°C] de entrada hasta una salida

de 40 [°C]. A continuación, se resumen los flujos como estados de cada uno de los servicios antes

mencionados.



Tabla 2-14: Especificación servicios

Corriente Flujo [ton/h]

Temperatura entrada[°C]

Temperatura de salida[°C]

Presión de entrada[bar]

Presión de salida[bar]

Agua de condensador

40.600 25 45 [-] [-]

Aire intercambiador

249.939

8 45,8 1 1

Isopentano 2.668 42 125 10 9,7

Aire de condensador

84. 303 8 20 1 1

2.8. Aspectos ambientales (Análisis de Pertinencia (DIA o EIA)).

Tomando en cuenta la directriz principal del país en materia de impacto ambiental, esto es, la Ley N°

19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente (LBGMA)11, en su Artículo 10, define la pertinencia

de análisis de cada proyecto. Los incisos b), c) y j) de dicho artículo engloban las etapas de la

producción de la planta geotérmica que representan un potencial impacto ambiental y, por ende, la

necesidad de entrar al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) el proyecto en cuestión.

De la misma forma, La Ley N°19.300 define en su Artículo 11, la elaboración de un Estudio de Impacto

Ambiental, compendio del proyecto en materia ambiental de profundidad mayor que la Declaración

de Impacto Ambiental. Si bien la operación de la planta geotérmica no representa un punto de

generación de efluentes tóxicos y el aprovechamiento del recurso geotérmico es renovable e incluso

realimentado, el asentamiento de una planta de esta magnitud representa una alteración sustancial

del paisaje de la zona, teniendo en cuenta que además de la planta productora, se deberá proceder

a establecer pozos de extracción y la correspondiente línea de transmisión eléctrica. Por todo lo

expuesto anteriormente, se concluye la pertinencia de no sólo entrar al SEIA sino que también de

elaborar un Estudio de Impacto Ambiental del proyecto de planta de generación eléctrica a partir de

energía geotérmica.

En el Anexo A.A.3 se presenta el análisis de manera detallada.

2.9. Ubicación de la planta, terreno.

La planta se ubicará en la VII región del Maule, específicamente en las cercanías al volcán Calabozos.

Esta zona es principalmente montañosa, siendo parte de la cordillera de Los Andes.

El volcán se encuentra a 3.500 [m] sobre el nivel del mar, sin embargo, la planta se ubicará a 2.000

[m] sobre el nivel del mar y a aproximadamente 20 [km] del volcán para que las condiciones

ambientales de trabajo no sean tan extremas y, en esta locación ya se encuentra el potencial

11 http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=30667



geotérmico necesario para la generación eléctrica. El área correspondiente a la concesión de

exploración posee 43000 hectareas.

Sobre los 2.500 [m] existen temperaturas bajo cero durante casi todo el año, lo cual dificultaría el uso

de agua como fluido de transporte.

Figura 2-4: Ubicación de la Planta

Figura 2-5: Zoom ubicación de la planta



Tabla 2-15 Coordenadas UTM Polígono de emplazamiento Concesión de Exploración

Vértice Norte Este

1 6.088.000 336.000

2 6.088.000 366.000

3 6.074.000 366.000

4 6.074.000 336.000

El terreno está formado por una serie de cerros y valles y se puede acceder a el emplazamiento,

tomando la ruta J-65 desde Curicó y luego tomando una serie de rutas no pavimentadas, de las cuales

es necesario construir aproximadamente 20 km El emplazamiento se encontrara a una distancia de

80 km desde Curicó.

Figura 2-6: Camino de acceso a la planta



2.10. Plot Plan o Layout.

A continuación se presentan dos figuras que ilustran la disposición de diversos sectores de la planta.

En el caso de la Figura 2-7, se encuentra el sector de perforación, mientras que en la Figura 2-8 se

puede apreciar el sector productivo en sí. La planta de perforación posee una superficie de 2,76

hectáreas.

Figura 2-7: Distribución plataforma de perforación



Figura 2-8: Layout Planta

2.11. Logística de producto, materia prima, materiales, insumos.

Puesto que el proyecto considera la etapa de construcción, operación y cierre. Se debe considerar

los materiales para la primera etapa, es por esto que el transporte de estos se efectuará en camiones

con la carga cubierta, para de este modo evitar algún tipo de contaminación. Siendo el principal

compuesto a utilizar, el hormigón, acero, madera específicamente en la construcción de muro, base

de equipos y maquinarias, instalaciones, etc.

Un insumo necesario para la construcción de los pozos de perforación corresponde a productos

químicos que serán usados para la preparación de lodos de perforación. Estas son: Oxígeno

comprimido, acetileno comprimido, nitrógeno comprimido, diésel, gas natural.

Además se requiere del traslado de áridos para fundaciones de la planta de generación y el

campamento que se emplazará como parte de la etapa de construcción.

Se debe considerar el transporte de combustibles (petróleo y gas natural) los cuales serán

abastecidos mediante el contrato con la respectiva empresa mediante camiones cisterna de 10[m3].



Por su parte, el agua doméstica requerida será provista por una planta de tratamiento de agua de

pozo, mientras que el agua de consumo bebestible será abastecida por un contrato con una empresa

repartidora en bidones de 20 [L] y botella de 500 [mL].

Energía eléctrica: Se requiere de esto para la primera etapa de construcción, ya que posteriormente

se abastecerá de la central para satisfacer el consumo interno de la planta.

Materia prima: Captación del vapor de la tierra por un sistema de perforación de pozos, el cual

permitirá el ascenso de este por una red de tuberías, hasta el primer separador. Para esto se requiere

de 5 plataformas de perforación, las que permitirán la creación de 23 pozos con una profundidad de

2000 a 3000 [m]. Los primeros 900 [m] serán entubados y poseerán un recubrimiento de cemento

para evitar filtraciones con napas de baja profundidad.

Abastecimiento , mediante camiones especialmente acondicionados para su transporte

seguro. Esto se efectuará mensualmente a fin de tener un stock de seguridad. El fluido se almacena

de acuerdo a las respectivas condiciones de seguridad establecidas.

Transmisión

Luego de la generación, se debe transportar la energía desde dichos puntos hasta los centros de

consumo. Se considera instalaciones de transmisión a todas las líneas y subestaciones de

trasformación que operan a tensiones nominales superiores a 23 [kV] pertenecientes al Sistema

interconectado Central. Al presentarse economías de escala e indivisibilidad en la inversión, se tiende

a la operación monopólica, por lo que la legislación lo regula. Por ejemplo, los propietarios de

sistemas de transmisión concesionados o que usen bienes nacionales de uso público, deben permitir

el paso de la energía de los interesados en transportarla por dichas líneas a cambio de una

indemnización. Se hace una distinción entre el sistema de transmisión troncal, el que se compone de

instalaciones con tensiones nominales iguales o superiores a 220 [kV] y con potencias relevantes para

el sistema, que recibe un ingreso proveniente de la diferencia entre pérdidas marginales y medias de

transmisión más un peaje determinado por la autoridad y por otro lado, de los sistemas de

subtransmisión, los que se remuneran con el pago de peajes, con precios unitarios de energía y

potencia. Según la ley General de Servicios Eléctricos, el transporte de electricidad por sistemas de

transmisión troncal (corresponde ser el conjunto de líneas y subestaciones) y sistemas de

subtransmisión (permiten retirar la energía desde el sistema troncal hacia los distintos puntos de

consumos locales) son de servicio público. Las líneas de transmisión deben tener una extensión de

aproximadamente 77,5 [km].

A continuación, en la siguiente figura se presenta el sistema interconectado central, específicamente

de la séptima región con las líneas de 500, 220 y 154 [kV] presente en las proximidades de donde se

emplaza la central geotérmica.



Figura 2-9: Sistema interconectado Central Séptima región (Elaboración propia en base a (CDEC SIC, s.f.))

Figura 2-10: Referencia Figura Sistema Interconectado Central (CDEC SIC, s.f.)

Distribución

En esta etapa finalmente se lleva la energía a los usuarios, lo cual engloba toda instalación, líneas y

transformadores que operen a tensiones iguales o inferiores a 23 [kV]. En esta red de transporte de

electricidad se debe minimizar las pérdidas asociadas a la corriente, es por esto que el voltaje debe

ser alto. A la salida de la central eléctrica se coloca una estación de transformación en la que el

voltaje fluctúa entre 6 a 20 [kV] aumenta a 220 y 400 [kV]. Posteriormente mediante una línea de

transporte se acerca a los centros de consumo, donde las subestaciones disminuyen el voltaje para

ser suministrado a hogares y fábricas. Esta etapa está a cargo de empresas que operan bajo el sistema



de concesión de servicio público, con obligación de servicio y tarifas reguladas para el suministro a

clientes regulados. Dentro de esto destacan Grupo Emel, empresa que distribuye electricidad en la

VII región.

2.12. Recursos humanos necesarios

El proyecto contempla 2 fases: construcción y operación.

Para la primera fase se requiere de 500 trabajadores divididos en la fase de obras civiles (creación de

caminos, implementar el campamento, instalaciones propias de la operación de la planta, oficinas,

entre otros) los cuales trabajaran en jornadas de turnos. Además se considera la construcción e

implementación del sistema de perforación, la cual como se describe anteriormente consiste en la

creación de pozos los cuales estarán operativos durante los 365 días del año.

Durante la fase de operación se requiere de 200 trabajadores de planta considerando una jornada

de turnos 4x4, de 12 horas para operar durante las 24 horas del día los 7 día de la semana, junto con

esto existe un personal que desempeña labores administrativas en jornada de turnos 5x2. Se debe

considerar un grupo de trabajadores pertenecientes a empresas contratistas las cuales apoyaran el

trabajo de mantención de los equipos, seguridad, aseo, etc.

2.13. Normativa aplicable.

2.13.1. Normativa referida a impactos Ambientales: Con respecto a la normativa aplicable, es necesario centrar el análisis en la legislación chilena actual

y sus ámbitos de delimitación de los probables impactos de la planta. A continuación, se exponen los

principales decretos, leyes y resoluciones concernientes al proyecto geotérmico presente. Como

primer materia legislativa a bordar, se presenta la normativa ambiental.

2.13.1.1. Aire-Emisiones

D.S. N° 138 de 2005, del Ministerio de Salud, Establece Obligación de Declarar Emisiones que

Indica.

D.S. N° 144 de 1961, del Ministerio de Salud, Establece Normas para Evitar Emanaciones o

Contaminantes Atmosféricos de cualquier Naturaleza.

D.S. N° 75 de 1987, del Ministerio de Transporte y Telecomunicaciones, Establece

Condiciones para el Transporte de Cargas que Indica.

D.S. N° 47 de 1992, del Ministerio de Vivienda y Urbanismo, Ordenanza General de

Urbanismo y Construcciones.

D.S. N° 59 de 1998, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia de la República,

modificado por el D.S. N° 45 de 2001, del mismo Ministerio, Establece Norma de Calidad

Primaria para Material Particulado Respirable MP10, en Especial de los Valores que Definen

Situaciones de Emergencia.

D.S. N° 113 de 2002, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, Norma Primaria de

Calidad de Aire para Dióxido de Azufre (SO2).




Calidad de Aire para Dióxido de Nitrógeno (NO2).


Calidad de Aire para Monóxido de Carbono (CO).

DFL N° 725 de 1967, del Ministerio de Salud, Código Sanitario.

D.S. N° 594 de 1999, del Ministerio de Salud, Aprueba Reglamento sobre Condiciones

Sanitarias y Ambientales Básicas en los Lugares de Trabajo.

2.13.1.2. Ruido

D.S. N° 146 de 1997, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, Establece Norma de

Emisión de ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL CENTRAL GEOTÉRMICA CERRO PABELLÓN

Resumen Ejecutivo 27 Ruidos Molestos Generados por Fuentes Fijas.


Sanitarias y Ambientales Básicas en los Lugares de Trabajo y sus modificaciones.

2.13.1.3. Residuos sólidos y peligrosos




D.S. N° 148 de 2003, del Ministerio de Salud, Reglamento Sanitario sobre Manejo de Residuos

Peligrosos.

D.S. N° 4 de 2009, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, Reglamento para el

Manejo de Lodos Generados en Plantas de Tratamiento de Aguas Servidas.

2.13.1.4. Agua y efluentes líquidos


D.S. N° 236 de 1926, del Ministerio de Salud, Reglamento General de Alcantarillados

Particulares y sus modificaciones.

D.S. N° 735 de 1969, del Ministerio de Salud, Reglamento de los Servicios de Agua Destinados

al Consumo Humano.

D.S. N° 867 de 1978, del Ministerio de Obras Públicas, Declara Oficial NCh. 1333. Of 78,

Requisitos de Calidad del Agua para Diferentes Usos.



D.S. 46/2002, de MINSEGPRES, “Norma de Emisión de Residuos Líquidos a Aguas

Subterráneas”.

2.13.1.5. Flora y fauna

Ley N° 19.473 de 1996 y D.S. N° 5 de 1998, ambos del Ministerio de Agricultura, Ley de Caza

y su Reglamento.



R.E. N° 133 de 2005, del Ministerio de Agricultura, Establece Regulaciones Cuarentenarias

para el Ingreso de Embalajes de Madera y sus modificaciones.

2.13.1.6. Transporte

D.S. N° 158 de 1980, del Ministerio de Obras Públicas, Establece Límite de Pesos por Eje y

Límites de Peso Bruto Total.

Resolución N° 1 de 1995, del Ministerio de Obras Públicas, Establece Dimensiones Máximas

a Vehículos que Indica.

2.13.1.7. Patrimonio cultural y paisaje

Ley N° 17.288 de 1970, del Ministerio de Educación, Ley sobre Monumentos Nacionales.

D.S. N° 484 de 1991, del Ministerio de Educación, Reglamento de la Ley N° 17.288, sobre

Monumentos Nacionales.

Ley 19.253 de 1993, del Ministerio de Planificación y Cooperación, Establece Norma sobre

Protección Fomento y Desarrollo de los Indígenas y crea CONADI.

D.S. N° 236 de 2008, del Ministerio de Relaciones Exteriores, promulga el Convenio N° 169

de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) sobre “Pueblos Indígenas y Tribales en

Países Independientes”.

D.S. N° 124 de 2009, del Ministerio de Planificación, Reglamenta el Artículo 34 de la Ley N°

19.253 a fin de Regular la Consulta y la Participación de los Pueblos Indígenas.

2.13.1.8. Manejo y almacenamiento de sustancias tóxicas y peligrosas

D.S. N° 160 de 2008, del Ministerio de Economía Fomento y Construcción, Aprueba

Reglamento de seguridad para las instalaciones y operaciones de producción y refinación,

transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles líquidos.

D.S. N° 78 de 2009, del Ministerio de Salud, Aprueba Reglamento de Almacenamiento de

Sustancias Peligrosas.



2.13.1.9. Uso del suelo y planificación territorial

DFL N° 458 de 1975 y D.S. N° 47 de 1992, ambos del Ministerio de Vivienda, Ley General de

Urbanismo y Construcciones y Ordenanza General de la Ley General de Urbanismo y

Construcciones.

2.13.1.10. Contaminación lumínica

D.S. N° 686 de 1998, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Establece

Norma de Emisión para la Regulación de la Contaminación



2.13.2. Normativa referida a concesiones geotérmicas: Existe legislación concerniente a otros procesos ajenos al tema ambiental, tal como la regulación de

concesiones y la distribución eléctrica en el país. Lo anterior, se describe en los párrafos posteriores.

2.13.2.1. Ley N°19.657, Ley de Concesiones Geotérmicas.

El sistema jurídico para la energía geotérmica se basa en tres elementes fundamentales: La

publificación de la energía geotérmica, Reconocimiento de un título jurídico que faculta a su titular a

aprovechar bienes que integran el dominio público (concesión de exploración o explotación) y

Reconocimiento del título jurídico que nace por medio de un procedimiento administrativo. Algunos

detalles relevantes:

Se define energía geotérmica como aquella que se obtenga del calor natural de la tierra, que

extraída del vapor, agua, gases, excluidos los hidrocarburos, o a través de fluidos inyectados

artificialmente para este fin. Además se le define como un bien del Estado, susceptible de ser

explorada y explotada, previo otorgamiento de una concesión.

El explorar o explotar energía geotérmica (esta última referida al conjunto de actividades de

perforación, construcción, puesta en marcha y operación de un sistema de extracción,

producción y transformación de fluidos geotérmicos en energía térmica o eléctrica) requiere

contar con un título jurídico que habilite para ello la concesión declarado de voluntad de la

autoridad administrativa Ministerio de Energía. La concesión de energía geotérmica, es un

derecho real inmueble, distinto e independiente del dominio del predio superficial, aunque

tengan un mismo dueño, oponible al Estado y a cualquier persona, transferible y transmisible,

susceptible de todo acto o contrato. El titular de una concesión tiene sobre la concesión un

derecho de propiedad, protegido por la garantía contemplada en el artículo 19 de la

Constitución Política de la República y por las demás normas jurídicas que sean aplicables al

mismo derecho.

El Ministerio tiene facultad para solicitar antecedentes a otros órganos públicos con el objeto

de precaver posibles conflictos de intereses entre el solicitante de una concesión de energía

geotérmica y los titulares de otros derechos en el área pedida.

Posibilidad de reclamación por parte de terceros afectados. Luego de resueltas las eventuales

reclamaciones se elabora un Informe Técnico en que fundadamente recomienda el

otorgamiento o rechazo. (Distinto de consideraciones medioambientales o sociales, que se

ve en EIA).

Concesión de exploración dura 2 años, expansible a 2 años más. Vencida esta concesión, se

requieren 2 años para el ejercicio del Derecho Exclusivo. La Concesión de explotación es de

duración indefinida, y paga una patente anual.



2.13.2.2. D.S.N°32, Reglamento de aplicación Ley N°19.657, sobre

Concesiones de exploración y explotación (año 2004). Se detalla en el reglamento para regular la tramitación y otorgamiento de las solicitudes de concesión

de exploración y explotación de energía geotérmica, y el control y cumplimiento de las obligaciones

que emanen de la concesión, sea de exploración o explotación.

2.13.2.3. DS.N°114, Nuevo Reglamento de aplicación Ley N°19.657 (año

2012). Principales modificaciones: Simplificación y homologación de requisitos formales para la

presentación de la solicitud de concesión, cambio del Sistema de Coordenadas de referencia,

Eliminación de acreditación del recurso geotérmico para solicitar concesión de explotación,

Eliminación de incertidumbre administrativa, Eliminación del Comité de Análisis de Energía

Geotérmica, Consistencia técnica de la solicitud se analiza internamente en el Ministerio de Energía

y Necesidad de informar campañas de perforación de pozos y su ubicación georeferenciada. Además,

deroga el D.S.N°32.

2.13.3. Normativa referida al mercado de generación eléctrica

2.13.3.1. Ley General de servicios eléctricos (DFL-4).

Se establece la legislación en el mercado eléctrico nacional. Se le describe como un modelo de

prestación de los servicios eléctricos a través de empresas privadas que operan tanto en mercados

competitivos, como en segmentos no competitivos sometidos a regulación de precios y de calidad de

suministro. Se definen los segmentos en los pueden ubicarse las empresas participantes: generación,

transmisión y distribución de energía y los reglamentos a las que se rigen. Detalla respecto a las

concesiones y permisos, el transporte de energía eléctrica, la explotación de los servicios eléctricos,

el suministro, las tarifas, entre otros. Reglamentos relevantes: Ejecución y aplicación de la Ley General

de Servicios Eléctricos, Transferencias de potencia entre empresas generadoras, Fijación de precios

de nudo.

2.13.3.2. Ley 19.940, Ley Corta I (Año 2004). Corresponde a modificaciones a la Ley General de servicios eléctricos, en el que se introduce y

definen como alternativa en el desarrollo de la expansión de la transmisión de la electricidad. En el

artículo 71-7 de dicha ley, establece que medios de generación conectados al sistema eléctrico

respectivo cuya fuente sea no convencional, bajo ciertas condiciones de potencia, estarán

exceptuados del pago total o parcial de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de

generación al sistema de transmisión troncal.



2.13.3.3. Resolución 370, Reglamento para el subsidio de líneas de

transmisión. Se establece el subsidio con el objeto de viabilizar proyectos de líneas de transmisión eléctrica

adicionales y facilitar el acceso a los sistemas de transmisión a partir de fuentes de ERNC a través de

compensación económica de los ingresos anuales no percibidos mediante el cobro por transporte de

potencia, todo en base a una demanda proyectada. Está enfocado a centrales que se conecten al SIC

o al SING. Se establecen las condiciones para postular al subsidio.


Estudio Económico P á g i n a | 3-1

3. Estudio Económico

3.1. Bases de la Evaluación Económica.

3.1.1. Antecedentes financieros. Los impuestos pueden clasificarse como directos, indirectos y otros.

En el caso de los impuestos directos se considera el Impuestos a la Renta de Primera Categoría grava

las rentas del capital con una tasa de 20%. Sin embargo tras el nuevo acuerdo, el tributo será del 27%

a partir del 1 de enero de 2017.

En el caso de los impuestos indirectos se considera el pago de impuesto al valor agregado (IVA) por

concepto de ventas y servicios. Esto es específicamente de crédito fiscal en la adquisición de

máquinas, equipamiento (instrumentos de medición, herramientas, equipos de trabajo), bienes,

muebles correspondiente al 19% del valor de lo mencionado anteriormente. Existe la posibilidad de

obtener una devolución anticipada del remanente acumulado de IVA según lo dispuesto en el Art.

27° del D.L N°825 por la construcción y/o adquisiciones de bienes del activo fijo que forman parte de

los pozos de perforación y de la unidad económica consistente en la planta geotérmica a fin de

alivianar la carga tributaria que conlleva la adquisición de activos fijos.

Las importaciones están afectas al pago de derecho ad valorem correspondiente a una tasa de 6%

que se calcula sobre el valor CIF (costo de seguro de la materia prima más seguros y flete). El cálculo

de IVA se realiza sobre el valor CIF más el derecho ad valorem.

La tasa de descuento corresponde ser la tasa de interés utilizada para calcular el valor presente de

un flujo futuro, debe utilizarse para actualizar los flujos de dinero durante el horizonte del proyecto.

Esto es equivalente a la tasa de retorno que obtendría quien realice la inversión en un proyecto de

riesgos e inversiones similares lo cual se conoce como costo de capital.

Esta tasa es la medida de rentabilidad mínima que se le puede exigir a un proyecto tomando en

cuenta el riesgo de manera que sea rentable. También se puede entender como el costo de

oportunidad del capital requerido. Se ha estimado una tasa de un 16% en vista de los riesgos

presentes en el desarrollo del proyecto, dada las condiciones en donde se emplaza este (alta montaña

de la VIII región) generan dificultades en la logística, la cercanía a una reserva nacional, la dificultad

asociada a la transmisión de la energía eléctrica debido a la geografía implicarían un riesgo en la

obtención de la aprobación del impacto ambiental por parte del SEIA. En la sección de operación se

presentan riesgos dada la poca experiencia existente por parte del país respecto a la generación de

electricidad mediante esta fuente, pueden existir retrasos en la puesta en marchar del proyecto. Otro

riesgo presente y más relevante es el de financiamiento, dado los altos costos de inversión y por

consecuencia referido al tiempo de espera que debe transcurrir para que el proyecto entregue

utilidades, sin considerar riesgos asociados a atrasados o demoras en la ejecución del proyecto.

Se puede realizar una comparación de la rentabilidad del proyecto al considerar una tasa de 10%

teniendo como antecedentes un proyecto de similares condiciones. Según esta tasa es posible

estimar el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retoro (TIR) y el tiempo de recuperación de la



inversión (PAYBACK). Puesto que aún no hay una planta operativa, se puede tener como antecedente

la rentabilidad de las empresas generadoras de electricidad posee un promedio de 10%.

Alternativas de financiamiento:

Los recursos financieros para llevar a cabo un proyecto pueden venir de dos fuentes. Propias (100%

de financiamiento) o de terceros (50% propio y 50% a crédito). En el caso de que sean propias puede

ser de emisiones de acciones o utilidades retenidas.

Este último corresponde al interés de los préstamos bancarios de corto o largo plazo corregidos para

su efecto tributario, proveedores, créditos, arriendos financieros o leasing.

El acceso al financiamiento es limitado para los desarrolladores geotérmicos en la etapa inicial del

desarrollo del campo geotérmico, requiriéndose inversiones bastante significativas.

El gobierno a través de la Corporación de Fomento (CORFO) y la Comisión Nacional de Energía (CNE)

mantienen un vigente apoyo a las energías renovables no convencionales. Mediante recursos

financieros es posible co-financiar estudios de preinversión en sus distintas etapas. Además se

aumentó en un 20% el monto de asignación disponiendo de más de US$ 60 mil por cada proyecto.

Estos fondos proporcionan créditos a largo plazo con tasas de interés, periodos de gracia y plazos de

amortización únicos.

3.1.2. Vida útil del proyecto. De acuerdo a estudios realizados anteriormente, la vida útil de generación de energía eléctrica

mediante energía geotérmica se estima a partir de la duración del pozo geotermal la cual tiene una

explotación mínima de 50 años y sin perjuicio al medio natural aledaño. Sin embargo, es importante

aclarar que su vida útil dependerá de no sobre explotar el pozo, por lo que la comprensión de la

situación geológica y la correcta obtención del fluido geotermal es vital para una correcta y

prolongada operación. (Vásquez, 2004)

Este proyecto se fija con un plazo de 50 años, de acuerdo con la longevidad de la mayoría de los

equipos utilizados en la planta, a pesar de que los yacimientos con reinyección prácticamente total

pueden alcanzar un horizonte temporal de utilidad indefinido.

Otro punto a considerar se refiere al pago de concesiones por la explotación.

3.1.3. Criterios de depreciación. En cuanto a evaluación de depreciación del proyecto, se toma en consideración la aplicación de un

método acelerado, de acuerdo a la gran inversión asociada al proyecto. Con dicho método se podrá

recuperar dicho desembolso, vía fiscal, con un porcentaje mayor en los primeros años de la

adquisición, para de esa manera incrementar las utilidades en los años posteriores.

Destacable en este punto son los incentivos tributarios que diversas naciones están concediendo a la

utilización de energías renovables no convencionales, siendo el uso de la depreciación acelerada uno

de ellos (Simple, 2013).

En el Anexo B.B.5, se exponen las vidas útiles asociadas a activos concernientes al cálculo de

depreciación para el proyecto, más en específico, las de Activos Genéricos y Sector Energético.



3.1.4. Listado de inversiones.

3.1.4.1. Costos de exploración y reconfirmación:

Los pozos de exploración ya procedieron a ser ejecutados en un proyecto previo. A través de estos

se hicieron estudios de: Geología de detalle, Geoquímica, Geofísica, Geohidrología, Pozos de

gradiente. La información recabada por estos métodos fue positiva, apuntando a la ejecución de plan

de explotación. En fin, no existe inversión relacionada a esta área para el presente proyecto.

3.1.4.2. Costos de Subproyectos:

3.1.4.2.1. Difusión proyecto y apoyo comunidad:

Se destina una inversión de US$ 200.000 para la gestión en un plan de integración para establecer

una relación de la empresa con las comunidades aledañas al mismo, de modo de crear canales y

actividades para información, difusión sobre temáticas implicada con el proceso de funcionamiento

de la planta.

3.1.4.2.2. Camino acceso:

El proyecto se ubica a 80 [km] de Curicó, sin embargo, será necesario emplazar y configurar 20 [km]

de camino, dado que en este tramo no existe vía actual de acceso. El coste para producción estimado

es de US$ 60.000 por kilómetro de camino construido (Ministerio Obras Públicas, Gobierno de Chile,

2006), lo que se traduce en una inversión total de US$ 1.200.000.

3.1.4.2.3. Estudio de impacto Ambiental:

Se estima que para la configuración del estudio de impacto ambiental se requiere una inversión de

US$ 700.000.

3.1.4.3. Perforación pozos de producción y reinyección:

Este corresponde a toda la inversión respecto a maquinaria, equipos, materiales de construcción,

tuberías, aditivos, mano de obra u otros implicados de la ejecución de las perforaciones de pozos. El

coste estimado para producir un pozo productor es de US$ 2.500.000 y para producir un pozo de

reinyección es de US$ 1.500.000 (P. Nuñez, 2008). Dado que el proyecto requiere 23 pozos de

producción y 12 pozos de reinyección, se estima una inversión de US$ 57.500.000 en pozos del primer

tipo y US$ 18.000.000 pal segundo tipo.

3.1.4.4. Costos instalaciones de superficie e infraestructura:

Equipamiento de superficie: Esta inversión incluye todo elemento perteneciente a las plantas

que complementan la operación principal, es decir, bombas, sistemas de control, grúas,

equipos contra incendio, sistema de alarma, entre otros. Se estima un costo de inversión

aproximado en esta sección, basado en proyectos geotérmicos estándar, de US$ 52.500.000

(P. Nuñez, 2008).

Vaporductos: Se estima que la inversión del costo total de los vaporductos corresponde a

US$ 18.000.000 (Cordova, 2005).



Acueductos: Se estima que la inversión del costo total de los acueductos corresponde a

US$ 600.000 (Cordova, 2005).

Obras civiles: Esta inversión suple los edificios complementarios a la planta, tales como salas

de control, oficinas, talleres, bodegas, etc. En proporción a proyectos geotérmicos estándar,

se estima que el costo relacionado a esta sección corresponde a US$ 6.500.000 (P. Nuñez,

2008).

Montaje, instalaciones e ingeniería: Corresponde a todos los elementos tales como mano de

obra, equipo, maquinaria u otros implicados en la configuración ingenieril y montaje de la

infraestructura diseñada de la planta. Se estima un requerimiento de US$ 3.500.000 (P.

Nuñez, 2008).

Subestación y transformación: La planta debe contar con el equipamiento para poder

controlar la energía eléctrica mandada a través de la línea de transmisión con el fin de ser

alimentada a SIC. El costo estimado para tener estos complejos corresponde a US$ 1.000.000

(P. Nuñez, 2008).

3.1.4.5. Costo equipos de las plantas generadoras de energía:

Planta generadora por condensación: Para la configuración de la planta se debe adquirir los

siguientes elementos, presentados en la siguiente tabla junto a la cantidad y costo.

Tabla 3-1 Listado de equipos requerido para la planta de generación por condensación (Fuente: http://www.matche.com)

Equipos Costo unitario US$

Cantidad Total US$

Separador Ciclónico 45.500 1 45.500

Demister 17.500 1 17.500

Turbina 250 MW 8.000.000 1 8.000.000

Alternador 1.000.000 2 2.000.000

Intercambiador Calor Servicio 230.400 10 2.304.000

Bomba Alimentación 15.200 4 60.800

Piscinas Alm. Condensado 500.000 1 500.000

Condensador contacto directo 30.000 1 30.000

Generador 600.000 1 600.000

Silenciador 500.000 1 500.000

Sala control e instrumentación 2.000.000 1 2.000.000

Eyectores 90.000 4 360.000

Bombas Reinyección 13.500 2 27.000

Sopladores 152.000 8 1.216.000

La suma total de la adquisición de todos los elementos corresponde a US$ 17.660.800.



Planta generadora por ciclo binario: Para la configuración de la planta se debe adquirir los

siguientes elementos, presentados en la siguiente tabla junto a la cantidad y costo.

Tabla 3-2 Listado de equipos requerido para la planta de generación por ciclo binario (Fuente: http://www.matche.com)

Equipos Costo unitario US$

Cantidad Total US$

Turbina 50 MW 5.000.000 1 5.000.000

Intercambiador Calor Int. Ener. 112.600 6 675.600

Bombas circulación orgánico 13.400 3 40.200

Bombas Reinyección 13.500 3 40.500

Sistema instrumentación 1.000.000 1 1.000.000

Sistema eléctrico y de control 700.000 1 700.000

Generador 500.000 1 500.000

Rehervidor 485.000 6 2.910.000

Condensador de aire 173.000 5 865.000

Sopladores 152.000 4 608.000

Tanque isopentano 270.000 1 270.000

Silenciador 500.000 1 500.000

La suma total de la adquisición de todos los elementos corresponde a US$ 13.609.300.

3.1.4.6. Costo trasmisión eléctrica:

Esta inversión contempla todos los elementos (mano de obra, equipos, materiales, etc.) implicados

en la configuración de una línea de transmisión de 220 [kV]. Se estima que su costo corresponde a

US$ 160.000 por kilómetro de transmisión construido (CDEC-SING, 2013). Dado que lo predispuesto

como requerido corresponde a cerca de 78 [km], el coste por esta inversión corresponde a

US$ 12.480.000.

Finalmente, a través de la Tabla 3-3 se engloba la inversión total:

Tabla 3-3 : Listado de inversiones para dar partida al proyecto

Inversión Costo US$

Costos de exploración y reconfirmación 0

Costos de Subproyectos 2.100.000

Perforación pozos de producción y reinyección 75.500.000

Costos instalaciones de superficie e infraestructura 82.100.000

Costo de la plantas generadoras de energía 30.770.100

Costo trasmisión eléctrica 12.480.000



TOTAL 202.950.100

3.1.4.7. Costo Puesta en Marcha

Toda operación de un proyecto debe considerar los gastos implicados en la ejecución del proyecto

en el año 0, esto se conoce como Gastos Puesta en Marcha y considera lo siguiente: Tabla 3-4: Costos Puesta en Marcha

Cargo Monto USD

Escritura Pública $ 355,00

Abogado $ 7.296,00

Inscripción en conservador de bienes raíces $ 302,00

Publicación en diario oficial $ 213,00

Ingeniería y Supervisión $ 3.692.412,00

Contratistas $ 1.139.633,33

Contingencia $ 5.698.166,67

Materia Prima (IsoC5) $ 6.600.000,00

Total $ 17.138.378,00

3.1.4.8. Activos Intangibles

Por un lado, se debe tomar en cuenta la adquisición de seguros para la protección de las instalaciones

ante un eventual incidente. Lo anterior, se puede estimar en un 1,2% de la inversión en pozos,

vaporductos y de la planta eléctrica correspondiendo a USD 1.510.441 junto con normas con son la

ISO 9001, 14001, ISO 5001, OSHAS 18000, patente lo cual se representa en la siguiente tabla Tabla 3-5: Activos Intangibles

Activos Intangibles

Inversión Activos Intangibles Costo [US$]

ISO 9001 $ 888,00

ISO14001 $ 888,00

ISO50001 $ 1.244,00

OHSAS 18000 $ 888,00

Patente $ 8.882,00

Seguro $ 1.510.441,20

Total $ 1.523.231,20

Años 6,00

Monto a Amortizar $ 253.871,87



3.1.5. Detalles de los costos. Las fuentes de costo de un proyecto se relacionan con la producción e inversión de la misma,

desglosándose en fijos, cuya tasa es constante con respecto al nivel productivo y generación de la

planta en cuestión y los variables, que se verán incrementados proporcionalmente al volumen de

producto generado. A continuación se detallan ambos:

3.1.5.1. Costos Fijos Una clasificación conveniente a la hora de realizar un análisis de las fuentes de gasto es clasificar en

costos de producción, costos de administración y los costos asociados a la depreciación.

Costos de Producción.

Para el costo de producción, se debe tener en cuenta el capital humano empleado en la puesta en

marcha, operación y mantenimiento del sector de perforación y la planta generadora, por lo cual en

este ítem se integra la mano de obra directa, indirecta y costos asociados al mantenimiento

asociados a la generación de 300[MW] .

En el sector de perforación se identifica la mano de obra directa e indirecta. Para el caso de la mano

de obra directa es aquella que está relacionada con la producción es decir los operadores de planta

y terreno. En cambio la mano de obra indirecta corresponde ser los jefes de turno, superintendente.

En la siguiente Tabla 2-4 se detalla su respectivo sueldo tal como, que en conjunto poseen un total

de USD 3.048.000 al año Tabla 3-6: Sueldo de trabajadores sector perforación

Cargo Cantidad Sueldo mensual

Total mensual

Total anual USD

SuperIntendente 2 9000 18000 216.000

Perforador 4 5000 20000 240.000

Auxiliar Perforador 4 4500 18000 216.000

Torrero 4 3500 14000 168.000

Cuñero 12 3000 36000 432.000

Mecánico 2 4500 9000 108.000

Auxiliar Mecánico 2 2000 4000 48.000

Eléctrico 2 3000 6000 72.000

Auxiliar Eléctrico 2 2000 4000 48.000

Torrero 2 4500 9000 108.000

Cuñero 2 2000 4000 48.000

Mecánico 2 3000 6000 72.000

Auxiliar Mecánico 2 1250 2500 30.000

Eléctrico 2 5000 10000 120.000

Auxuliar Eléctrico 2 5000 10000 120.000

Instrumentista 2 3500 7000 84.000



Auxuliar instrumentista 2 2000 4000 48.000,00

Jefe de mantención 2 500 1000 12.000

Ingeniero eléctrico 3 5000 15000 180.000

Ingeniero instrumentista 3 5000 15000 180.000

Soldador 4 3500 14000 168.000

Auxiliar 4 2000 8000 96.000

Bodeguero 2 1500 3000 36.000

Transportistas 4 1500 6000 72.000

Compras 1 2000 2000 24.000

Motorista 1 1500 1500 18.000

Cocinera 2 1500 3000 36.000

Auxiliar cocina 2 1000 2000 24.000

Auxiliar aseo 2 1000 2000 24.000

Sueldos sector perforación USD

254.000

3.048.000

Respecto a la mano de obra directa, está asociada a la producción misma, es decir, operadores de

planta y trabajadores de terreno. La mano de obra directa utilizada para dichas labores corresponde

a 92 personas, las cuales trabajaran jornadas de 12 horas diarias, en 2 turnos rotativos, durante la

totalidad del año calendario. El monto considerado en este ítem corresponde ser USD 955.212.

En el caso de la mano de obra indirecta, se hace referencia al personal involucrado en la producción,

pero que no representa un obrero como tal. En este grupo destaca la presencia de un jefe de turno,

supervisor de mantención y eléctrico. Para cubrir dichos puestos se requieren 20 personas,

correspondiente a un monto de USD 541.935

La cantidad de personas requeridas y el monto asociado a la mano de obra de la planta de

condensación y de ciclo binario posee un total de USD 1.497.147 se detalla en la siguiente tabla. Tabla 3-7: Sueldo Planta de condensación y ciclo binario

Cargo Cantidad Sueldo unitario

Sueldo total mensual Sueldo anual

Operadores Sala Control 24 620.179 14.884.296 178.611.552

Operadores Planta 24 510.782 12.258.768 147.105.216

Mecánicos 20 568.213 11.364.260 136.371.120

Eléctrico 24 554.705 13.312.920 159.755.040

Jefe de turno 4 2.000.000 8.000.000 96.000.000

Jefe de mantención 4 2.150.000 8.600.000 103.200.000

Jefe Eléctrico 4 2.100.000 8.400.000 100.800.000

Aseo 8 550.000 4.400.000 52.800.000

Monto subtotal 124.762 1.497.147

Contigencia 43.667 524.002



Total USD 168.429 2.021.149

Cabe mencionar que cada monto debe ser sobreestimado en un 35%, para hacer frente a diversas

contingencias (aguinaldos, prestaciones, bonificaciones) (González, Jiménez, & Melgar, 2005). Por lo

anterior, se tiene un monto de mano de obra directa e indirecta de USD 2.021.149.

Para los costos asociados al mantenimiento, se tienen tres etapas: mantenimiento preventivo,

correctivo y el predictivo. El costo total de ellas puede estimarse como el 6% del total de la inversión

en pozos, vaporductos y sector de procesos correspondiente a la planta eléctrica (Peters, 1991),

significando un monto de USD 7.552.206

A su vez, se puede estimar un incremento de dicho monto de un 5% anual para los costos de

operación y mantenimiento (Núñez, Díaz, & Velásquez, 2008).

Costos de Administración.

Los gastos de administración y ventas. Corresponden ser los sueldos del personal que no posee

directa relación con la operación de la planta, es decir gerentes, secretarias, contadores, tanto del

sector de perforación y de sector procesos. Se presenta el desglose de los cargos administrativos del

sector de perforación y la planta en la Tabla 3-8 significando un total de USD 23.502 al mes. Tabla 3-8: Sueldos cargos administrativos

Cargo Salario mensual USD Salario Anual USD

Gerente General 6.088 73.056

Gerente de Planta 3.044 36.528

Contador 761 9.132

Secretaria 608 7.296

Representante Legal 608 7.296

Departamento Planeación 1.800 21.600

Investigación y desarrollo 1.600 19.200

Recursos Humanos 1.200 14.400

Ingeniería 1.700 20.400

SubTotal 17.409 208.908

Contingencia 6.093 73.118

Monto total USD 23.502 282.026

Costos asociados a la depreciación.

La depreciación corresponde a la pérdida de valor de los bienes y representa un costo virtual, es decir,

se trata y tiene el efecto de un costo, sin serlo. El cargo de depreciación, además de reducir el monto

de los impuestos, permite la recuperación de la inversión por el mecanismo fiscal que la propia ley

tributaria ha fijado.



El método de cálculo es lineal, de la forma descrita en la siguiente ecuación

D =P − L

N

Representando D el monto de depreciación, P el costo actual del bien, L el valor residual (valor de

recuperación) en base a la vida económica del bien y N la vida útil del proyecto.

Tomando en consideración una vida útil del proyecto de 50 [año], se obtiene un costo total por

depreciación de USD 3.0227.770.

Otros costos.

Por un lado, se debe tomar en cuenta la adquisición de seguros para la protección de las instalaciones

ante un eventual incidente. Lo anterior, se puede estimar en un 1,2% de la inversión en pozos, vapor

ductos y de la planta eléctrica correspondiendo a USD 1.510.441

Finalmente, la concesión de energía geotérmica es derecho inmueble y transferible, susceptible de

todo acto o contrato. Lo otorga el Ministerio de Minería, quien convoca a una licitación pública según

corresponda. La concesión permite la exploración y explotación del calor natural de la tierra. Para

obtener este permiso, y tal como lo plasma la Ley N° 19.657 correspondiente a “Ley sobre

Concesiones de Energía Geotérmica” (SERNAGEOMIN, 2000) se debe realizar el pago de la undécima

parte de la Unidad Tributaria Mensual (UTM) por cada hectárea concesionada. Dado que la extensión

del proyecto corresponde a 43.000 hectáreas, se debe cancelar un total de USD 188.546.400.

Además existe la tributación referida a los impuestos asociados a la transmisión de la energía eléctrica,

es decir, el pago de peajes por la transmisión lo cual se puede estimar como un 8% del precio de la

energía transada. Esto corresponde a USD

3.1.5.2. Costos Variables. Para la determinación de estos costos, se analiza el consumo de corrientes de servicio la planta que

vengan de manera externa, esto es, diferentes al fluido geotermal y que por tanto, deban ser

adquiridos por proveedores externos. Para esto, se debe considerar el uso de isopentano en la

sección de ciclo binario. Este, primeramente corresponderá a una compra inicial (inversión) de 3000

[ton] (producto licuado) para operar el ciclo binario a 50 [MW] de potencia generada.

Posteriormente, las nuevas compras de isopentano se darán principalmente para reponer producto

perdido por fugas –aproximadamente un 7% anual (Hiriart Le Bert, 2011) – y reemplazo de

isopentano con impurezas y será de 1000 [ton/año]. Considerando un precio estimado del fluido de

2200 [USD/ton] (Precio CIF (Look Chem) + transporte hasta la planta), se obtiene un costo total de

inversión de 6.600.000 [USD], o 132.000 [USD/MW]. Posteriormente, del primer año de operación

en adelante, el costo de isopentano será de 2.200.000 [USD], o 44.000 [USD/MW].

Este último valor corresponderá a los costos variables del proyecto.



3.2. .Evaluación Económica.

3.2.1. Criterios de evaluación económica del proyecto. Propuesto un análisis de mercado en cuanto al estado del arte actual de la geotermia y la generación

eléctrica y a su vez conocidos los aspectos técnicos involucrados en la industria, es necesario tomar

decisiones desde el punto de vista de confiabilidad, sensibilidad y retorno económico asociado a la

posibilidad de invertir en dicho proyecto geotermal.

Se enumera una serie de factores a considerar en dicha evaluación como antecedentes previos:

La energía geotermal es un método de generación con características de novedad en Chile,

al no existir proyectos de tal base (tomando en cuenta que sólo existen los estudios de

algunos proyectos asociados), por lo que para efectos de inversión existe un riesgo de

carácter medio-alto. Por lo anterior es necesario utilizar una tasa de descuento de valor

significativo, en este caso, un 10% o 16%.

Se considera un horizonte de evaluación acorde a la vida útil del proyecto, correspondiente

a mínimo 50 [años].

Tal como se mencionó en la sección de costos, las remuneraciones del personal tendrán un

reajuste anual del 5%.

El financiamiento del proyecto debe buscar ayuda externa de la CORFO considerando el

monto sustantivo que representa, por lo cual se pedirá un crédito con una tasa de interés del

3,2% a un plazo de 10 años, con tasa fija y amortización constante, que represente el 50%

del valor necesario para poner en marcha el proyecto.

La producción total de la planta de condensación 250[MW] y la de ciclo binario de 50 [MW]

corresponde a 2.142.000 [MWh/año], considerando un factor de planta de 0,9 (90% de

energía real generada). Dicha producción se traduce a la venta de la energía al Sistema

Interconectado Central (SIC) a precio marginal de 120 [USD/MWh].

Las materias primas e insumos deben poseer reajuste respecto a la variación anual del Índice

de Precios al Consumidor (IPC), tomando un porcentaje del 3% para cálculos de aumento de

precios. Los gastos administrativos, de distribución y otros gastos se consideran constantes

dentro del período a evaluar.

Con los aspectos y consideraciones antes mencionadas se puede proceder a confeccionar un flujo de

caja del proyecto expuesto. Dentro de lo anterior, se pueden desprender ciertos indicadores que

discriminarán sobre la rentabilidad o no rentabilidad del proyecto geotermal.

Los indicadores empleados corresponden al Valor Neto Actual (VAN), la Tasa Interna de Recuperación

(TIR) y el período de recuperación de la Inversión Inicial (PAYBACK). En el caso del primero, el cual

representa el aumento patrimonial del inversor, debe ser positivo para asegurar la rentabilidad del

proyecto. Para el segundo caso, se busca obtener un TIR mayor a la tasa de descuento previamente

informada, para de esta manera obtener ingresos mayores a los gastos y obtener ganancias derivadas

del proyecto. Para el tercer indicador, el PAYBACK, se busca el mínimo posible de tiempo de retorno

de la inversión, para asegurar rentabilidad de manera más rápida, pero siempre teniendo en



consideración el balance de los dos indicadores anteriores a la hora de buscar el perfecto equilibrio

en materia de inversión.

3.2.2. Flujo de caja. La Tabla 9 muestra los resultados obtenidos al realizar el flujo de caja puro (sin financiamiento),

considerando el periodo de tiempo correspondiente a la vida útil del proyecto (50 años). Ambos flujos

de caja realizados (puro y con financiamiento en crédito al 50%) se muestran en el Anexo B.7.

Tabla 9: Resultado Flujo de Caja Puro a 50 años plazo en USD.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

-$ 221.598.919 $ 123.197.710 $ 133.112.412 $ 132.516.389 $ 169.093.595 $ 85.233.208 $ 135.603.508 $ 167.232.717

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

$ 165.549.387 $ 147.231.890 $ 81.808.418 $ 164.287.478 $ 131.176.886 $ 162.584.764 $ 161.669.036 $ 58.837.421

2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

$ 83.197.931 $ 158.637.862 $ 125.244.789 $ 156.356.062 $ 71.858.799 $ 135.240.378 $ 152.487.430 $ 151.066.836

2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046

$ 116.295.211 $ 64.738.906 $ 139.864.490 $ 126.037.748 $ 142.824.670 $ 140.920.937 $ 23.371.918 $ 136.823.152

2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054

$ 58.119.344 $ 113.705.345 $ 129.875.646 $ 44.054.362 $ 92.365.719 $ 121.833.039 $ 118.879.725 $ 97.178.745

2055 2056 2057 2058 2059 2060 2061 2062

$ 28.252.616 $ 109.103.885 $ 73.234.113 $ 101.744.853 $ 97.787.130 -$ 8.238.580 $ 89.268.130 $ 84.686.570

2063 2064 2065

-$ 28.904.068 $ 74.824.763 -$ 13.749.065

Tal y como se puede observar, el año 2015 (año 0) del proyecto se tiene la inversión completa, sin

producción de ingresos, a contar del año 2016 se tiene la puesta en marcha del proyecto alcanzando

un 70% de la producción anual esperada y subiendo 10% cada año hasta alcanzar el 100% el año

2018.

A pesar de esto, se obtienen ganancias a contar del segundo año de operaciones y paulatinamente

se estabiliza el monto obtenido.

3.2.3. Evaluación de indicadores de rentabilidad. Los indicadores de rentabilidad mencionados en los criterios de evaluación obtuvieron los siguientes

valores luego de realizar con éxito los flujos de caja asociados al proyecto, como caso base



nuevamente se propone el 100% financiado por capital propio. La Tabla 10 muestra los valores del

VAN, TIR y PAYBACK. Tabla 10: Indicadores de Rentabilidad para una tasa de descuento de 16%.

Indicador Valor

VAN $ 609.289.569

TIR (%) 59,19%

PAYBACK 2 años

Los indicadores son alentadores respecto al proyecto, el alto precio de las energías en Chile y la

continua idea de diversificar la matriz energética hacen que la aplicación de 300 [MW] por medio de

energía geotérmica sea un buen plan de inversión. Además se cuenta con un payback de 2 años, por

lo que la inversión es rápidamente recuperada, un VAN muy por sobre el mínimo y un TIR mucho

mayor a la tasa de descuento, por lo que se concluye en un proyecto muy rentable

3.2.4. Evaluación de los criterios de evaluación económica. De acuerdo a los criterios expuestos en el punto 3.2.1 se consigue la siguiente evaluación de estos.

El proyecto se evalúa de buena forma en un tiempo menor a los 50 años, sin embargo, por

la característica de la energía geotérmica (y su consiguiente buena utilización) se pueden

obtener muchos beneficios económicos a partir de este a largo plazo.

El reajuste anual se ve justificado por las grandes ganancias generadas por el proyecto,

inclusive podrían aumentarse en base al buen desempeño de la planta.

En base al corto periodo de retorno de inversión es correcto suponer que el financiamiento

será 100% propio, los resultados positivos son el punto clave en denominar este proyecto

como rentable.

El reajuste de materias primas e insumos fue bien considerado en un 3%.

Se cuenta con inversiones de equipos cuyas vidas útiles sean inferiores a la vida útil del

proyecto.

3.2.5. Análisis de sensibilidad para factores claves. El análisis de sensibilidad determina en que intervalos de variación de los puntos relevantes del

proyecto, este sigue siendo rentable. Para el presente proyecto, tomando en cuenta los supuestos

en los cuales se basan los cálculos de flujo de caja, se analiza la variación del VAN con respecto a los

precios de la energía, el porcentaje de inversión por parte de 3eros y por las variaciones de la tasa de

descuento. Como base del proyecto se toma la situación con un precio de energía de 120 [US$], un

50% de inversión y una tasa de descuento de 16%.

A continuación se pueden apreciar las variaciones de los principales indicadores con respecto a estas

variables.



Figura 3-1 VAN v/s % de Financiamiento

Figura 3-2 VAN v/s Precio de la energía

$ 595

$ 600

$ 605

$ 610

$ 615

$ 620

$ 625

$ 630

$ 635

0% 25% 50% 75% 100%

VA

N [

MIL

L U

S$] MIL

LO

NES

% FINANCIAMIENTO

VAN V/S % Financiamiento

$ -

$ 200

$ 400

$ 600

$ 800

$ 1.000

$ 1.200

60 90 120 150 180

VA

N [

MIL

L U

S$] MIL

LO

NES

PRECIO ENERGÍA [US$]

VAN V/S Precio de la energía



Figura 3-3 VAN v/s Tasa de descuento

Como se puede apreciar las mayores variaciones se producen al variar el precio de venta de la energía

y las tasas de descuento, obteniéndose un porcentaje de variación de -87,77% a 87,77% para el caso

del precio de la energía con respecto al valor base, y de 74,36% a -26,36% para el caso de la tasa de

descuento, en comparación a la variación del % de financiamiento en donde fluctúa desde -1,1% a

2,3%. Se concluye que el proyecto dependerá fuertemente de la variación de los precios de la energía

en el país.

3.3. Recomendaciones de inversión.

Ante la potencial inversión en geotermia, y luego de la exposición en el presente documento de sus

virtudes y debilidades en el mercado chileno, se tienen ciertas recomendaciones:

La generación energética geotermal representa costos asociados de mayor magnitud frente a la generación convencional. Para palear la realidad anterior, es necesario contar con mecanismos anexos, que permitan beneficiarse de su implementación y aprovechen las condiciones del entorno, esto es, turismo, emprendimientos industriales y derivados de la logística de la faena geotermal (caminos, líneas, etc.). Una experiencia internacional sobre lo anterior se trata de la Toscana italiana, la cual en su central geotérmica Larderello atrajo más de 57.000 visitas el año 2014 (PiensaGeotermia, 2015).

Introducir incentivos a la producción energética de manera geotérmica: se vuelve primordial entender a las energías renovables no convencionales (ERNC) no como una más dentro del espectro sino como una necesidad de, por un lado, diversificar la matriz energética duopolizada del país y también comprometer el desarrollo sustentable de la nación. Otro punto a destacar es la posibilidad de disminuir la huella de carbono asociada al sector productivo y más específicamente la energía, que tomando en cuenta la base combustible actual mayoritariamente en hidrocarburos, es una realidad necesaria de

$ -

$ 200

$ 400

$ 600

$ 800

$ 1.000

$ 1.200

10 12 14 16 18 20

VA

N [

MIL

L U

S$]

MIL

LO

NES

% FINANCIAMIENTO

VAN V/S Tasa de descuento



combatir. Por lo anterior, es necesario la incorporación de franquicias tributarias que vayan en pro de la adquisición de activos, desde el punto de vista impositivo y de financiamiento. Existen ejemplos en el mundo, como la Ley Incentivo al Desarrollo de las Energías Renovables de y sus Regímenes Especiales, de República Dominicana, la cual se traduce en el goce de parte de los auto productores de ERNC de la exención del 100% de impuestos en la importación de maquinarias asociadas a la producción y un crédito estatal del 40%, como también el otorgamiento de regímenes especiales de tributación nacional.

3.4. Gestión del riesgo.

En este punto se pueden detectar los instrumentos de mitigación de riesgo tanto para la etapa de

planificación, construcción y operación del proyecto. En primer lugar se expondrán los de la

planificación

Permisos: Dificultades burocráticas en la obtención de permisos por parte del SEIA, que

llevan a prolongados periodos de espera debido a problemas de tramitación, inscripción, y

competencias.

Medida de mitigación: Se recomienda comenzar el trámite con anterioridad y contar con personal

con una vasta experiencia en este tipo de legislaciones ambiental

Transmisión: Dificultades en el trazado de la línea por uso y propiedad de terrenos en manos

de comunidades indígenas, reservas naturales, por largos períodos de negociación y costos

de servidumbre, y distancia al punto de conexión a la red.

Medida de mitigación: contar con un gestor que cuente con experiencia suficiente para garantizar la

línea de transmisión, negociar con propietarios de terrenos y con el operador de la red para la

conexión

Costo de financiamiento: Inversiones adicionales

Medida de mitigación: la mayor parte la absorbe el dueño del proyecto, aunque se puede transferir

parte del riesgo a empresas externas

Demoras en la entrega de equipos y en la instalación de ellos: Causa en el retraso de la puesta

en marcha y posterior retraso en la ejecución del proyecto

Medida de mitigación: Incorporación de cláusulas en el contrato de suministro de equipos, las que

deben especificar penalizaciones económicas en caso de incumplimiento de las fechas estipuladas.

Falla en la conexión al Sistema Interconectado Central

Medida de mitigación: contratar con un desarrollador de proyecto que tenga experiencia en conexión

redes eléctricas, que conozca los requerimientos estándares del sistema eléctrico a conectar el

proyecto.

Disponibilidad de recursos menor a la esperada:

Medida de mitigación: Correcto estudio de exploración para tener certeza del potencial a explotar

Poca experiencia a nivel nacional: En la actualidad existe un proyecto en construcción

(Pabellón) y otro (Curacautín) que fue aprobado su evaluación de impacto ambiental.



Medida de mitigación: Capacitación de los trabajadores, mediante cursos. Buscar posibilidades de

cooperación con empresas extranjeras especializadas en el rubro

Condiciones climáticas: Impedimentos en la operación durante el periodo de invierno y

trabajo en condiciones de altura.

Medida de mitigación: Tomar todas las medidas de seguridad para salvo guardar la integridad de los

trabajadores

(Energía, 2012)


Referencias P á g i n a | 3-18

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Anexos P á g i n a | 4-A

4. Anexos

A. Estudio Técnico.

A.1. Memoria de cálculo de Balance de masa y energía del proceso Tal como se observa en la descripción del proceso, se tiene un pozo con fluido geotérmico a una

presión de 6,5 [bar] y 260 [°C] a una distancia de 2,5 [km] de profundidad. Por temas de transporte

de dicho fluido este pierde 1,5 [bar] de presión y cerca de 100 [°C], por concepto de equilibrio líquido

vapor en el que se encuentra la materia prima. Estas son las condiciones de entrada a la planta del

fluido.

En el separador ciclónico se separa la fase líquida de la fase vapor.

Fpozo = Fliquido + Fvapor

Para determinar la cantidad necesaria de fluido geotermal para la generación de 300 [MW] de energía

eléctrica se deben determinar los flujos de vapor y líquido por separado.

Planta de Condensación

El siguiente equipo por esta línea corresponde a un tanque de separación de humedad del vapor, con

un Demister en él. En consecuencia, se tiene una salida de vapor y otra con la humedad separada.

Fvapor = Fhumedad + Fvapor seco

Posteriormente se tiene la turbina, acá se realiza un balance de energía y materia, de la siguiente

forma:

Fin = Fout

Fin ∗ Hin − Fout ∗ HoutR − Wmec

R = 0

La presión de entrada a la turbina corresponde a 4,5 [bar], lo cual corresponde ser 0,5 [bar] menos

que el fluido geotermal que ingresa a la planta. Mientras que la salida corresponde a 0,1 [bar]. En un

principio se considera un trabajo adiabático de la turbina, se obtiene la entalpía ideal de salida

considerando entropía constante.

La eficiencia mecánica de la turbina corresponde a un 85%, la entalpía de entrada es 2.743 [kJ/kg] y

la entalpía ideal de salida corresponde a 2.171 [kJ/kg].

ηmec =Hout

R − Hin

HoutID − Hin

Despejando se obtiene, HoutR = 2.257 [

kJ

kg].

Luego despejando el balance de energía,

WmecR =

Pelec

ηelec= F ∗ (Hin − Hout

R )

La potencia eléctrica corresponde para esta planta a 250 [MW], mientras que la eficiencia eléctrica

equivale a un 90 %, esto significa la conversión de energía mecánica a energía eléctrica.

Despejando se obtiene, F = 2.057 [ton/h]


Anexos P á g i n a | 4-B

Desplazando hacia atrás los balances se tiene, para el Demister, utilizando la eficiencia de separación

del 98 %.

Fvapor seco

Fvapor= 0,98 → Fvapor =

2.057

0,98= 2.099 [

ton

h]

Fliquido = 42 [ton

h]

El ciclo, de manera esquemática y resumida, se representa en la Figura 4-1:

Figura 4-1 Diagrama T-S de ciclo de condensación en planta geotérmica.

Nomenclatura; A: Corriente de vapor geotermal que ingresa a turbina del ciclo; B: Salida de flujo

geotermal de turbina, y corriente de entrada a condensador a vacío. P: Corrientes de entrada y salida

de piscina de acumulación de líquido geotermal, y también punto que ubica fluido geotermal

reinyectado a los pozos. La trayectoria morada representa un camino hipotético que el fluido sigue

para llegar a su valor final de A, donde el ciclo comienza nuevamente. T: Flujo que sale de torres de

enfriamiento.

Planta Binaria

Se deben estimar las condiciones de operación de la turbina que genera 50 [MW] utilizando un ciclo

Rankine para la generación de energía mecánica. El líquido que funcionará como calefactor en el

intercambiador de calor que evaporará el orgánico (isopentano) se encuentra a 149 [°C], además se

estima que la presión para este punto del ciclo del orgánico corresponde a 10 [bar], donde su

temperatura de ebullición corresponde a 115 [°C]. Para tener una buena diferencia de temperaturas

el fluido geotermal debe salir a lo menos a 130 [°C]. El isopentano se sobrecalienta hasta 125 [°C] y

tiene una presión de 9,7 [bar] al ingresar a la turbina y entra a 42 [°C] y 10 [bar].

El balance de materia para todo el ciclo será de la forma.

Fin = Fout = F

El balance de energía para el intercambiador de calor se describe a continuación.

F (Hin − Hout) = QT

QT = Fgeotermal ∗ cp agua(Tout − Tin)


Anexos P á g i n a | 4-C

La presión de entrada a la turbina corresponde a 9,7 [bar]. Mientras que la salida corresponde a 1

[bar]. En un principio se considera un trabajo adiabático de la turbina, se obtiene la entalpía ideal de

salida considerando entropía constante.

La eficiencia mecánica de la turbina corresponde a un 85%, la entalpía de entrada es 502,9 [kJ/kg] y

la entalpía ideal de salida corresponde a 414,7 [kJ/kg].

ηmec =Hout

R − Hin

HoutID − Hin

Despejando se obtiene, HoutR = 428 [

kJ

kg].

Luego despejando el balance de energía,

WmecR =

Pelec

ηelec= F ∗ (Hin − Hout

R )

La potencia eléctrica corresponde para esta planta a 50 [MW], mientras que la eficiencia eléctrica

equivale a un 90 %, esto significa la conversión de energía mecánica a energía eléctrica.

Despejando se obtiene, F = 2.668 [ton/h]

Ya conocidas las condiciones de operación de esta sección se puede calcular el flujo de líquido

geotérmico.

Despejando se obtiene, Fgeotermal = 14.932 [ton

h].

Siguiendo por el proceso, sigue el intercambiador que busca la integración energética.

F cp HP (Tin − Tout) = QT

F cp LP(Tin − Tout) = QT

Generando el análisis se obtiene las siguientes temperaturas para alta presión (HP) y baja presión

(LP).

HP: Tin = 20 [°C] Tout = 42 [°C]

LP: Tin = 74,6 [°C] Tout = 48 [°C]

Luego se pasa al condensador.

Fisopentano [cp (Tin − Tout) + ∆Hcond] = QT

Faire cp (Tin − Tout) = QT

La temperatura de entrada por el lado del isopentano corresponde a 48 [°C] y la salida a 20 [°C]. Por

el lado del aire, se tiene una temperatura de 8 [°C] de entrada y 20 [°C] de salida. Los 8 [°C]

corresponde a la temperatura más alta en el sector.

Despejando el flujo de aire, se obtiene Faire = 84.303 [ton

h] para condensar la totalidad del vapor y

que pueda pasar por la bomba posteriormente.

Flujo Geotermal desde pozo

Ya conocidos los flujos necesarios se obtiene un flujo total a extraer desde el pozo.

Fpozo = Fvapor + Fliquido

𝐹𝑝𝑜𝑧𝑜 = 2.099 + 14.932 = 17.032 [𝑡𝑜𝑛

ℎ]


Anexos P á g i n a | 4-D

El balance de energía para el separador ciclónico no aplica, pues la temperatura es constante y solo

tiene cambios de presión por las pérdidas asociadas al equipo (5 [psi]).

De manera general, en la Figura 4-2 se representa en diagrama el ciclo que recorre el isopentano:

Figura 4-2 Diagrama T-S de ciclo binario en planta geotérmica.

Nomenclatura; A: Corriente de entrada a turbina de ciclo binario; B: Salida de turbina ciclo binario, y

entrada a Recuperador; C: Salida de recuperador, y entrada a condensador con aire; D-E: Salida del

condensador de aire, y paso por la bomba que impulsa al isopentano en el circuito; F: Salida del

recuperador, donde el isopentano entra posteriormente al intercambiador con fluido geotérmico.

A.2. Memoria de cálculo equipo principal. En vista que no se realiza un diseño de la turbina, sus especificaciones fueron detallas anteriormente.

A.3. Análisis de Pertinencia detallado. Con respecto al Artículo 10 de la Ley N°19.300, éste especifica qué proyectos deben ser sometidos al

SEIA. Dicho artículo dice:

Artículo 10.- Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en cualesquiera

de sus fases, que deberán someterse al sistema de evaluación de impacto ambiental, son los

siguientes:

a) Acueductos, embalses o tranques y sifones que deban someterse a la autorización establecida en

el artículo 294 del Código de Aguas, presas, drenaje, desecación, dragado, defensa o alteración,

significativos, de cuerpos o cursos naturales de aguas;

b) Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones;

c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW;

d) Reactores y establecimientos nucleares e instalaciones relacionadas;

e) Aeropuertos, terminales de buses, camiones y ferrocarriles, vías férreas, estaciones de servicio,

autopistas y los caminos públicos que puedan afectar áreas protegidas;

f) Puertos, vías de navegación, astilleros y terminales marítimos;

g) Proyectos de desarrollo urbano o turístico, en zonas no comprendidas en alguno de los planes

evaluados según lo dispuesto en el Párrafo 1 Bis;

h) Proyectos industriales o inmobiliarios que se ejecuten en zonas declaradas latentes o saturadas;


Anexos P á g i n a | 4-E

i) Proyectos de desarrollo minero, incluidos los de carbón, petróleo y gas comprendiendo las

prospecciones, explotaciones, plantas procesadoras y disposición de residuos y estériles, así como la

extracción industrial de áridos, turba o greda;

j) Oleoductos, gasoductos, ductos mineros u otros análogos;

k) Instalaciones fabriles, tales como metalúrgicas, químicas, textiles, productoras de materiales

para la construcción, de equipos y productos métalicos y curtiembres, de dimensiones industriales;

l) Agroindustrias, mataderos, planteles y establos de crianza, lechería y engorda de animales, de

dimensiones industriales;

m) Proyectos de desarrollo o explotación forestal en suelos frágiles, en terrenos cubiertos de bosque

nativo, industrias de celulosa, pasta de papel y papel, plantas astilladoras, elaboradoras de madera y

aserraderos, todos de dimensiones industriales;

n) Proyectos de explotación intensiva, cultivo, y plantas procesadoras de recursos hidrobiológicos;

ñ) Producción, almacenamiento, transporte, disposición o reutilización habituales de sustancias

tóxicas, explosivas, radioactivas, inflamables, corrosivas o reactivas;

o) Proyectos de saneamiento ambiental, tales como sistemas de alcantarillado y agua potable,

plantas de tratamiento de aguas o de residuos sólidos de origen domiciliario, rellenos sanitarios,

emisarios submarinos, sistemas de tratamiento y disposición de residuos industriales líquidos o

sólidos;

p) Ejecución de obras, programas o actividades en parques nacionales, reservas nacionales,

monumentos naturales, reservas de zonas vírgenes, santuarios de la naturaleza, parques marinos,

reservas marinas o en cualesquiera otras áreas colocadas bajo protección oficial, en los casos en que

la legislación respectiva lo permita;

q) Aplicación masiva de productos químicos en áreas urbanas o zonas rurales próximas a centros

poblados o a cursos o masas de agua que puedan ser afectadas, y

r) Proyectos de desarrollo, cultivo o explotación, en las áreas mineras, agrícolas, forestales e

hidrobiológicas que utilicen organismos genéticamente modificados con fines de producción y en

áreas no confinadas. El reglamento podrá definir una lista de especies de organismos genéticamente

modificados que, como consecuencia de su comprobado bajo riesgo ambiental, estarán excluidos de

esta exigencia. El mismo reglamento establecerá el procedimiento para declarar áreas como libres de

organismos genéticamente modificados.

Considerando que la producción eléctrica de la planta conlleva la disposición de líneas de transmisión,

que se deben disponer de ductos transportadores de fluido y que la planta de generación conllevará

la producción de 350 [MW], los incisos b) , c) y j) del Art.10 contendrán aspectos de la planta, por lo

que se debe entrar al SEIA.

Por otro lado, el Artículo 11 de la misma ley, dispone:

Artículo 11.- Los proyectos o actividades enumerados en el artículo precedente requerirán la

elaboración de un Estudio de Impacto Ambiental, si generan o presentan a lo menos uno de los

siguientes efectos, características o circunstancias:


Anexos P á g i n a | 4-F

a) Riesgo para la salud de la población, debido a la cantidad y calidad de efluentes, emisiones o

residuos;

b) Efectos adversos significativos sobre la cantidad y calidad de los recursos naturales renovables,

incluidos el suelo, agua y aire;

c) Reasentamiento de comunidades humanas, o alteración significativa de los sistemas de vida y

costumbres de grupos humanos;

d) Localización en o próxima a poblaciones, recursos y áreas protegidas, sitios prioritarios para la

conservación, humedales protegidos y glaciares, susceptibles de ser afectados, así como el valor

ambiental del territorio en que se pretende emplazar;

e) Alteración significativa, en términos de magnitud o duración, del valor paisajístico o turístico de

una zona, y

f) Alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en general,

los pertenecientes al patrimonio cultural.

Para los efectos de evaluar el riesgo indicado en la letra a) y los efectos adversos señalados en la

letra b), se considerará lo establecido en las normas de calidad ambiental y de emisión vigentes. A

falta de tales normas, se utilizarán como referencia las vigentes en los Estados que señale el

reglamento.

Al ser una planta de gran extensión, el púnico impacto que conllevará será la necesidad de contar

con una porción de terreno significativa, que será usufructuario del paisaje de la zona, por lo que se

debe emitir un Estudio de Impacto Ambiental del proyecto.

Por último y no menos importante, se cita el Artículo 11 bis:

Artículo 11 bis.- Los proponentes no podrán, a sabiendas, fraccionar sus proyectos o actividades con

el objeto de variar el instrumento de evaluación o de eludir el ingreso al Sistema de Evaluación de

Impacto Ambiental. Será competencia de la Superintendencia del Medio Ambiente determinar la

infracción a esta obligación y requerir al proponente, previo informe del Servicio de Evaluación

Ambiental, para ingresar adecuadamente al sistema.

No se aplicará lo señalado en el inciso anterior cuando el proponente acredite que el proyecto o

actividad corresponde a uno cuya ejecución se realizará por etapas.

Lo anterior permite entender la presentación del proyecto en su totalidad, esto es, englobando desde

la extracción hasta la transmisión, sin fraccionamiento de cada proceso, tal como lo estipula la Ley

N°19.300.


Anexos P á g i n a | 4-G

A.4. Curva bomba centrifuga.

Figura 4-3 Curva fabricante bomba centrífuga (SULZER, s.f.)

A.5. Hoja de seguridad isopentano

1. PRODUCTO QUÍMICO E IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA

Nombre del producto:

Isopentano Familia

química: Alcano alifático

Nombre químico:

metilbutano, isopentano

Fórmula: C5H12 Fabricante: Grupo Linde Gas Argentina S.A.

2. COMPOSICIÓN / INFORMACIÓN SOBRE LOS COMPONENTES

COMPONENTE NUMERO CAS LIMITES DE EXPOSICIÓN Isopentano 78-78-4 TWA: 600 ppm molar

Asfixiante simple


Anexos P á g i n a | 4-H

3. IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS

Gas comprimido, inflamable, asfixiante simple.

4. MEDIDAS DE PRIMEROS AUXILIOS

Los vapores pueden causar leve irritación de los ojos, piel o pulmones.

Inhalación: Altas concentraciones de iso-pentano, impiden un adecuado suministro de

oxígeno a los pulmones, causa mareos, respiración profunda, debido a la ausencia de aire

posibles náuseas y eventual pérdida de conocimiento.

El contacto con el líquido, en rápida evaporación puede provocar congelación o quemaduras criogénicas

UNA RÁPIDA ATENCIÓN MÉDICA ES OBLIGATORIA EN TODOS LOS CASOS DE SOBRE EXPOSICIÓN AL

ISOPENTANO. EL PERSONAL DE RESCATE DEBE ESTAR EQUIPADO CON EQUIPOS DE RESPIRACIÓN

AUTÓNOMA Y RECONOCER LOS RIESGOS DE FUEGO Y EXPLOSION.

Si la persona esta consciente, deberá ser trasladada fuera del área contaminada para inhalar

aire fresco. Retirarla rápido del área contaminada es lo más importante. Si la víctima

estuviera inconsciente, se le deberá trasladar a un área descontaminada, brindar ayuda

respiratoria y suplemento de oxígeno. El tratamiento posterior será de soporte y

continuará según los síntomas.

Contacto dérmico o congelación: Quitar la ropa contaminada y lavar con abundante

agua tibia las áreas afectadas. NO ULITIZAR AGUA CALIENTE.

5. MEDIDAS CONTRA INCENDIO

PUNTO DE INFLAMACION

Método empleado

< - 60 °F (C.C.)

TEMPERATURA DE AUTO INGNICION

Desconocida

LIMITE DE INFLAMABILIDAD

% EN Volúmen

LEL: 1.4 UEL: 8.3 MEDIO DE EXTINCIÓN

Dióxido de carbono, polvo químico, agua (espuma)

CLASIFICACION ELÉCTRICA

Clase 1, Grupo No especificado PROCEDIMIENTOS ESPECIALES PARA COMBATIR EL FUEGO

Si es posible, detenga el flujo de isopentano. Emplee niebla de agua, para enfriar los

cilindros que se encontraran en las proximidades.

RIESGOS INUSUALES DE FUEGO Y EXPLOSION: Ninguno


Anexos P á g i n a | 4-I

6. MEDIDAS CONTRA ESCAPE ACCIDENTAL

Evacuar al personal que se encuentre dentro del área afectada. Utilizar equipos de

protección adecuados. Si la pérdida se produjera en el equipo del usuario, se deberá

efectuar el purgado de la cañería con un gas inerte, antes de intentar reparaciones. Si la

pérdida se encontrara en la válvula del container o del cilindro, contactar a su proveedor

más cercano o telefonear al Departamento Técnico de Grupo Linde Gas Argentina S.A.

7. MANEJO Y ALMACENAMIENTO

Proteger los cilindros de cualquier daño físico. Almacenar en un área fresca, seca, bien

ventilada, lejos de los lugares de tráfico vehicular y de las salidas de emergencia. No

permitir que en el lugar de almacenaje la temperatura exceda 125°F (52°C). Los cilindros

serán colocados parados y bien asegurados para evitar que se caigan o se golpeen. Se

deben separar los cilindros llenos de los vacíos. Utilizar un sistema de inventario con fecha

de ingreso y egreso de las unidades para evitar que cilindros llenos queden almacenados

durante períodos excesivamente largos.

Coloque carteles en el área de almacenaje con la leyenda NO FUMAR o el símbolo de

LLAMAS ABIERTAS. No deben encontrarse fuentes de ignición en el área de

almacenaje o uso.

Para información adicional sobre recomendaciones de almacenaje, consulte los boletines

de Compressed Gas Association P-1

Utilizar solamente en áreas muy bien ventiladas. Las tapas protectoras de las válvulas deben

estar colocadas, a menos que el cilindro posea caño de salida desde la válvula al punto de

uso. No arrastrar, deslizar o hacer rodar los cilindros, sino utilizar autoelevadores o zorras

para desplazarlos. Utilizar un regulador reductor de presión cuando se conectan los

cilindros a una presión menor (< 3000 psig) cañerías o sistemas. De ninguna manera se

deben calentar los cilindros para incrementar su velocidad de descarga. Utilizar una

válvula de control o de retención para evitar riesgos de retroceso de flujo al interior del

cilindro.

Para información adicional sobre recomendaciones de manipuleo, consulte el boletín de

la Compressded Gas Association’s P-1

RECOMENDACIONES ESPECIALES DE ENVASADO

El iso-pentano no es corrosivo y puede utilizarse con cualquier material de construcción.

OTRAS RECOMENDACIONES O PRECAUCIONES:

Todos los equipos y líneas relacionados con el sistema de iso-pentano deben estar


Anexos P á g i n a | 4-J

conectados a tierra. El equipo eléctrico debe ser antichispa o a prueba de explosión.

8. CONTROLES DE EXPOSICIÓN / PROTECCIÓN PERSONAL

PROTECCION RESPIRATORIA: Para casos de emergencia debe hallarse una línea de presión

positiv

a de aire con máscara o aparatos de respiración autónoma. VENTILACION

Campana de ventilación forzada

VENTEO DEL LOCAL:

Continúa en la

pag. 4 MECANICA:

Conforme a los códigos de electricidad GUANTES DE PROTECCION: goma butílica, PVC o polietileno. PROTECCION OCULAR: Anteojos de seguridad o antiparras. OTROS MATERIALES DE PROTECCION: Zapatos de seguridad, ducha de seguridad, lava ojos,

protección facial.

9. PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS

PRESION DE VAPOR a 70° F

(21.1°C) 100 °F (37.8°C) =

20.4psia (140.6 kPa)

DENSIDAD GASEOSA A 70° F.1 atm

60 °F (15.5°C) = 0. 2005 lb/ft3 (3.212 kg/m3

) % de Evaporación

(Butyl acetato =1) = 31

PUNTO DE CONGELACION

- 255.8 °F (-159.9 °C) SOLUBILIDAD EN AGUA

Insignificante

GRAVEDAD ESPECÍFICA (AIRE=1)

a 60° F (15.5°C) = 2.63 APARIENCIA Y OLOR: Líquido incoloro y vapor con leve aroma parafínico Gravedad

específica (H2O=1) = .6248 ( 60°/60° F)

10. REACTIVIDAD Y ESTABILIDAD

Estable. Incompatible con oxidantes.

11. INFORMACIÓN TOXICOLÓGICA

El isopentano es inactivo biológicamente, y principalmente no tóxico, de este modo la

82.1°F ( 27.8°C)

3 3


Anexos P á g i n a | 4-K

principal propiedad es la exclusión de un adecuado suministro de oxígeno a los pulmones.

La congelación produce un cambio del color de la piel, a gris o blanco seguido de la formación de ampollas.

El isopentano no se encuentra registrado en el IARC, NTP o en la OSHA como

carcinogénico o potencial carcinogénico.

Las personas enfermas, cuya afección podría verse agravada por la exposición al

isopentano no podrán ser autorizadas a trabajar con este producto o manipularlo.

12. INFORMACIÓN ECOLÓGICA

13. CONSIDERACIONES DE DISPOSICIÓN

No intente eliminar el producto residual o remanente de uso. Devuélvalos al proveedor

dentro de su container o cilindro de carga adecuadamente etiquetados, con los cierres de

las válvulas de salida bien asegurados y las tapas de protección de válvulas colocadas en su

lugar. En caso de ayuda, para eliminación de producto residual de emergencia, contacte a

su proveedor mas cercano o llame al departamento técnico de Grupo Linde Gas Argentina

S.A.

14. INFORMACIÓN SOBRE TRANSPORTE

UN 1265

NFPA 140

DOT 3.2

Asegurarse siempre que los cilindros se encuentren en posición vertical antes de

transportarlos. NUNCA transporte cilindros en baúles de vehículos, compartimientos

cerrados, cabinas de camiones o en compartimientos de pasajeros.

Transporte los cilindros asegurados en plataformas o en vehículos abiertos tipo pick-up.


Anexos P á g i n a | 4-L

B. Estudio Económico

B.1. Memoria de cálculo de Inversiones

Tipo Inversión Monto unitario

Unidad Total

Costos de exploración y reconfirmación 0 0 0 0

Costos Subproyectos

Difusión Proyecto y Apoyo Comunidad 200000 1 200000

2100000 Camino Acceso 60000 20 1200000

Estudio Impacto Ambiental 700000 1 700000

Costos Perforación pozos de producción y

reinyección

Pozos Producción 2500000 23 5750000

0 75500000

Pozos Reinyección 1500000 12 1800000

0

Costos instalaciones de superficie e

infraestructura

Montaje, instalaciones e ingeniería 3500000 1 3500000

82100000

Obras civiles 6500000 1 6500000

Equipamiento Superficie 52500000 1

52500000

Vaporductos 18000000 1 1800000

0

Acueductos 600000 1 600000

Subestación y Transformación 1000000 1 1000000

Costo Equipos Plantas Generación Eléctrica

Pta. Generación Condensación 17660800 1

17660800

$ 30.770.100,0

0 Pta. Generación Ciclo Binario 13109300 1

13109300

Costo Transmisión Eléctrica 160000 78 1248000

0 12480000

TOTAL INVERSIÓN $ 202.950.100

B.2. Memoria de cálculo de costos

Sueldos Personal $ 6.135.948,93

Mantenimiento $ 7.552.206

Administración y gastos generales $ 282.026

Permisos Explotación $ 289.626

Peaje por transmisión $ 15.458.688,00

COSTOS FIJOS[USD] $ 29.718.494,54


Anexos P á g i n a | 4-M

B.3. Recomendaciones del Analisis del Entorno La industria de la energía geotérmica en Chile se encuentra limitada por el potencial geotérmico del

país, el cual en términos comparativos a nivel mundial, es de un nivel privilegiado (de

aproximadamente 16.000 [MW]) por encontrarse en el Cinturón de Fuego del Pacifico. Esto implica

que si bien existe un límite para el crecimiento de la industria, dicho límite es potencialmente menor

al de otros países en los cuales este tipo de energía se ha desarrollado; es más, de las alrededor de

cien manifestaciones termales en Chile que se estima puedan tener un potencial geotérmico

aprovechable energéticamente, solo alrededor de un 10% de ellas se encuentra con concesiones de

exploración vigentes y aun un menor porcentaje posee concesiones de explotación.

La capacidad de crecimiento de la energía geotérmica y las condiciones del país, unidas a factores

como la poca inversión en posibles fuentes energéticas sustitutas o la continuidad operacional (la

producción de energía geotermal es independiente de las condiciones climáticas y su acceso

geográfico es accesible), hacen de la energía geotérmica un foco de inversión a considerar.

B.4. Memoria de cálculo análisis de sensibilidad Variación de % de Financiamiento

% VAN [US$] Sensibilidad

0% $ 609.289.569 -1,10%

25% $ 612.668.982 -0,55%

50% $ 616.048.396 0,00%

75% $ 619.427.809 0,55%

100% $ 630.243.167 2,30%

Variación de Precio de la Energía

x*Pe Precio de Energía [US$] VAN [US$] Sensibilidad

0,5 60 $ 75.365.354 -87,77%

0,75 90 $ 345.706.875 -43,88%

1 120 $ 616.048.396 0,00%

1,25 150 $ 886.389.917 43,88%

1,5 180 $ 1.156.731.438 87,77%

Variación de Tasa de Descuento

% VAN Sensibilidad

10 $ 1.074.111.311 74,36%

12 $ 876.719.820 42,31%

14 $ 729.476.830 18,41%

16 $ 616.048.396 0,00%

18 $ 526.288.005 -14,57%


Anexos P á g i n a | 4-N

20 $ 453.642.517 -26,36%

B.5. Nueva Tabla de Vida Útil de los Bienes Físicos del Activo Inmovilizado para

Activos Genéricos y Sector Energético.

A continuación, se presenta la Tabla de Vida Útil, fijada por el Servicio de Impuestos Internos para

bienes físicos del activo inmovilizado, según Resolución N°43, de 26-12-2002, con vigencia a partir

del 01 de Enero de año 2003, en sus secciones de Activos Genéricos y Sector Energético. También se

logra apreciar la depreciación acelerada asociada.

NÓMINA DE BIENES SEGUN ACTIVIDADES NUEVA

VIDA

ÚTIL

NORMAL

DEPRECIACIÓN

ACELERADA

A.- ACTIVOS GENÉRICOS

1) Construcciones con estructuras de acero, cubierta

y entrepisos de perfiles acero o losas hormigón

armado.

80 26

2) Edificios, casas y otras construcciones, con muros

de ladrillos o de hormigón, con cadenas, pilares y

vigas hormigón armado, con o sin losas.

50 16

3) Edificios fábricas de material sólido albañilería de

ladrillo, de concreto armado y estructura metálica.

40 13

4) Construcciones de adobe o madera en general. 30 10

5) Galpones de madera o estructura metálica. 20 6

6) Otras construcciones definitivas (ejemplos:

caminos, puentes, túneles, vías férreas, etc.).

20 6

7) Construcciones provisorias. 10 3

8) Instalaciones en general (ejemplos: eléctricas, de

oficina, etc.).

10 3

9) Camiones de uso general. 7 2

10) Camionetas y jeeps. 7 2

11) Automóviles 7 2

12) Microbuses, taxibuses, furgones y similares. 7 2

13) Motos en general. 7 2

14) Remolques, semirremolques y carros de arrastre. 7 2

15) Maquinarias y equipos en general. 15 5

16) Balanzas, hornos microondas, refrigeradores,

conservadoras, vitrinas refrigeradas y cocinas.

9 3

17) Equipos de aire y cámaras de refrigeración. 10 3

18) Herramientas pesadas. 8 2

19) Herramientas livianas. 3 1

20) Letreros camineros y luminosos. 10 3


Anexos P á g i n a | 4-O

21) Útiles de oficina (ejemplos: máquina de escribir,

fotocopiadora, etc.).

3 1

22) Muebles y enseres. 7 2

23) Sistemas computacionales, computadores,

periféricos, y similares (ejemplos: cajeros

automáticos, cajas registradoras, etc.).

6 2

24) Estanques 10 3

25) Equipos médicos en general. 8 2

26) Equipos de vigilancia y detección y control de

incendios, alarmas.

7 2

27) Envases en general. 6 2

28) Equipo de audio y video. 6 2

29) Material de audio y video. 5 1

E.- SECTOR ENERGÉTICO

E.1) EMPRESAS ELÉCTRICAS

1) Equipos de generación y eléctricos utilizados en la

generación.

10 3

2) Obras civiles hidráulicas y otros relacionados con

la generación.

- Bocatomas, muros de presa. 50 16

- Descargas 30 10

- Túneles, piques, pretiles, evacuaciones, cámaras de

carga, tuberías de presión.

20 6

- Canales 18 6

- Sifones, captaciones, estanques y chimeneas de

equilibrio.

10 3

- Desarenador 8 2

3) Líneas de distribución de alta tensión y baja

tensión, líneas de transmisión, cables de transmisión,

cables de poder.

20 6

4) Líneas de alta tensión – Transporte.

- Obras civiles. 20 6

- Conductores 20 6

- Apoyos de suspensión y apoyos de amarres. 10 3

5) Cables de alta tensión – Transporte.


- Conductores 20 6

6) Subestaciones – Transporte.



Anexos P á g i n a | 4-P

- Construcciones y casetas de entronque (estaciones

de bombeo, reactancias compensación).

20 6

- Transformadores, celdas de transformadores, celdas

de líneas, equipos auxiliares y equipos de

telecomandos.

10 3

7) Líneas de alta tensión – Distribución.


- Conductores 20 6

- Apoyos de suspensión, apoyos de amarres y

remodelación de líneas.

10 3

8) Cables de alta tensión – Distribución.


- Conductores 20 6

9) Líneas de media tensión – Aéreas.

- Redes desnudas, redes aisladas, postes y otros. 20 6

- Equipos 12 4

10) Líneas de media tensión – Subterráneas.

- Redes, cámaras, canalizaciones y otros. 20 6

- Equipos 12 4

11) Líneas de baja tensión – Aéreas.

- Redes desnudas, redes aisladas, postes y otros. 20 6

- Equipos 12 4

12) Líneas de baja tensión – Subterráneas.

- Redes, cámaras, canalizaciones y otros. 20 6

- Equipos. 12 4

13) Subestaciones de distribución.

- Obras civiles y construcciones. 20 6

- Transformadores, celdas de transformadores, celdas

de líneas, equipos auxiliares y equipos de

telecomandos.

10 3

14) Subestaciones MT/MT.

- Obras civiles y construcciones. 20 6

- Transformadores, celdas de transformadores,

equipos auxiliares y equipos de telecomandos.

10 3

15) Subestaciones anexas MT/MT.

- Obras civiles y construcciones 20 6

- Transformadores, celdas de transformadores,

equipos auxiliares y equipos de telecomandos.

10 3

16) Centros de transformación MT/BT.


- Transformadores aéreos, subterráneos y de

superficie.

10 3


Anexos P á g i n a | 4-Q

- Otros equipos eléctricos aéreos, subterráneos y

comunes.

12 4

17) Contadores y aparatos de medida – Central de

operaciones y servicio de clientes.

10 3

18) Otras instalaciones técnicas para energía

eléctrica


- Equipos 10 3

19) Alumbrado público. 10 3


Anexos P á g i n a | 4-R

B.6. Flujo de Caja Puro


Anexos P á g i n a | 4-S


Anexos P á g i n a | 4-T

Estudio Tecnico-Economico de implementación Planta de Geotermia en Chile

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