Capítulo 4

ENERGÍA EÓLICA

Por Hugh Rudnick Van De Wyngard, Profesor Titular Pontificia Universidad Católica de Chile.

LA GENERACIÓN EÓLICA

Coigüe: Habita desde la Región de O´Higgins a la Región de Aisen. Uno de los árboles más altos del sur de Chile y hogar del los changles, hongo que junto a los digueñes que viven

en el roble conforman parte de la alimentación mapuche.

Foto Gentileza Ing. Gustavo Lagos

Foto Gentileza Ing. Gustavo Lagos

El parque eólico Canela se encuentra ubicado en la zona costera de la Región de Coquimbo, y es una experiencia pionera en el aprovechamiento de la energía del viento en nuestro país, que inyecta unos 18 MW al SIC desde Diciembre del año 2007.

4.1 Aspectos básicos de la generación eólica

La construcción de los primeros parques eólicos en el país, respondiendo a las exigencias de Ener-gías Renovables No Convencionales (ERNC), ha motivado a muchos a pensar en emprender desarrollos propios, particularmente aquellos propietarios de tierras donde hay una fuerte pre-sencia de viento. Pero cuidado, la sola impresión cualitativa sobre la intensidad del viento no es suficiente para decidir la inversión en sistemas de generación eólica. El propietario del terreno debe estudiar acabadamente el comportamiento del viento (intensidad y estacionalidad); y para ello deberá instalar una torre de medición duran-te un periodo mínimo de un año. Además deberá considerar otros factores como cercanía al punto de conexión eléctrico, centros de consumo y ca-lidad las vías de acceso disponibles.

En este capítulo se exponen los aspectos básicos relacionados con la realización de proyectos de centrales eólicas. Es importante tener presente que la evaluación de un proyecto eólico involucra el desarrollo de diversos estudios; especial men-ción merecen los relacionados con la caracteriza-ción del viento.

En primer lugar se presentan los conceptos bá-sicos relacionados con centrales de generación eólicas, luego se exponen algunos aspectos técni-cos. Además, se presentan las principales consi-deraciones relacionadas con la construcción y se revisan las principales variables a considerar en un análisis económico.

La energía eólica se origina del movimiento de las masas de aire, es decir, el viento. Al igual que la mayoría de las fuentes de energía renovables, proviene del sol, ya que son las diferencias de temperatura entre las distintas zonas geográfi-cas de la tierra las que producen la circulación de aire.

Desde el punto de vista de la energía eólica, la característica más importante del viento es su va-riabilidad, tanto desde el punto de vista geográfi-co como temporal. A gran escala, la variabilidad espacial describe el hecho de que en el mundo existen diferentes zonas climáticas, algunas con mayor disponibilidad de recursos que otras, de-terminadas fundamentalmente por su latitud.

Dentro de una región específica, existen varia-ciones en menor escala, dictadas fundamental-mente por las condiciones geográficas (cercanía al mar, extensión del terreno, presencia de mon-tañas, etc.). El tipo de vegetación también es un factor determinante. Las características topográ-ficas, sin duda, afectan la cantidad de viento en una escala más local.

Para una zona determinada, la variación temporal de largo plazo significa que la intensidad de viento puede variar en una escala de años o décadas. En la actualidad, este tipo de variaciones no es bien entendido; por lo que es difícil predecir con gran precisión el desempeño económico a largo plazo de parques eólicos. Estudios realizados en Dina-marca revelan que este tipo de variación está en torno al 9 o 10% (1).

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En escalas de tiempo menores que un año, las variaciones estacionales son mucho más prede-cibles; y dependiendo de la localidad, es posible encontrar variaciones considerables, incluso, a lo largo del día. Estas últimas son extremadamente importantes desde el punto de vista de la integra-ción de los sistemas eléctricos.

En las Figura 1 y Figura 2 se muestra un ejemplo de la variabilidad estacional y diaria del viento para una localidad de la IV región con los datos adquiridos a una altura de 10 metros.

Figura 1: Variabilidad estacional del viento

Figura 2: Variabilidad diaria del viento

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Lo indicado anteriormente implica que será de vital importancia la caracterización detallada del recurso eólico, para lo cual existen una serie de instrumentos prácticos y teóricos. Generalmen-te se debe realizar un estudio de explotación del recurso eólico, el que involucra la instalación de una o más torres de medición, dependiendo del tamaño del proyecto. Cada torre debe tener una altura mínima de 40 metros, con sensores ubi-cados en diferentes niveles; tres idealmente. Los sensores utilizados corresponden a anemóme-tros, veletas y sensores de temperatura. Además, se deben considerar sistemas de adquisición y almacenamiento de datos, sistemas de alimenta-ción y respaldo, enlaces de radio o celular, etc.

La velocidad y dirección del viento debe ser medida en base a promedios horarios de modo de poder estimar los ciclos productivos de la plan-ta. La duración del estudio corresponde general-mente a un año e idealmente un año y medio.

Este parámetro se ve muy influenciado por el ta-maño del parque a instalar. El resultado del es-tudio es esencialmente una serie de datos de los cuales es posible determinar la distribución de probabilidad de la intensidad de viento, es de-cir, la probabilidad de obtener una intensidad de viento determinada durante el año. General-mente, se obtiene que la intensidad de viento se distribuye de modo similar a una distribución de probabilidad de Weibull (ver Figura 3).

Figura 3: Función de distribución de Weibull con media y factor de forma 8 y 2 respectivamente

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Para mostrar la información sobre las distribu-ciones de velocidades del viento y la frecuencia de variación de las direcciones de este, puede uti-lizarse una rosa de vientos.

Figura 4: Rosa de Vientos

Durante la última década la capacidad instalada de sistemas eólicos a nivel mundial ha aumen-tado considerablemente. A fines del 2008, las instalaciones habían alcanzado los 121 GW, con turbinas instaladas en más de 60 países y donde Europa concentra el 54% de las instalaciones (2).

La Figura 5 ilustra la evolución de los sistemas de generación eólica durante la última década. La generación eólica a fines del año 2008 había alcanzado una penetración de mercado equiva-lente al 1,3%. Dinamarca es un caso especial, ya que actualmente estos sistemas cubren cerca del 20% de la demanda.

En la Figura 4 se presenta el esquema típico de una rosa de vientos utilizado para estos propó-sitos.

Figura 5: Capacidad instalada en energía eólica mundial y europea

Fuente: EWEA

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En los paisajes de Zapallar se puede apreciar como la camanchaca aporta humedad para crear condicio-

nes favorables para una abundante fauna criolla.

Foto Gentileza Ing. Javier García

La tecnología se ha desarrollado rápidamente y actualmente es posible encontrar turbinas de menor costo, más potentes y eficientes. La altura de las torres ha aumentado considerablemente, al igual que el largo de las aspas; logrando una

mayor utilización viento y así producir más ener-gía. LaFigura 6 muestra la evolución de los gene-radores eólicos en los últimos 20 años; se puede ver que actualmente existen unidades de 5 MW con torres de altura superior a 120 metros.

Figura 6: Evolución en tamaño de los generadores eólicos comerciales

Fuente: EWEA

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Desde el punto de vista operacional, la mayoría de las turbinas comienzan a generar electricidad con vientos de intensidades entre 3 y 4 m/s, la capacidad nominal se alcanza a 15 m/s y son de-tenidos, por seguridad, cuando el viento alcanza 25 m/s.

El esquema de funcionamiento de una planta eó-lica es el siguiente: el viento pasa sobre las aspas ejerciendo una fuerza sobre ellas. Esto produce un movimiento de rotación el cual es amplifica-do mediante una caja de cambios o engranaje multiplicador que aumenta la velocidad de ro-tación del eje del generador. El generador utili-za campos magnéticos para convertir la energía cinética (energía mecánica) en energía eléctrica. La energía producida pasa a través de un trans-formador eléctrico, que eleva la tensión desde nivel de generación (cercana a 700 V) a la tensión

de transmisión o de distribución (en este último caso es típicamente de 23.000 Volts). La red de transmisión o de distribución transmite la ener-gía generada a los consumidores.

Desde el punto de vista operacional, la turbina eólica puede afectar la calidad de servicio en la red eléctrica. Muchas veces el término calidad de servicio no es bien definido, pero se refiere básicamente a la cantidad de reactivos, nivel de voltaje, flickers, armónicos y regulación de fre-cuencia. La preocupación se ha concentrado en el potencial impacto que producen los genera-dores eólicos en la calidad de servicio de los sis-temas eléctricos; no encontrando, en la práctica, que las perturbaciones introducidas sean signifi-cativas, incluso en sistemas eléctricos en donde la energía eólica tiene una alta presencia.

4.2 Aspectos Técnicos

Una vez caracterizado el viento, se debe obte-ner la energía y la potencia que el sistema será capaz de generar en las condiciones dadas. En esta etapa es necesaria la utilización de otros da-tos como: curva de generación de la máquina, temperatura y densidad media del aire en el lugar de emplazamiento, entre otros. La energía anual generada, para un viento caracterizado por una velocidad promedio y un factor de forma, de-penderá de dos variables; la potencia generada por la turbina (3) cuando ésta es expuesta a una velocidad de viento dada y la probabilidad de que, durante el año, se obtenga dicha velocidad de viento. Luego, la energía anual generada será igual a la suma de las energías generadas espera-das, para todo el rango de velocidades de ope-ración de la máquina. Para su determinación es necesario contar con la función de probabilidad ajustada que caracteriza al viento y la curva de generación de la máquina.

Para determinar la energía real generada por la turbina en el lugar de emplazamiento se debe realizar un ajuste por la temperatura promedio ambiental, altura geográfica del emplazamiento (densidad de aire) y pérdidas misceláneas. Para ello se definen tres factores: coeficiente de ajuste por altura (Ch), coeficiente de temperatura (Ct) y coeficiente de ajuste por pérdidas misceláneas (Cp). La siguiente expresión muestra como se determina la energía final generada al aplicar es-tos coeficientes.

pthvg cccEE ⋅⋅⋅= ~

En donde el coeficiente de ajuste por altura que-da determinado por la razón entre la presión at-mosférica promedio en el lugar de emplazamien-to y la presión atmosférica promedio estándar (101,3 kPA).

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Del mismo modo, el coeficiente de corrección por temperatura corresponde a la razón entre la temperatura promedio estándar (20º C) y la temperatura promedio en el lugar de proyección. Finalmente el coeficiente de pérdidas miscelá-neas está formado por un coeficiente de pérdidas

eléctricas, mantención, disposición espacial (en caso de haber más de un generador), etc.

La Figura 7 ilustra la generación anual esperada ante distintas condiciones de viento para un ge-nerador de 850 kW.

Figura 7: Generación anual esperada para un generador de 850 kW

Figura 8: Factor de capacidad de un generador de 850 kW en función del viento

En la Figura 8 se muestra el factor de capacidad que alcanzaría la unidad en función del viento al que está expuesta (velocidad del viento a altura del rotor).

Se concluye que la instalación se hace técnica-mente atractiva para velocidades medias anuales superiores a 7 m/s, en donde la unidad alcanza factores de utilización superiores a 30%

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Las centrales eólicas poseen grandes ventajas desde la perspectiva medio ambiental que tie-nen que ser consideradas durante el proceso de evaluación. El beneficio principal es el desplaza-miento de generación con centrales que utilizan combustibles fósiles, pues la generación eólica está libre de emisiones de gases. Si se considera el desplazamiento de generación por una central a carbón, la generación eólica estaría mitigando, por cada MWh producido, la emisión de 0,9 to-neladas de CO y 0,045 toneladas de SO .

4.3 Aspectos MedioambientalesPor otra parte, la instalación de sistemas de genera-ción eólica podrían producir una serie de impactos medioambientales los que, sin duda, son conside-rablemente menores a los producidos por de otros sistemas de generación, pero no por ello menos importantes. El impacto generado estará determi-nado principalmente por el número de unidades instaladas y el tamaño de cada una de ellas. Los impactos ambientales más comunes a los sistemas eólicos pueden resumirse en: extensa ocupación de terrenos, impacto sobre la flora, impacto sobre la fauna, impacto visual, y efecto sombra.

4.4 Planificación de un proyectoLa instalación de un sistema de generación eólica involucra la realización de una gran cantidad de actividades: estudios de prefactibilidad y factibi-lidad; obtención de permisos legales y ambien-tales; y desarrollo del proyecto, que entre sus fa-ses principales considera la selección de equipos

mayores, ingeniería básica, ingeniería de detalles, licitación de contratos, construcción y puesta en servicio. A continuación se describe dos activida-des centrales al desarrollo de un proyecto eólico, elección del lugar y puesta en servicio.

4.4.1 Elección del lugar de emplazamiento y potencia a instalar

Una actividad inicial central del proyecto es la selección de las áreas geográficas de interés para la implantación de la central. Esta selección debe considerar el análisis de los siguientes aspectos: intensidad y estacionalidad del viento, orogra-fía y topografía de las localidades, sismicidad y calidad de los suelos de fundación, disponibili-dad de terrenos, plan regulador, restricciones municipales, factibilidad de cambio de uso de suelos, accesos, entorno local, conflicto con ter-ceros (agricultores, comunidades, turismo, etc.), ubicación y distancia al sistema de distribución, subtransmisión o transmisión troncal, facilida-des para la construcción (energía de faenas, agua potable e industrial), e impacto medio ambiental.

Además, se debe generar información estadísti-ca de base para las áreas anteriores. Con este fin se deben instalar torres de medición para evaluar la real factibilidad. Los procesos de medición se deben realizar por un periodo mínimo de un año, dependiendo del tamaño de la central a proyectar.

Para determinar la potencia a instalar, se deben evaluar las condiciones de producción de electri-cidad de la generadora, a través de un estudio de análisis de la energía generable por la central según las características del viento en la zona y la revi-sión de criterios de asignación de potencia firme para estimar el impacto que la central pueda tener

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en su inserción en el sistema eléctrico y en la de-manda propia de la zona de concesión de la dis-tribuidora.

La elección de la tecnología a utilizar en el proyec-to dependerá básicamente de las condiciones at-mosféricas (intensidad y estacionalidad del viento) y topográficas del terreno. Por otra parte, es rele-vante tener presente que los costos incrementales de las instalaciones de transmisión son decrecien-tes al aumentar la energía, es decir, el pago por las instalaciones en pesos por kilowatt hora ($/kWh), en función de la energía que fluye por la línea, se reduce drásticamente al aumentar la energía gene-rable de la central.

La evolución de la tecnología para el aprovechamiento de la energía eólica ha llevado a la aparición de

turbinas altamente eficientes, capaces de producir energía eléctrica incluso con velocidades modestas.

Los procedimientos, metodologías y requisitos técnicos para la conexión y operación de los me-dios de generación menores a 9 MW, conectados a las redes de distribución, están establecidos en la Norma Técnica de Conexión y Operación.

En esta fase se deben considerar también los si-guientes puntos: estimación de costos de inver-sión; tamaño de planta y holguras del diseño; costo de operación y mantenimiento; costo de los recursos humanos de administración, operación y mantención; impacto ambiental; potenciales cer-tificados de carbono por tratarse de proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).

Foto Gentileza Enel Chile

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Otra etapa central al desarrollo del proyecto es la de puesta en servicio, en la cual se deben reali-zar pruebas de puesta en marcha de los equipos: pruebas de carga de los generadores; pruebas de rechazo de carga; coordinación y verifica-ción de protecciones; verificación de aislaciones; medición de resistencia de bobinas, resistencia a tierra; medición de parámetros de calidad de servicio: potencia máxima generada, potencia reactiva, flickers, medición de armónicos; medi-ción del factor de capacidad de la planta; etc.

Los generadores cuya capacidad de generación no excedan los 9 MW y que estén conectados a las redes de distribución operarán con autodes-pacho. Los generadores que estén conectados al sistema eléctrico a través de instalaciones perte-necientes a un sistema troncal, de subtransmi-sión o adicional; y cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9 MW, podrán optar operar con autodespacho. Lo anterior implica que el propietario u operador del sistema de generación será el responsable de determinar la potencia y energía a inyectar a la

4.4.2 Puesta en servicio y operación

red de distribución en la cual está conectado.

Sin perjuicio de lo anterior, el propietario u ope-rador del generador deberá coordinar dicha ope-ración tanto con la empresa distribuidora como con el CDEC respectivo, de acuerdo a las dispo-siciones señaladas en el Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación establecidos en la ley ge-neral servicios eléctricos.

Por otra parte, los propietarios u operadores de medios de generación, independiente de su ta-maño, tendrán derecho a participar de las trans-ferencias de energía y potencia entre las empresas eléctricas que se encuentren sujetas a la coordi-nación del CDEC. Para tal efecto, deberán soli-citar a la Dirección de Operación del CDEC que corresponda, la inclusión en el respectivo balan-ce de inyecciones y retiros. Para la determinación del balance de inyecciones y retiros señalado, el propietario u operador del medio de generación está obligado a informar al CDEC su inyección horaria en el punto de conexión.

La elaboración de un análisis de factibilidad eco-nómica es fundamental para dilucidar la rentabi-lidad del proyecto y de esa forma atraer el interés de los inversionistas. En esta línea, el promotor del proyecto debe dar respuesta a las siguientes preguntas: ¿Cuáles son los costos del proyecto? ¿Cuáles son los ingresos esperados? ¿Es la tasa interna de retorno adecuada para el nivel de in-versión? ¿Cuáles son las fuentes de financiamien-to?

A continuación se expone brevemente los princi-pales aspectos a considerar durante la evaluación.

Costos:Ilustrar el nivel de costos en que incurre la cons-trucción de una central eólica es una tarea com-pleja si no se conocen las características del em-plazamiento. La estructura de costos depende de los equipos de generación utilizados (tecnología y tamaño); los costos de transporte de las turbi-nas, góndolas, aspas y torres; obras civiles; los instrumentos asociados y las características de la conexión eléctrica. Los costos de los equipos de generación pueden ser considerados de forma proporcional a la potencia, mientras que los cos-tos de las obras civiles dependen de las caracte-rísticas propias del terreno.

4.5 Análisis Económico

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Respecto a la conexión a la red eléctrica, sus costos están relacionados con el tipo de red y la distancia al punto de conexión. También deben ser considerados los costos de desarrollo que in-volucran los estudios de ingeniería, impacto am-biental y asesorías legales.

Para pequeños generadores, menores a 9 MW, conectados a la red de distribución; los costos de conexión serán cargo del propietario y se de-terminarán mediante un balance entre los costos adicionales en las zonas adyacentes al generador y los ahorros, en que podría incurrir la empresa distribuidora, por la operación de éste.

La inversión en proyectos de generación eólica está predominantemente establecida por los cos-tos de la turbina (aspas, generador, góndola, to-rre y transporte). Los costos relacionados con la turbina representan cerca del 76% del proyecto, pudiendo existir variaciones significativas (rango desde 68 a 84%). Otros costos importantes están relacionados con la conexión a la red eléctrica y la construcción de las fundaciones de las máquinas. Respecto al costo por kW instalado, es posible en-contrar variaciones significativas entre un país y otro.

Además de los costos de inversión, se deben es-timar los costos de operación y mantenimiento. Para ello, es necesario determinar los requeri-mientos de personal, los costos por seguros, los contratos de mantención, costos de mantenciones mayores, pago de créditos bancarios, costos mis-celáneos y los cargos por peajes de transmisión, según corresponda. Se deben considerar los cos-tos asociados al pago de peajes de los sistemas de subtransmisión y adicional.

Finalmente, respecto a los costos de conexión al sistema de distribución, se debería intentar nego-ciar con la empresa distribuidora local, ya que la instalación de un generador dentro de las redes

de distribución produce un ahorro de pérdidas de distribución, una mejor regulación de voltaje y una mayor seguridad de suministro a sus clientes. Además se podría negociar un premio por estar presente en horas de punta a la hora de demanda máxima del sistema eléctrico donde se inserta la empresa distribuidora, si ello implica una menor contratación de potencia a sus respectivos sumi-nistradores de parte de esta última.

Ingresos:Para estimar la cantidad de energía generada y los pagos por potencia de suficiencia, es necesario contar con datos estadísticos que caractericen la distribución de velocidades del viento y su esta-cionalidad durante el año. De esta forma, carac-terizando el recurso eólico, es posible calcular la cantidad de energía esperada a vender y la poten-cia que se le reconocerá a la planta. Los ingresos estarán determinados por las ventas de energía y potencia que el generador realice. El inversionista en generación mediante ERNC debe considerar y estudiar profundamente el mercado al que pre-tende vender su energía, y sobre todo, entender la forma en que la elección de uno u otro segmento puede influenciar sus ingresos.

El generador podrá tener acceso a las licitacio-nes que realizarán las empresas concesionarias de distribución, las cuales por ley estarán obligadas a licitar contratos de largo plazo para asegurar el suministro de sus clientes regulados. En este esce-nario, las ventas de energía se realizarán a precio de licitación y los excedentes de potencia a pre-cio nudo de potencia. Otra alternativa es vender la energía en el mercado spot a precio de nudo o al costo marginal del sistema (en caso de escoger una de ellas, se deberá mantener la elección duran-te un periodo mínimo de 4 años); respecto a los excedentes de potencia, éstos serán valorizados al precio nudo de potencia. Finalmente, se pueden establecer contratos de venta con los clientes li-bres a un precio pactado.

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La estimación del nivel de precios a que estará expuesto el generador es una tarea compleja, más aún con los niveles de incertidumbre imperantes hoy en Chile. Variables como los precios de com-bustibles (carbón, diesel, GNL), la hidrología, la tasa de crecimiento de la demanda, etc. deben ser consideradas en un análisis que requiere de una consultoría especializada.

Además, para aumentar la rentabilidad del pro-yecto el generador de ERNC puede optar a la venta de bonos de carbono. El aporte que recibe un proyecto gracias a los MDL, esta dado por la cantidad de dióxido de carbono equivalente

En la costa de la Región de Coquimbo, el parque eólico Canela aprovecha la energía de los abundantes

vientos costeros de la zona.

(CO eq) que es capaz de desplazar, el CO eq re-presenta el símil en CO de cualquier otro gas de efecto invernadero, la unidad de valorización es es en US$/CER, en que CER es la unidad de certificación y equivale a una tonelada métrica de CO o de su equivalente en el caso de otros gases), actualmente su valor transado oscila entre los 10 y 15 US$/CER (4). Se debe tener presente que el valor de la transacción puede ser negociado antes de la certificación de la reducción, donde se ase-gura la venta, o después de la certificación de la reducción de emisiones, donde el proyecto corre con los riesgos y costos de toda la tramitación, pero puede obtener un mejor precio.

Foto Gentileza Ing. Gustavo Lagos

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Por lo tanto, a la hora de emprender un proyecto de energías renovables y no contaminantes se de-ben considerar los posibles flujos positivos pro-ducto de un MDL, tomando en cuenta además, que existen costos asociados a la tramitación y consecución de un proyecto de este tipo., ya que las reducciones transadas deben ser adicionales, es decir, deben ser extras con respecto a las in-versiones que ocurren diariamente en los países en vías de desarrollo, y es el proceso de demos-trar esta adicionalidad el que puede durar aproxi-madamente un año; con un costo en tre 70.000 y 110.000 dólares (Ref.: International Bank for Reconstruction and Development).

Suponiendo que el proceso de demostración de adicionalidad es llevado a cabo sin inconvenien-tes, se tiene además que calcular y certificar la cantidad de CO que es desplazado con el nue-vo proyecto, para realizar el cálculo requerido la Convención Marco de las Naciones Unidas so-bre el Cambio Climático (5), a través de su Pa-nel Metodológico, tiene aprobadas una serie de

metodologías, siendo la más utilizada la “Metodolo-gía Consolidada para fuentes de energía renovables conectadas a redes de energía eléctrica”, que posee diversos mecanismos, poco sencillos, para el cálcu-lo.

Es importante señalar que los flujos obtenidos gracias al MDL, permiten en algunos casos con-vertir un proyecto que no es rentable en uno que si lo es; de modo que su evaluación resulta ser su-mamente importante.

Para analizar la rentabilidad del proyecto se pue-den utilizar indicadores financieros como el Va-lor Actual Neto (VAN), Tasa Interna de Retorno (TIR), periodo de retorno de inversión (ROI), razón beneficio costo, etc. El inversionista ade-más debe considerar en el análisis económico los posibles beneficios producto de postulaciones a mecanismos de financiamiento de proyectos que consideran ERNC. Junto a ello, se debe también considerar la posibilidad de conseguir créditos de financiamiento.

4.6 Desarrollo de la energía eólica en Chile

A partir de los cambios regulatorios introduci-dos para estimular las energías renovables no convencionales en el país (el 1 de abril de 2008 se promulgó la Ley N° 20.257 que fomenta las ERNC) se pusieron en marcha varios proyectos en el país.

En particular, se comenzaron a desarrollar diver-sos proyectos eólicos, concentrados principal-mente en la zona centro-norte.

En la Figura 9 se muestra el estado actual de

las inversiones y proyectos en energía eólica del país.

Se observa que en la actualidad hay 174 MW de capacidad instalada en operación, sin embargo, los proyectos que ya poseen permisos de la auto-ridad ambiental superan 1 GW, a lo cual se agre-gan 674 MW en evaluación. La Figura 10 muestra la ubicación de las centrales en operación, junto con las centrales con permiso ambiental aproba-do en la zona centro-norte del país.

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Figura 9: Inversiones y proyectos en generación eólica en Chile (Diciembre 2009). Ref.: Reportes Systep Ingeniería, 2009

Figura 10: Ubicación geográfica de inversiones en generación eólica

Fuente: Sistema evaluación impacto amobiental (SEIA)

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A partir de los datos disponibles de Canela I, cuya operación comenzó en diciembre de 2007, es posible obtener la curva de generación de la

central y un factor de planta promedio para el año 2009, según se muestra en la Figura 11. El factor de planta obtenido es de 0,236.

Figura 11: Curva de generación diaria Canela I

Si bien ha existido un importante interés en in-vertir en generación eólica por parte del sector privado, a la fecha permanecen importantes de-safíos no resueltos en Chile que mantienen tra-bada la inversión y la concreción de este tipo de generación (no es evidente que los proyectos aprobados ambientalmente finalmente se con-creten). A continuación se indican los principa-les desafíos que se deben resolver para permitir un mayor grado de competitividad de estas tec-nologías en el mercado eléctrico chileno.

4.6 Desafíos para la inversión en energía eólica en Chile

- Financiamiento y contratos

Las características propias del recurso eólico, esto es una variabilidad tanto estacional como horaria de su generación, tiene como consecuen-cia una dificultad para establecer una venta de energía que permita la obtención de un financia-miento basado en los flujos de caja del proyecto.

Fuente: Balance Nacional de Energía 2006, CNE

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Por una parte, el bajo factor de planta de esta tecnología sumado a su variabilidad en la genera-ción solo permiten la suscripción de contratos de suministro de energía por una proporción baja de su generación de energía total, pues de otra forma se ven expuestos a riesgos excesivos en el mercado spot, lo que hace insuficiente los flujos para asegurar el financiamiento. Por otra parte, la venta de energía directa al mercado spot no permite una estabilidad de flujos que asegure el servicio de la deuda.

Luego, los proyectos eólicos pueden no concre-tarse no por un problema de innovación tecno-lógica o de competitividad de costos, sino que los instrumentos financieros y las herramientas disponibles son insuficientes para permitir el fi-nanciamiento de proyectos, lo que se constituye hoy por hoy en la principal traba para la inver-sión. Las inversiones que se han materializado a la fecha, y las próximas a concretarse, han sido desarrolladas por grandes empresas generado-ras empleando financiamiento corporativo, con garantías de su matriz, y aprovechando oportu-nidad particulares que ha entregado el mercado. También grandes clientes han desarrollado gene-ración eólica como parte de sus programas de sustentabilidad con el fin de autoabastecer una parte de su consumo.

En general es posible caracterizar el mercado de contratos chileno como cerrado y de difícil ac-ceso para energías renovables. En particular, los contratos de suministro fruto de las licitaciones para suministros regulados, son de largo plazo y por volúmenes importantes de energía, los cuales tienen una tasa de renovación relativamente baja en el tiempo. Este desafío no es particular a la energía eólica, por el contrario es común a todo nuevo entrante, pero se torna particularmente difícil de superar para la energía eólica dadas las características de su generación.

Es posible afirmar que igual situación sucede para los contratos bilaterales con clientes libres. En resumen el mercado de contratos es de baja liquidez y cierra el mercado por horizontes lar-gos de tiempo, haciendo difícil para un nuevo entrante la obtención de contratos que permitan viabilizar su financiamiento.

Finalmente, es posible señalar que ha existido un aprendizaje progresivo de la banca y de fondos de inversión, quienes han empezado a observar con interés estos proyectos. De no resolverse este desafío es posible anticipar un abandono de los proyectos eólicos aprobados o presentados por parte de los desarrolladores no tradicionales de los eléctricos, vendiendo sus proyectos a las grandes empresas.

- Obtención de permisos

Otro aspecto que se ha convertido en todo un desafío en la realización de proyectos de genera-ción eólica es la tramitación de permisos secto-riales. Si bien es posible afirmar que en general la tramitación de permisos es una barrera trans-versal a todas las tecnologías de generación, la generación eólica es particularmente sensible a largos tiempos de tramitación debido al costo fi-nanciero que conlleva para los inversionistas no tradicionales.

En particular, se destacan los largos plazos para la obtención de permisos ambientales y munici-pales, con una cuota de incertidumbre sobre este último.

- Conexión a los sistemas de transmisión

La conexión a los sistemas de transmisión es siempre una barrera para la conexión de gene-radores, especialmente en Chile, dada la caracte-rística radial de sus sistemas de transmisión que

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han sido desarrollados adaptados a la genera-ción y demanda existente. En particular, las zo-nas donde se observan altos potenciales de de-sarrollo eólico requieren de expansiones de los sistemas de transmisión. Lo anterior, genera un desafío importante para la planificación y tarifi-cación de los sistemas de transmisión principal-mente por dos motivos; primero, por el desfase en los plazos de inversión en la generación eólica y la transmisión, pues por una parte un parque eólico puede ser instalado en 18 meses, mientras que una línea de transmisión requiere de 4 a 6 años para ser completada; y segundo, la genera-ción eólica puede plantear exigencias máximas a

los sistemas de transmisión en términos de di-mensionamiento, pero participar poco en la re-muneración dado los bajos factores de planta de su generación.

- Información de recursos renovables

Por último, si bien se han hecho estudios para caracterizar el recurso eólico en Chile, en la prác-tica esta información aun es limitada y requiere de un importante esfuerzo por parte de privados para identificar zonas con potencial eólico, agre-gando una barrera de entrada al mercado para este tipo de generación.

Referencias

1. Danish Wind Industry Association. http://www.windpower.org

2. European Wind Energy Association. http://www.ewea.org

3. En condiciones de presión atmosférica a nivel del mar- 101,3 kPA y 20º C de temperatura.

4. Precios de futuros en la European Climate Exchange con vencimiento en 2012, enero de 2010.

5. UNFCC: United Nations Framework Convention on Climate Change.

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