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• Vicente Wolde Cepeda

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1. Descripción del proyecto  El  proyecto  consiste  en  la  evaluación  de  prefactibilidad   de  una  central  hidráulica  de  pasada  generadora  en  el  Sistema  Interconectado  Central de Chile. Esta central se emplaza  en  el  río  Juncal,  en   la  quinta  región  en  la  comuna  de  Los  Andes,  donde  existe  un  caudal  3​ 3​ medio  de  3,4  m​ /s  con  una  varianza  de  hasta  2,3  m​ /s.  Debido  a  los  derechos  de  agua  otorgados, solamente se puede utilizar hasta el 3% de dicho caudal.    El  emplazamiento  es aguas arriba de la localidad Guardia Vieja, obteniendo una caída  de  nivel  de  10  m.  La  central  posee  una  potencia  nominal  de  30  kW  y   la  energía  generada  anualmente  es  de  100  MWh,  la  subestación  del  SIC  más  cercana   es  el  Saladillo  (7  km)  el  cual tiene una línea de transmisión de 66 kV. 

2. Objetivos  2.1.

Objetivo General 

Realizar  un  estudio  de  prefactibilidad  técnica  y  económica  de  una  central  hidráulica  de  pasada. 

2.2. Objetivos específicos  ● ● ● ●

Caracterizar el recurso hídrico.  Estimar la capacidad de la central.  Seleccionar las tecnologías.  Estimar costos de inversión y operación. 

 

3. Alcances  El  estudio  técnico/económico  comprende  los  equipos  principales  de  la  central.  No  se  considera la obra civil ni los equipos auxiliares. 

4. Antecedentes  4.1.

Localización 

Se  desea  emplazar  la   central   hidráulica  en  el  río  Juncal.   El   Juncal se ubica en la Región  de  Valparaíso  de  Chile.  Con  una  longitud  de  35  km,  tiene  su  origen  en  el  glaciar  Juncal  Norte  de  la   cordillera  de  los  Andes,  al  oeste  de  la  ciudad  de  los  Andes.  Recibe  aportes  de  quebradas  como,  El  Juncalillo,  y  efluentes  como  el  de  la  laguna  del  Inca.  El  río  Juncal  termina su curso como afluente del río Aconcagua, a 1.430 msnm, con el río Blanco.     

En  la  figura  4.1  se  muestra  la  extensión  del  río  mientras  que  en  las  Figuras  4.2   y  4.3 se  observan las fotografías del nacimiento y del posible emplazamiento de la central.     

  Figura 4.1: Ubicación Río Juncal.   

  Figura 4.2: Fotografía río Juncal en La Yesera.   

  Figura 4.3: Posible emplazamiento del río Juncal en la localidad de Guardia Vieja.    Una  de  las  ventajas   de  la  ubicación  del  río  Juncal  es  la  cercanía  con  el  Sistema  Interconectado  Central  (SIC)  como  se  muestra  en  la  Figura  4.4.  El  emplazamiento  de  la  central del  río Juncal se ubica  15 km al sur de la central hidroeléctrica Aconcagua y 10 km  al  este  de  la  central  Hornitos  y  de  la  subestación  Saladillo.  Por   lo  tanto   se  tienen  redes  cercanas de 220, 110 y líneas menores a 60 kV.   

  Figura 4.4: Emplazamiento de la con respecto al SIC. 

 

4.2.

Caracterización del recurso 

Para  caracterizar   el  recurso  hídrico  se  utilizó  la  información  obtenida  del  Departamento  de  Hidrología  de  la  Dirección  General  de  Aguas  (DGA)  del  Ministerio  de  Obras  Públicas  (MOP).  Estos  datos  son  obtenidos  mediante  el  recurso:  Servicio  de  estaciones  DGA  en  Tiempo  Real1,  el  cual  entrega  información  como  el  nivel  de   agua,  caudal  y  precipitaciones.  La  estación  de  monitoreo  del  río  Juncal  se  encuentra  aguas  arriba,   en  el  Parque   Andino  Juncal.    Utilizando  estos  datos  se  saca la estimación del caudal promedio mensual, que se puede  ver  en  la  Figura  4.3.  Se  observa  que  durante  los  meses  estivales el caudal del río aumenta   significamente con respecto a los meses de invierno debido a los deshielos.    3​ Se  obtiene  que  el  caudal  promedio  anual  es  de  3,4  m​ /s  con  una  varianza  de  hasta  2,3  3​ m​ /s.  Sin  embargo  por  derechos  de  agua  sólo  se puede utilizar el 3% del caudal, por lo que  3​ 3​ finalmente,  el  caudal  promedio  utilizable  es  0,1  m​ /s  con  un  máximo  de  0,24  m​ /s.  Estos  valores  se  consideran  que  se  mantienen  para  todos  los  años  posteriores, puesto que  no se  dispone  de  los  datos  o  las  herramientas  para  proyectar  las  variaciones  de caudal a lo largo  de los años.    Otro   parámetro  del  recurso  hídrico  relevante  para  el  posterior  análisis  es  la   altura  de   caída.  Ya  que  una  central  de  pasada  carece  de  represas,   se  emplaza  la  central  donde   exista una altura de caída natural. La altura utilizada es de 15 metros dada por el mandante.   

  Figura 4.3: Gráfico del caudal promedio mensual del río Juncal. En azul el caudal del río y  en naranjo el caudal disponible. 

1

 

 http://dgasatel.mop.cl/ 

5. Central hidráulica  5.1.

Estimación de Potencia 

Para  una  central  hidráulica  la   potencia  generada  viene  dada   por  la  capacidad  de  transformar  la  energía  potencial  del  recurso,  es  decir,   depende  del  caudal  y  la  altura  del  reservorio. La potencia de una central hidráulica se estima según la siguiente ecuación.    P_eléctrica   =  (1/1000)  \rho  \bullet  g  \bullet  Q  \bullet  H  \bullet  \eta_turbina  \bullet  \eta_mecánica \bullet \eta_eléctrica [kW]    Donde:  3​ \rho: densidad del agua (1.000 [kg/m​ ])  2​ g: aceleración de gravedad (9,8 [m/s​ ])  3​ Q: caudal del recurso [m​ /s]  H: altura de caída (15 [m])  \eta_turbina: eficiencia de la turbina (0,85 ­ 0,95)  \eta_mecánica: eficiencia mecánica (0,97 ­ 0,98)  \eta_eléctrica: eficiencia eléctrica (0,98 ­ 0,99)    Evaluando  la  potencia  de  la  central  con  los  caudales de cada mes se tiene la curva de la  Figura   5.1.  Anualmente  se  estima  que  el  promedio  de  a potencia es 15,21 kW y la potencia  máxima  es  de  31  kW.  La  variación  pico  de  la  potencia  es  alrededor  de  25  kW  y  la  desviación es 8,8 kW. 

  Figura 5.1: Estimación mensual de potencia de la central. 

 

5.2.

Estimación de la Energía 

La  energía  en  MWh   se  estima  al  multiplicar   las  horas  de  operación  de  la  turbina  hidráulica  con  la  potencia  eléctrica  promedio  de  la  central.  En  la  Tabla  5.1  se  muestra  el  conteo de horas para cada mes del año.    Tabla 5.1:Cantidad de horas por mes en un año.  Mes 

Horas totales 

Enero 

744 

Febrero 

672 

Marzo 

744 

Abril 

720 

Mayo 

744 

Junio 

720 

Julio 

744 

Agosto 

744 

Septiembre  

720 

Octubre 

744 

Noviembre 

720 

Diciembre 

744 

Total 

8760 

  Sin  embargo,  las  turbinas  no  están  en  constante  funcionamiento  por  lo  que  se  debe   aplicar  un  factor  de  planta.  Por  lo  general,  el  factor  de  planta  de  una  central  generadora  hidráulica  varía  entre  0,8  a  0,95.  Para  el  caso  de  una  central  de  generación  de  pasada, se  elige el valor más alto debido a la baja mantención exigida por los componentes.    En  la  figura  5.2  se  muestra  la  energía  promedio  generada  a  lo  largo  del  año. La energía  total generada a lo largo de un año es de 109,2 MWh.   

 

  Figura 5.2: Energía promedio generada mensualmente. 

5.3.

Elección de la turbina 

  Primeramente,  para  la  elección  de  la  turbina,  se vio el modelo que servía dado el caudal,   el salto de agua, y la potencia generada.    Existen  tres  modelos  principales  de  turbinas  hidráulicas,   cuyas  características  permiten  aprovechar  de  mejor  manera  el  recurso  hidráulico  según  sus  propiedades:  las  turbinas  Pelton son utilizadas para saltos de presión altos (sobre los  60 m), y pequeños caudales; las  turbinas  Kaplan  que  se  usan  con  saltos  pequeños  (bajo  los  10  m)   y  altos  caudales;   las  turbinas  Francis,  las  cuales  cubren  el  rango  entre  estas   dos  turbinas.  Junto  a  estas,  se  encuentran  otros  modelos  como  las  turbinas  Turgo,  las  cuales  operan  en un rango de  salto  que se solapa con las Pelton y las Francis.    Existen  gráficos  en  donde  se  indica  que  turbina  es  más  eficiente  dependiendo  de  las  caracteristicas  del  recurso  hidrico,  pero  estan   hechas  para  equipos más grandes, de mayor  potencia,  por  lo  que   no  son  aplicables  a  este  caso.   Debido  a  esto,  la  selección  del  modelo  de turbina se realiza en base a datos en el mercado.    Para  ahorrar  costos  de  importación,  se  decide  trabajar con empresas chilenas. De estas,  ECODITEC  posee  turbinas  que  se  ajustan  a  las  capacidades  del  caudal.2  Dado  que  el  caudal  no  es  constante   a  lo  largo  del  año,  se  considera  una  turbina  diseñada  para un salto  similar  al  que  se  encuentra  presente  en  nuestro  desemboque,  y  un   caudal  suficiente  para  captar la mayor cantidad de agua, sin sobredimensionar el equipo.  En  base  a  estos  parámetros  se  selecciona  finalmente  una  turbina  Francis  (ver  Figura  5.3),  cuyos  tipos  de  turbinas  disponibles  en  la  empresa  según sus capacidades pueden ser  vistos en la siguiente la Tabla 5.2. 

2

 

 ECODITEC: ​ http://www.ecoditec.cl/index.htm 

  Figura 5.3: Turbina Francis seleccionada.    Tabla 5.2: Tipos de turbinas.  Tipo 

Altura de  Caída  [m] 

 

Caudal  ​ [m3​ ] 

Potencia  Salida 

Diámetro  [mm] 

[kW] 

ECOHS­5 

14 

0,06 

5 

300 

ECOHS­10 

16 

0,09 

10 

400 

ECOHS­15 

9 

0,24 

15 

400 

ECOHS­20 

20 

0,14 

20 

400 

ECOHS­30 

25 

0,16 

30 

400 

ECOHS­40 

12 

0,4 

40 

500 

ECOHS­50 

16 

0,39 

50 

500 

ECOHS­75 

38 

0,26 

75 

400 

ECOHS­100 

21 

0,62 

100 

500 

  En  la  tabla  podemos  apreciar,  que  si  bien  la  turbina ECOHS­50 posee una capacidad de  caudal  que  cubre  todos  los  meses  del  año,  queda  sobredimensionada  para  el  uso,  puesto  que  son  pocos  los meses de alto caudal. Debido a esto,se decide utilizar la ECOHS­30, que  si  bien  provoca  que  no  se  genere  el  total  en  dos  meses, se ajusta mejor al flujo de agua de  los demás días del año.  Estos  equipos  incluyen  además  el  generador,  el  cual   para  nuestra  turbina   posee  una  potencia  de  30  kW  máximo,   la  cual  se  entrega  con  un  voltaje  trifásico  de  380  V  y  una  frecuencia 50 Hz. 

5.4.

Emplazamiento 

Se  decide  emplazar  la  central  hidroeléctrica  aguas  arriba  cerca  de  la  localidad  Guardia  Vieja.  En  la  Figura   5.4  se  muestra  la  ubicación  de  la  bocatoma  y  de  la  sala  de  máquinas,  además  se  muestra  la  línea  de  la  tubería  de  aducción  (línea  celeste)  y  la  línea  de  transmisión (línea amarilla).   

  Figura 5.4: Emplazamiento de la central. El alfiler amarillo apunta la posición de la  bocatoma de la línea de aducción, el alfiler verde apunta la sala de máquinas. La curva azul  representa la tubería de aducción y la curva amarilla representa la línea de transmisión.    

5.4.1.

Tubería de aducción 

Para  poder  tomar  parte  del  caudal  e  introducirlo  a nuestra turbina, es necesario construir  un  desvío  del  cauce.  Dado  que  el  flujo  de  trabajo  no  es  elevado,  este  desvío  puede  ser  realizado por medio de una tubería, sin la necesidad de una mayor obra.  Para  no  dañar  el  sistema,  se  impone  una  velocidad  de  flujo  de  agua  de  3  m/s  el  cual  relacionado  con  el  caudal  máximo  que  circula,  nos  da  un  diámetro  de tubería de tubería de  319  mm.  Esta  tubería  se  hace  de  polietileno  de  alta  densidad  lisa  debido  a  ser  una  alternativa  económica  para  el  problema,  cuya  medida  más  cercana  en  el  mercado  corresponde  a  315  mm.3  Del  mapa  del  emplazamiento  de  la  central,  se  estima que el largo  de la tubería debe ser unos 470 m. 

5.4.2.

Línea de transmisión 

Se  desea  conectar  la  central  de  generación  a  la  subestación  Saladillo  la  cual  está  conectada  a  la  línea  de  transmisión  de  la central Aconcagua. La línea de transmisión desde  la  subestación es de 66 kV4 mientras que la línea de transmisión de la central Aconcagua es  de 110 kW.    No  se  opta  por  conectarse  a  la  central  Hornitos  ya  que  se decide no depender las líneas  de transmisión de otras centrales.    La  línea  de  transmisión  a  la  subestación  el   Saladillo  es  de  7  km  bordeando  el  cerro  Juncal, como se ve en la Figura 5.4.   

7.

Evaluación Económica    En base al costo de inversión total y generación de la central se construye la siguiente tabla  con los costos de inversión y generación:    Tabla 6.1: Resumen de costos y generación.  Inversión total [US$] 

46.200 

Potencia promedio [kW] 

15,21 

Energía generada promedio mensual [MWh]  9,1  Costo de inversión unitaria [US$/kW] 

3.037 

   

7.1. 3 4

 

Consideraciones preliminares 

 ​ http://www.krah.cl/wp­content/uploads/2013/07/Ficha­Tecnica­Tuberia­Lisa_Rev.Junio2013.pdf   www.cdec­sic.cl 

Para la evaluación económica se consideró lo siguiente:  ● Se  decidió  vender  el  total  de  la  energía  generada  al  mercado  Spot  y  no  hacer   contratos  con  privados  dada  la  variabilidad  de  la  generación  con  ERNC  y  el  constante aumento del precio de la energía en el mercado Spot.  ● El horizonte de evaluación corresponde a 15 años, desde el año 2016 hasta el 2031.  ● La  tasa  de  recuperación  del  capital  es  de  un  10%  anual,  que  corresponde  a  un  0,797% mensual.  ● Se  utilizó  un  modelo  de  depreciación  lineal  durante  25  años  que  corresponde  a  la  vida útil de la central.  ● Como  se  menciona  anteriormente,  no  se  consideran  los  costos  de   la  obra  civil  al  momento de instalar la central.     

7.2.

Inversión inicial 

Para  la  inversión  inicial,  se  toman  en cuenta los valores de  la turbina, así como la tubería  y  la  línea   de  transmisión.  La  siguiente  tabla  contiene  el  resumen  de  las  inversiones  necesarias para la construcción de la central:    Tabla 6.2: Resumen de la inversión inicial.  Turbina 

Cantidad 

1 

Precio [US$] 

10.000 

Inversión total [US$] 

10.000 

Cantidad [m] 

470 

Precio [U$S/m] 

30 

Inversión total [US$] 

14.100 

Cantidad [km] 

7 

Precio [US$/km] 

1.300 

Inversión total [US$] 

9.100 

Cantidad 

1 

Precio [US$] 

8.000 

Inversión total [US$] 

8.000 

Mano de obra y  construcción 

Inversión total [US$] 

5.000 

 

TOTAL [US$] 

46.200 

Tubería 

Línea de transmisión 

Transformador 

     

 

7.3.

Precio energía mercado Spot 

Para  obtener  el  precio  de  la  energía  se  utiliza  el  precio  medio  del  mercado  a  través  del  precio  básico  de  la  energía,  el  que  a  su  vez  es   calculado  por  la  CNE. Con lo que hace una  proyección  (con  ayuda  del  equipo  docente)  del  precio  mensual  hasta  el año  2031, como se   ve en la siguiente imagen.   

  Figura 6.1: Precio de energía del mercado spot hasta el año 2031.   

7.4.

Costos de operación y mantenimiento 

Las  estimaciones  de los costos fijos de operación y mantenimiento se efectuaron en base  a  los  costos  esperados  por  la  CNE para las centrales de pasada Juncalito y El Rincón, de 1  y  0,3  MW  respectivamente,  en  la  V  región  y  la  RM,  los  cuales  se  ven  la  Tabla  6.3.  Los   costos  esperados  de  O&M  se  basan  en  una  relación  lineal  con  los  costos  de  la  inversión  inicial. Éstos corresponden aproximadamente a un 1% de la inversión inicial, anual.   

Tabla 6.3: Costos de operación y mantenimiento esperados (​ Fuente: CNE).  Central 

CO&M US$/mes 

Juncalito (Colbún) 

2.400 

El Rincón (Sociedad canales del Maipo) 

600 

Juncal (proyecto evaluando) 

38,5 

   

7.5.  

Peaje 

Según  la  Ley  19.940  artículo  71  ­  7  la  central  se   encuentra  fuera  del  peaje   habitual,  puesto  que  funciona  con  fuentes  no  convencionales  y  tiene  una  potencia  suministrada  menor   a  los  20  MW.  En  base   a  esto,  para  el  cálculo  del  peaje  a  pagar  por  el  uso  de  las  líneas de transmisión se utilizó como el 10% del precio de la energía calculada.   

7.6.

Financiamiento 

Para  financiar  el  proyecto  se  investigó  sobre  el  financiamiento  de  otros  proyectos  hidroeléctricos  realizados.  En  base  a  este  análisis  se  determinó  que  el  proyecto   será  financiado  en  un  50%  con  capital  propio  y  el  otro  50%  por  una  entidad   financiera,  con  una  tasa de interés de un 12% anual, en un plazo de 5 años.  Se  determinó  tener   una  cuota  fija   mensual  que  corresponde  al  interés  más  la  amortización de la deuda.   Ésta se calcula de la siguiente forma:  C uota = (V P ∙ i)/(1 − (1 + i) −n)     En base a esto se obtiene el siguiente esquema del financiamiento:    Tabla 6.4: Pago de crédito con cuota fija. Cifras en US$  Componentes 

0 

1 

2 

3 

4 

5 

Amortización 

 

3.636 

4.072 

4.561 

5.108 

5.721 

Interés 

 

2.772 

2.335,66  1.846 

1.299 

686 

Cuota 

 

6.408 

6.408 

6.408 

6.408 

6.408 

Saldo restante 

 23.100 

19.463 

15.391 

10.830 

5.721 

0 

 

7.7.

Flujo de caja 

Se plantea el flujo de caja anual en la siguiente tabla:    Tabla 6.5: Flujo de caja anual entre año 0 y 2022. Cifras en US$  Período 

0 

1 

2 

3 

4 

5 

6 

7 

Año 

 

2016 

2017 

2018 

2019 

2020 

2021 

2022 

Ingresos  operacionales [+] 

 

2.776 

4.931 

4.630 

5.311 

6.383 

7.452 

8.589 

Costos op. y  mant. [­] 

 

347 

462 

462 

462 

462 

462 

462 

Depreciación [­]   

 

1.386 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

Resultado  operacional 

 

1.043 

2.621 

2.320 

3.001 

4.073 

5.142 

6.279 

Gastos  financieros [­] 

 

6.408 

6.408 

6.408 

6.408 

6.408 

0 

0 

 

Depreciación [+]   

 

1.386 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

Utilidad antes de  impuestos 

 

­3.979 

­1.939 

­2.240 

­1.559 

­487 

6.990 

8.127 

Impuesto (5%) [­] 

 

0 

0 

0 

0 

0 

350 

406 

Flujo de caja 

­23.100  ­3.979 

­1.939 

­2.240 

­1.559 

­487 

6.640 

7.721 

    Tabla 6.6: Flujo de caja anual entre año 2023 y 2031. Cifras en US$  Período  Año 

8 

9 

10 

11 

12 

13 

14 

15 

16 

2026 

2027 

2023 

2024 

2025 

2028 

2029 

2030 

2031 

Ingresos  operacionales  [+] 

10.113 

11.90 1 

13.588  14.755  14.795  15.22 2 

16.12 0 

16.85 5 

9.622 

Costos op. y  mant. [­] 

462 

462 

462 

462 

462 

462 

462 

462 

154 

Depreciación [­]   

1.848  1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

1.848 

616 

Resultado  operacional 

7.803  9591 

11.278  12.445  12.485  12.91 2 

13.81 0 

14.54 5 

8.852 

Gastos  financieros [­]  Depreciación [+] 

0 

0 

1.848  1.848 

0  1.848 

0  1.848 

0  1.848 

0  1.848 

0 

0 

0 

1.848 

1.848 

616 

Utilidad antes de  9.651  11.43 impuestos  9 

13.126  14.293  14.333  14.76 0 

15.65 8 

16.39 3 

9.468 

Impuesto (5%) [­]  483 

656 

783 

820 

473 

14.87 5 

15.57 3 

8.995 

Flujo de caja 

572 

9.168  10.86 7 

715 

717 

738 

12.470  13.578  13.616  14.02 2 

   

7.8.

VAN y TIR 

Finalmente   la  evaluación  económica  entrega  un  VAN  equivalente  a  16.088  US$  utilizando  una tasa de descuento de un 0,791% mensual.    La  Tasa  Interna  de  Retorno  obtenida  es  de  un  1,174%  mensual.  Con lo que se calcula que  se recupera la inversión en 8 años aproximadamente.     Dados  estos  resultados, teniendo en cuenta todas la consideraciones mencionadas al inicio,  es recomendable llevar a cabo este proyecto.     

8. Conclusiones  Técnicamente  se   puede  concluir  que  la  central  presenta  todas   las  características  que  permiten  que  su  construcción  sea  viable,  tanto  por  la  tecnología  disponible  como  por  las  características  del  río  y  el  emplazamiento  de  las  obras.  Sin  embargo  la  disponibilidad  del  recurso  hídrico  es  muy  baja  en  comparación  a  otros  ríos,  por  lo  que  sería  bueno  buscar  otros sitios en donde construir la central para obtener mejor provecho del recurso hídrico.  Otra   alternativa  es  utilizar  la  energía  generada  solamente  para  abastecer  a  las  localidades   cercanas, con el fin de disminuir costos por transmisión y aprovechar el recurso local.    Los  indicadores  económicos en general son buenos aún siendo castigado desde el principio  al limitar la energía hidráulica disponible.      

9. Bibliografía  [1]​ http://www.elfinancierocr.com/finanzas/ESPH­bancos­credito_sindicado­Bancredito­BC R­BNCR­Banco_Popular_0_708529174.html    [2] ​ http://power.sitios.ing.uc.cl/alumno12/costosernc/C._Hidro.html    [3] ​ http://power.sitios.ing.uc.cl/alumno06/Pasada/cap3.html    [4]​ http://repositorio.uchile.cl/bitstream/handle/2250/103163/leon_nb.pdf?sequence=3&isAl lowed=y