Evaluación de la Norma Internacional de Información Financiera 16 - Arrendamientos y su impacto Financiero y Tributario en las empresas de servicio de distribución eléctrica tiene como objetivo influir positivamente en el impacto financiero y tributario de las empresas de distribución eléctrica debido a la aplicación de un único modelo contable para los arrendatarios en el que el arrendamiento se reconoce en el balance, salvo las excepciones limitadas. El trabajo de investigación cuenta con 5 capítulos principales, el primer capítulo contará con el desarrollo de un marco teórico donde se especificará los constructos que serán la base para la evolución de la norma. En el capítulo dos, se describirá un plan de investigación donde se detallará el problema principal, los problemas específicos junto con las hipótesis y los objetivos. En el capítulo tres, será el desarrollo y el diseño de la metodología de investigación, la población, muestra del estudio y los instrumentos que se utilizaran para la evaluación de la norma. En el capítulo cuatro, indicará los resultados de las entrevistas y las encuestas realizadas al sector elegido para el desarrollo del trabajo. Dentro de este capítulo se explicarán dos casos prácticos que serán de utilidad para el entendimiento de la norma y de cómo debe emplearse de acuerdo a la teoría investigada. Finalmente, el quinto capítulo será sobre el análisis del trabajo, aplicando pruebas estadísticas como el chi cuadrado y el alfa cronbach bajo el sistema SPSS. / Evaluation of the International Financial Reporting Standard 16 - Leases and their financial and tax impact on electric distribution service companies aims to positively influence the financial and tax impact of electricity distribution companies due to the application of a single model accounting for tenants in which the lease is recognized in the balance sheet, except for limited exceptions. The research work has five main chapters; the first chapter will have the development of a theoretical framework where the constructs that will be the basis for the evolution of the norm will be specified. In chapter two, a research plan will be described detailing the main problem, the specific problems together with the hypotheses and the objectives. In chapter three, it will be the development and design of the research methodology, the population, sample of the study and the instruments that will be used for the evaluation of the standard. In chapter four, it will indicate the results of the interviews and the surveys made to the chosen sector for the development of the work. Within this chapter we will explain two practical cases that will be useful for the understanding of the norm and how it should be used according to the theory investigated. Finally, the fifth chapter will be on the analysis of the work, applying statistical tests such as chi square and alpha cronbach under the SPSS system. / Tesis

La Norma Técnica de la Calidad de los Servicios Eléctricos y otras normas complementarias establecen los estándares de calidad del suministro eléctrico urbano en media tensión así como las compensaciones por su afectación. En caso el prestador del servicio infrinja las citadas normas al brindar un mal servicio este debe realizar un pago por compensación al usuario afectado. La presente investigación determina mediante un modelo econométrico la influencia del Valor Agregado de Distribución (VAD), el pago por compensaciones a los usuarios y el tipo de propiedad de la empresa regulada en la calidad del suministro eléctrico. El modelo utilizado es de efectos fijos y el estimador empleado es el LSDV (Least Square Dummy Variable), considerando los factores de la calidad: SAIFISAIDI. La evidencia empírica en el periodo de estudio (2010-2016) muestra que el mecanismo de pagos por compensación no es el mejor medio disuasivo para que las empresas mejoren la calidad del suministro, en tanto que el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el tipo de propiedad de la empresa suministradora, en forma relativa, son incentivos para mejorar la calidad del suministro eléctrico / The Technical Standard for the Quality of Electric Services (NTCSE) and other complementary standards establish the quality standards of the urban electrical supply in medium voltage as well as the compensations for their affectation. In case the service provider infringes the aforementioned rules when providing a bad service, he must make a payment for compensation to the affected user. The present investigation determines by means of an econometric model the influence of the Added Value of Distribution (VAD), the payment by compensations to the users and the type of property of the company regulated in the quality of the electrical supply. The model used is of fixed effects and the estimator used is the LSDV (Least Square Dummy Variable), considering the factors of quality: SAIFISAIDI. The empirical evidence in the study period (2010-2016) shows that the mechanism of compensation payments is not the best deterrent for companies to improve the quality of supply, while the Value Added Distribution (VAD) and the type of property of the supplying company, in a relative manner, are incentives to improve the quality of the electricity supply / Tesis

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / El objetivo del establecimiento del régimen tarifario de acuerdo al modelo de la empresa eficiente, modelo vigente respecto de nuestro servicio público de distribución eléctrica, tuvo como finalidad resolver básicamente dos problemas: el primero, consiste en determinar desde un punto económico y técnico qué conceptos y qué métodos deben utilizarse para que las tarifas sean a la vez suficientes y eficientes, y segundo, desde un punto de vista político, pretende determinar cómo evitar que las tarifas sean manipuladas por el poder público. Para resolver dichos problemas se procuró reducir la discrecionalidad administrativa a través de distintas vías, como por ejemplo el establecimiento de un procedimiento lo más detallado, objetivo y técnico posible que refleje el principio de costo marginal Por otra parte, debemos tener en cuenta que, salvo en casos excepcionales, en toda potestad administrativa conviven tanto elementos reglados como discrecionales debido a que la ley no puede regular detalladamente todos los supuestos posibles propios de un procedimiento de suyo complejo como lo es el tarifario. Así dadas las cosas el objetivo de este trabajo es el de establecer, una vez determinado que es lo que se entiende por discrecionalidad administrativa, cuales son los elementos reglados y cuales los discrecionales de la potestad tarifaria

Ingeniera Civil Electricista / La presente memoria tiene por objetivo principal optimizar el despacho de una central solar térmica, que tiene como sistema de almacenamiento tanques de sales fundidas, y que además considera el funcionamiento de una caldera auxiliar para recalentar el fluido circulante en el campo solar. Para cumplir con el objetivo se evaluaron los principales factores influyentes, se realizó un análisis del comportamiento de los costos marginales de las dos subestaciones cercanas a la posible ubicación de la planta, estimando el funcionamiento mensual de la planta para diferentes formas de operación. En este contexto, se implementó un mapa de comportamiento de la central, para estudiar el funcionamiento en un rango variado de escenarios, para así obtener una estadística de las horas en las que el almacenamiento estaba activo, y cuando era la caldera auxiliar la que tenía el peso de la generación. Asimismo fue posible discernir las combinaciones de salida de turbina y porcentaje de combustible fósil que lograban una mejor eficiencia del bloque de potencia. El mapa de comportamiento también identificó los escenarios en los que el fluido térmico alcanza su mayor temperatura y se tenía una cantidad más alta de pérdidas térmicas, además de identificar en qué meses se generaba el mayor gasto en combustible fósil. Una vez terminado el mapa de comportamiento, se diseñaron dos conjuntos de estrategias, una plana a lo largo del día, con una salida de turbina al 100% y otra que permite una fluctuación de generación entre un 80% y un 110%. Cada conjunto está definido por diferentes escenarios, en algunos de los cuales se daba preferencia al almacenamiento y en otros a la caldera auxiliar. Los resultados de las estrategias diseñadas se valorizaron, obteniendo los ingresos por generación y los costos por concepto de combustible fósil para la caldera auxiliar. Además se determinaron las alternativas que presentaban una mejor eficiencia a lo largo del año. Se determinó que el escenario que contemplaba una generación diferenciada a lo largo del día, pese a tener durante gran parte del año un margen de ingreso similar a la producción plana, era una mejor opción dado que el gasto en combustible era menor y, por lo tanto, implica una menor contaminación por emisiones de dióxido de carbono. Finalmente se presenta un resumen del comportamiento de la central, con los datos de generación bruta y neta anual, el consumo de agua, las horas de generación y la eficiencia promedio de la planta.

En el presente trabajo de título se comparan los diferentes estudios de costos mediante los cuales la autoridad competentedetermina los Valores Agregados de Distribución (VAD), según establece el Artículo 182° del DFL N°4 de 2006, Ley General de Servicios Eléctricos. Los estudios del VAD, deben determinar costos estándares de inversión, operación, mantención y administración para definir el dimensionamiento de una empresa modelo con políticas de eficiencia en la gestión de costos y que opere en el país. La entidad modelo resultante, deberá abastecer a todos los suministros de la zona de concesión de la empresa de referencia y debe cumplir con los estándares de calidad establecidos por la normativa vigente. La Ley establece que la CNE debe contratar un estudio por área típica, y que las empresas también pueden hacerlo. Si estas optan por hacerlo, el VAD definitivo se determinará ponderando por 2/3 los valores del estudio encargados por la Comisión y por 1/3 los resultados encargados por las empresas. Los resultados históricos de los procesos de fijación que se han realizado hasta la fecha, muestran la existencia de diferencias de los VAD entre los estudio encargados por la Comisión y por las empresas, discrepancias tanto a nivel global como a nivel de componentes. El objetivo principal del trabajo consiste en lograr establecer los orígenes de las diferencias que presentaron los estudios de Valores Agregados de Distribución realizados en el último proceso de tarificación (2008), para las 6 áreas de distribución típicas. Se realizó un análisis crítico de las diferencias entre los resultados de los estudios elaborados por los consultores de la CNE y los obtenidos por los consultores contratados por las empresas distribuidoras. Se analizaron tanto los VADs globales como sus componentes, y también las metodologías con que estas fueron determinadas; además, se fue verificando si es que los consultores seguían adecuadamente el cumplimiento de las Bases que la CNE publicó previamente a la realización de los estudios, las cuales normaron la forma como los consultores debieron diseñar la empresa modelo. Además se analizó críticamente las Bases, concluyéndose que ellas también contribuyen a generar diferencias de VAD. A partir de los análisis de datos, se constató que a nivel de ingresos totales que se obtienen utilizando las componentes del VAD, es decir, considerando la anualidad de las inversiones, los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas, las diferencias que se advierten son distintas y varían según el área típica. En efecto, la diferencia mínima es de 27%, para el área 1 y de 125% para el área 3. Finalmente, se resalta, como una conclusión global que, en general, no es posible establecer con certeza el origen de todas las diferencias, ya que el contenido de los informes de los consultores de las empresas y CNE, tienen distintas formas de presentación, de formato y de detalles y se constató que en algunos casos no se siguió con rigurosidad lo establecido en las Bases Técnicas.

La operación estable de los sistemas eléctricos requiere que en todo momento la generación de energía iguale a la demanda, para que la frecuencia del sistema se mantenga cercana a su valor nominal. Un desbalance entre la potencia activa generada y demandada se traduce en una variación de la frecuencia eléctrica del sistema, la que si no es restablecida con prontitud puede conducir a desconexiones de carga, acción de control que significa para el usuario final la pérdida del suministro constante de energía. En el SIC, el actual esquema de regulación de frecuencia lo conforma una máquina hidráulica de embalse, cuyo estatismo es seteado en un valor muy cercano a cero y que cuenta con un margen de potencia que le permite compensar los desequilibrios de oferta - demanda, y otras unidades que son operadas con estatismos del orden del 5 %. Sin embargo, como consecuencia del sostenido crecimiento que ha experimentado la demanda del SIC, el margen de reserva requerido por el sistema para la regulación efectiva de frecuencia ha ido en aumento, lo que hace que las unidades de embalse que tradicionalmente realizaban la regulación y que tienen una capacidad limitada de generación (~100 [MW]) ya no sean capaces de operar por los márgenes de regulación que el sistema requiere, quedando inhabilitadas para ejercer como unidades piloto. El objetivo del presente trabajo es revisar la aplicación de un esquema distribuido de regulación de frecuencia, consistente en la acción de varias unidades del sistema regulando frecuencia, sin la existencia de una unidad piloto. La metodología presentada consta en una primera etapa de la realización de un despacho económico considerando explícitamente el despacho de reservas de potencia, modelo de optimización lineal que incorpora restricciones de transmisión, de disponibilidad hídrica y generación, del que se obtienen los niveles óptimos de generación y reserva para las unidades del sistema. En una segunda etapa, se busca la valorización de las reservas requeridas por el sistema para hacer frente a las variaciones instantáneas de la demanda, para lo que se consideran datos de la operación real del sistema bajo distintos escenarios de demanda por un horizonte de 24 horas. Dicha valorización de reservas es contrastada con el caso base, en que la regulación de frecuencia para cada escenario se realiza con una unidad piloto. Los resultados muestran que el esquema de regulación de frecuencia de carácter distribuido no reduce los costos de operación del sistema, aunque tiene la ventaja de que se evita comprometer en sólo una unidad los márgenes de reserva que requiere la operación con una unidad piloto. Contar con un mayor número de unidades, cada una de éstas con reservas menores en promedio, reduce las pérdidas por eficiencia de las máquinas reguladoras y posibilita un control mucho más robusto de la frecuencia del sistema ante contingencias importantes, permitiendo una operación con mayores niveles de seguridad. Además se evita que en escenarios hidrológicos secos, las reservas de la unidad piloto se vean comprometidas, pues la obligación de la prestación de este SC recae en una importante proporción sobre unidades térmicas.

La integración masiva de tecnologías no convencionales de generación implica un gran desafío en el manejo técnico de las redes eléctricas, ya que no sólo aportan en la diversificación de la matriz energética, sino que además obligan a un rediseño tanto en los procedimientos de control, operación y en la infraestructura del sistema eléctrico, puesto que se deben mantener los estándares de calidad y seguridad de servicio en los niveles establecidos por la norma. Dentro de los recursos energéticos no convencionales la energía eólica es una de las tecnologías con mayor proyección de penetración en los sistemas eléctricos de potencia, particularmente en el SIC se están evaluando una importante cantidad de proyectos dadas las favorables condiciones geográficas de Chile. Dados estos posibles escenarios de penetración eólica es necesario evaluar la factibilidad técnica de la instalación masiva de aerogeneradores, dentro de este contexto este trabajo plantea un diseño alternativo para el control de tensión de las posibles barras de generación eólica que pueden implementarse en el SIC, el principal objetivo de este trabajo es que el método propuesto sea una alternativa a los actuales procedimientos de regulación de voltaje en redes con generación eólica (regulación local en los parque eólicos, SVC’s, etc.). Este sistema de control propone el uso conjunto de la capacidad de regulación de tensión que tienen los generadores convencionales (unidades hidráulicas y térmicas) presentes en un sistema eléctrico con el propósito de disminuir así el uso de equipos de regulación de voltaje local en los parques eólicos, maximizando la utilización de los recursos de la red. El planteamiento teórico de esta técnica corresponde a un sistema de optimización que entrega como resultado el aporte necesario que deben realizar los generadores convencionales para corregir el voltaje en las barras de generación eólica. Este método se implementó en tres zonas del SIC las cuales presentan distintas características en su topología y corresponden a áreas geográficas con potencial eólico. Las configuraciones obtenidas por este método para los tres casos de estudio fueron simuladas en el modelo estático disponible del SIC, los resultados arrojados por los flujos de potencia son satisfactorios, ya que los niveles de tensión logrados son muy cercanos al valor nominal para todas las barras de generación eólica implementadas, por lo tanto el sistema de control propuesto satisface los principales objetivos planteados. Como trabajo futuro se proponen estudios de comportamiento dinámico de un sistema eléctrico que tenga implementado este método de control de tensión; también establecer un procedimiento que permita determinar la configuración del sistema de control de acuerdo a los requerimientos de la operación de la red eléctrica; y por último encontrar una forma de asignar el valor quedebiera tener este método de control visto como un servicio complementario.

No autorizado por el autor para ser publicada a texto completo / Los esquemas de desconexión automáticos de carga (EDAC) por señal específica se definen como recursos generales o especiales de control de contingencias, que operan al detectar un cambio de estado predefinido en el Sistema Interconectado (SI). Estos automatismos se definen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT) y son de gran importancia para preservar la seguridad del SI. El presente trabajo busca contribuir en el desarrollo de estos esquemas, evaluando distintas aplicaciones en un modelo reducido del Sistema Interconectado Central (SIC). Adicionalmente, se propone una metodología para valorizar el Servicio Complementario que se provee al sistema. En esta memoria se consideran cuatro casos: EDAC por colapso de tensión, por límite térmico, por salida en cascada y por colapso en isla. Se simulan contingencias simples en todos los elementos donde son aplicables, y a partir de los estándares de recuperación dinámica, definidos en la NT, se procede a determinar los puntos críticos del modelo reducido del SIC, a los cuales se aplica una evaluación técnico-económica para determinar la conveniencia de implementar un EDAC por señal específica. Desde el punto de vista económico, se busca establecer si la operación del SI con uno de estos esquemas minimiza los costos de operar la red con un criterio N-1, el cual se refiere a una metodología de planificación y operación del SI, donde la ocurrencia de una contingencia simple no afecta a las restantes instalaciones del mismo. Los resultados obtenidos muestran que los EDAC por señal específica son un complemento válido al criterio N-1, ya que permiten utilizar el sistema de transmisión por sobre la limitación técnica establecida, lo que hace posible aumentar las transferencias hasta las cercanías del límite por colapso de tensión o el límite térmico. Por otro lado, estos automatismos permiten operar líneas de transmisión con elevados niveles de carga en sectores caracterizados por tener una topología enmallada, ya que evitan una salida en cascada al presentarse una contingencia simple en este lugar del SIC. Por consiguiente, centrales ubicadas en lugares remotos, y con menores costos variables, pueden aumentar sus inyecciones al SI, disminuyendo el costo de operación sistémico, con lo cual el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) cumple con el mandato legal de operar el sistema con una confiabilidad prefijada y a mínimo costo. Finalmente se evalúa numéricamente la propuesta de valorización para los distintos escenarios desarrollados. Se consideran las siguientes componentes de la valorización: la anualidad por inversión, el costo de falla, el valor de restablecer los consumos desconectados, reducción en las pérdidas del sistema y los costos de operación y mantenimiento. Se concluye que el valor del Servicio Complementario está fuertemente influenciado por la topología del sector, ya que las componentes fundamentales son la anualidad por inversión, costo de falla y valor de la energía no suministrada luego de que el sistema restablece el máximo de clientes posibles. Como trabajo futuro, se propone la implementación de múltiples escenarios utilizando el método de Monte Carlo, con lo cual se puede realizar una valorización más precisa de los EDAC por señal específica.

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / Esta memoria de título se enmarca en un estudio para la Gerencia de Producción y Transporte de Endesa Chile, que busca ofrecer una solución a los problemas de capacidad de transmisión de flujos de potencia en tramos pertenecientes al SIC, por medio de la implementación de sistemas flexibles de transmisión AC (FACTS), que propicie una alternativa a la construcción de nuevas líneas de transmisión, dado el impacto social y económico que esta última opción genera. Para el estudio se considera un período de evaluación del Sistema Interconectado Central (SIC), comprendido entre enero del año 2011 y diciembre del año 2016. El objetivo general del estudio, consiste en sentar las bases de un análisis técnico económico para un nuevo proyecto de implementación de controladores FACTS en el SIC. Para llevar a cabo el estudio, se identificaron los tramos que presentan problemas de capacidad de transmisión dentro del horizonte de evaluación y se analizó la posibilidad de una solución viable, en términos técnicos, de implementar un controlador FACTS. El único tramo que presentaba las condiciones para proponer soluciones en base a dispositivos FACTS fue Cardones – Maitencillo 3x220 kV. Las soluciones propuestas para el tramo en estudio son la implementación de un controlador STATCOM, que incrementa la capacidad de transporte desde 340 MW a 390 MW y la implementación de un controlador UPFC, que incrementa la capacidad de transporte desde 340 MW a 490 MW. Ambas resultaron ser factibles, en base a los análisis técnicos que corroboran el aumento de capacidad deseado y al análisis económico que compara los costos totales de generación del SIC para el caso base, versus los costos para los casos en los que se incorpora uno de los dispositivos nombrados. Además, para complementar el estudio, se analizaron los proyectos de implementación de controladores FACTS que actualmente se encuentran en desarrollo para incorporarse a la operación del SIC. Se concluye, que las soluciones FACTS propuestas para el tramo Cardones – Maitencillo 3x220 kV, son factibles y atractivas técnica y económicamente, en base a los resultados obtenidos en el análisis. Por otra parte, el presente estudio sienta un precedente para futuros análisis de implementación de la tecnología FACTS en el SIC u otra tecnología de características similares.

La norma técnica eléctrica chilena menciona que dentro del sistema eléctrico no se debe propagar falla, en particular del sistema de subtransmisión enmallado de una distribuidora hacia el sistema de transmisión troncal. Normalmente las protecciones eléctricas son las encargadas de despejar las zonas que poseen fallas, siendo exitosas en esto, existiendo excepciones donde la operación de estas lleva a una operación en cadena por motivos de sobrecarga. El objetivo del presente trabajo de título es proponer y evaluar la problemática antes mencionada, al producirse una operación de protecciones en cadena por sobrecargas en el sistema de subtransmisión enmallado, ante una falla de un punto de aporte al sistema de subtransmisión. Esto con el fin de cumplir con la norma técnica chilena de no propagar falla al sistema de subtransmisión troncal. Se plantea solucionar esta problemática en base a desprendimientos de carga que alivian las posibles sobrecargas; siendo éstas en líneas críticas y/o otras subestaciones que aportan al sistema de subtransmisión. Para realizar estos desprendimientos, previamente estudiados para ser óptimos, se consideró dividir por sectores de desprendimiento el sistema de subtransmisión enmallado y al momento de cumplirse las condiciones de operación del automatismo ir desprendiendo carga de forma ordenada y pausada. Las condiciones que se consideraron para la operación del automatismo son dos: la operación de al menos un punto de aporte; la generación de alguna sobrecarga en los puntos de aporte restantes o líneas críticas. Se concluye que es factible controlar las problemáticas de sobrecargas en los puntos de aporte y líneas criticas ante fallas en uno de estos puntos. Adicionalmente un beneficio de este sistema es la gran flexibilidad que posee, logrando fácilmente adaptarlo a posibles cambios que se generasen en las redes. A modo de comparación con otras opciones para lograr el mismo objetivo, como es el sobredimensionamiento de las redes, esta posee un costo reducido. Considerando las mejoras planteadas se puede obtener un producto muy completo, de mayor exactitud y más independiente.