De acuerdo a la legislación vigente en Chile cada cuatro años se deben realizar estudios para determinar el valor anual de los sistemas de subtransmisión (VASTx), a modo de mantener una tarificación adecuada para el sistema y conservar correctamente la distribución de ingresos entre las empresas participantes de éste. El VASTx se forma a partir de la determinación del valor de inversión (VI) de las instalaciones y de los costos de operación, mantención y administración (COMA) de los sistemas de subtransmisión. El presente trabajo de título tiene por finalidad definir una metodología para calcular los valores de inversión, tanto de líneas de transmisión, como de subestaciones eléctricas que se encuentren catalogadas como de subtransmisión, la cual puedan utilizar las empresas del rubro, consultores o inversionistas. Se realiza una revisión general del sector de transmisión de energía eléctrica, para posteriormente centrarse en determinar cómo se regula el sector denominado de subtransmisión en Chile. Además se presentan los principales componentes del estudio de determinación del VASTx que influyen en el cálculo del valor de inversión. La metodología que se propone permite manejar la gran cantidad de información que se debe ordenar para valorizar las instalaciones de los sistemas de subtransmisión, tanto eléctricas como asociadas a obras civiles. A modo de aplicación del modelo del modelo de valorización desarrollado, se efectúa la valorización de la línea perteneciente al SIC6, 66 kV Valdivia – Los Lagos, y de las subestaciones extremo, de manera de poder obtener el valor económico del tramo. Como conclusión se obtiene que la metodología implementada resulta ser efectiva para determinar los costos de un sistema de subtransmisión y evita trabajar con grandes volúmenes de datos, al mantener una segmentación adecuada de éstos. Particularmente, el trabajar con bases de datos permite mantener un orden respecto de lo que se está valorizando facilitando la extracción de datos dependiendo de lo que se requiera particularmente.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de transmisión de energía eléctrica están destinados a conectar a los agentes productores con los consumidores, de modo que las transacciones se lleven a cabo. En el mercado eléctrico chileno, la ley asegura la libertad de ingreso de los generadores al sistema de transmisión para que se pueda producir competencia en el mercado de corto plazo y en el de contratos. El Sistema de Subtransmisión está destinado a tomar la energía del Sistema Troncal y conducirla hasta la entrada de los sistemas de distribución para su posterior direccionamiento a los clientes finales ubicados en dichas zonas. Para financiar el AVI y el COMA de estas instalaciones se ha definido una estructura de tarifas en que las cargas pagan peajes de retiro y los generadores pagan un monto anual de acuerdo al uso esperado de las instalaciones, siendo el desafío cómo asignar las responsabilidades entre ellos, para lo cual la ley estipula el uso de factores de distribución, más conocido como Método GGDF. A pesar de haber sido usada durante varios años, esta metodología requiere de análisis de red adicionales previos a su aplicación, que pueden llegar a ser muy complejos sobretodo en redes más enmalladas como algunas redes del Sistema de Subtransmisión por lo que surge la motivación de estudiar otros métodos alternativos. En este trabajo se evalúa el estado del arte de los esquemas de tarificación usados internacionalmente, seleccionando en particular cuatro métodos: el Método Nodal, el Método de Grafos, el Método de las Corrientes y el Método GGDF. Se realizan simulaciones en un sistema reducido de cinco barras, obteniéndose que el Método GGDF asigna pagos a las centrales generadoras de manera muy distinta a los otros tres métodos, cuyos resultados se asemejan en gran medida. Luego de analizar ventajas y desventajas se escoge la metodología vigente (Método GGDF) y el Método de las Corrientes para simular la tarificación de un sistema real, para lo cual se escogió el subsistema SIC-3. Se obtiene que el Método de las Corrientes es mucho más prolijo físicamente ya que detecta las corrientes complejas que fluyen por cada tramo de línea, identificando así fácilmente las participaciones de los generadores y de los consumos en las cargas de cada tramo de línea. Se plantea como un método eficaz y completo para tarificar el Sistema de Subtransmisión, que no requiere análisis adicionales más allá de su simple aplicación. Como trabajo futuro se plantea estudiar cómo el método presentado permite asignar responsabilidades de las pérdidas eléctricas de la red entre los generadores y las cargas. Además sería interesante evaluar si este método entrega los incentivos suficientes a los agentes de mercado para expandir el sistema de subtransmisión de manera eficiente, desde el punto de vista de un planificador centralizado.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Industrial / 01/04/2021

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN ADMINISTRACIÓN / Pizarro, Ramón, [Parte I], Mella, Guillermo, [Parte II] / A partir de la publicación de la Ley 20.805 del Ministerio de Energía, clientes de energía eléctrica podrán optar por un régimen de tarifa libre, en detrimento de una tarifa regulada, por las empresas distribuidoras de energía del mercado local. El cambio supuso la creación de una oportunidad de negocio e involucró al sector energético, a los encargados de la generación (Generadoras), a los encargados de la transmisión y encargados de la distribución (Empresas Eléctricas). El proyecto de "Brokers de Energía en Chile”, asume como desafío el asesoramiento estratégico y técnico, para usuarios susceptibles de cambiarse de tarifas reguladas a tarifas libres de mercado, dado que para muchas empresas las materias energéticas, no son el core de sus negocios. El servicio será suministrado por la sociedad Energy Advisory Ltda., con marca comercial “Energi-A”, que prestará servicios de asesorías de eficiencia energética a compañías comerciales, industriales, empresas de servicios y explotación de materias primas, ubicadas en la I, II y Región Metropolitana del país. El objetivo de Energi-A, es alcanzar en el plazo de 3 años, ingresos por sobre los MM$222, que es el proyectado de ingresos de contratos solo con 7 nuevos clientes que tenga la capacidad conectada mínima que indica la ley. El ingreso corresponde al cobro de la comisión del servicio de asesoría, a un promedio del 12% con una proyección a 12 meses, sobre los ahorros de eficiencia en materia energética del cliente. Con una inversión para capital de trabajo de MM$28, principalmente destinado a soportar la operación los primeros años del proyecto. Por la naturaleza del servicio de asesorías en eficiencia energética, el proyecto no presenta riesgos críticos en la propuesta del plan estratégico. Por lo tanto, la invitación es a sumarse a un proyecto que promueve “La eficiencia energética”, que reviste una importancia crítica para alcanzar mejores usos de recursos y aporta un gramo de arena a combate por el cambio climático.

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN FINANZAS / Actualmente, gran parte del sector eléctrico a nivel mundial se encuentra regulado. Los distintos sistemas de regulación tienen un efecto sobre el riesgo sistemático, lo que implica una incidencia directa en las tasas de costo de capital utilizadas. Un pequeño cambio en la tasa de costo de capital producto de esto, afecta la fijación de las tarifas, lo cual tiene un impacto importante en el valor de la empresa y entonces tanto para el regulador como para la empresa regulada es una variable relevante. En esta tesis se analizan las diferencias de riesgo sistemático que se pueden producir debido al sistema regulatorio existente en el sector eléctrico: generación, transmisión y distribución. Si bien es cierto existe un trabajo previo realizado por Alexander et al. (1996) en este mismo ámbito, está limitado por el número de empresas utilizado, el período de tiempo restringido y la clasificación de los distintos tipos de sistemas regulatorios. Ellos analizan los niveles de riesgo del accionista para compañías eléctricas reguladas en diversas partes del mundo. Se muestra que los inversionistas conllevan una mayor cantidad de riesgo sistemático en el régimen regulatorio Price Cap y una menor cantidad de riesgo sistemático en el régimen Rate of Return. Uno de los puntos centrales en discusión se refiere a como el riesgo sistemático cambia de acuerdo al tipo de sistema regulatorio y también como varía a través del tiempo debido a cambios regulatorios1. Las empresas que tienen parte importante de sus inversiones en el exterior (y en países distintos) claramente están muy atentas a cambio en los regímenes regulatorios pues de las tarifas que se fijen se tomarán distintas decisiones de inversión en el país donde opera y también la llevara a asignar su presupuesto de capital de una manera diferente entre los países en que opera. El análisis de Alexander et al. fue realizado con un número de compañías muy inferior a las existentes actualmente, así como con poca información de mercado (por ejemplo no se menciona la utilización de tasas libre de riesgo para cada país). Sin embargo, al existir un ínfimo número de trabajos más detallados y actualizados, sus resultados son ampliamente utilizados en los procesos tarifiarios de empresas del sector de distribución , generación y trasmisión eléctrica en América Latina (por ejemplo ver última fijación tarifaria de la CREG para Colombia y ANEEL para Brasil). Esta tesis actualiza los resultados de tal forma de observar si las diferencias en riesgo sistemático que detectan estos autores, hace ya más de una década atrás, siguen siendo válidas hoy en día. Para ello se cuenta con mayor información de mercado y una muestra más grande de empresas y más diversa.

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.

Magíster en Gestión y Políticas Públicas / El presente trabajo mide el impacto de los factores que han incidido en la caída de costo marginal del 33% en el Sistema Interconectado Central (SIC) en el 2016, un fenómeno que no se veía en casi 10 años, desde el corte de suministro de gas argentino en 2006. Algunos expertos plantean que tal caída se debió a cuatro factores que conjuntamente incidieron en ella: cambios climáticos, incorporación de energías renovables, caída de precios de combustibles fósiles en el mercado internacional, y bajo crecimiento de la demanda en 2016. Este trabajo busca medir el grado de impacto y la efectividad de la caída de esos factores debido a las incertidumbres caracterizadas por las oscilaciones anteriores. Esta no es la primera caída durante el periodo en estudio. Con todo, es la mayor de todas y merece un análisis, ya que también se debió a la intervención de políticas del gobierno a través de la implementación de medidas tomadas en la agenda de marzo de 2014, las cuales permiten elevar al 70% la participación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) hasta 2050 en toda la matriz eléctrica chilena. Como metodología: para llegar a los resultados esperados se creó una base de datos con variables asociadas a todos los factores. Seguidamente, se agrupó las variables según los factores, y utilizando el programa SPSS, se realizó un análisis de regresión lineal múltiple para estimar factores de mayor incidencia en el costo marginal. Los resultados obtenidos en el estudio muestran que la intervención de políticas gubernamentales (a través de incentivos a la incorporación de ERNC en el SIC), han determinado en gran medida la reducción del costo marginal. A esto le siguen los cambios climáticos y la caída de precios de combustibles fósiles en el mercado internacional. No se ha verificado una correlación estadísticamente significativa entre el factor bajo crecimiento de la demanda y el costo marginal.