Tesis para optar al grado de Magíster en Control de Gestión / Autor no autoriza el acceso a texto completo de su documento / Este trabajo presenta una propuesta de sistema de control de gestión para E-CL. Se definió que la UEN de trabajo es: el área de Generación de Energía Eléctrica, debido a la importancia que esta presenta para la compañía, el producto ofrecido es energía eléctrica y los clientes son No regulados (principalmente mineros) y regulados (grupo Emel). Para la realización de la formulación estratégica, se analizó la misión, visión y valores actuales, proponiéndose algunas modificaciones ,debido a que la misión no expresaba con claridad el objetivo de UEN, producto ofrecido, clientes a quienes está dirigido y cobertura. En el caso de la visión no se presentaba un objetivo desafiante cuantificable, no se indicaba nicho ni horizonte de tiempo a realizar. Posteriormente se realizó un análisis del externo e interno de la compañía, para definir la propuesta formal de valor: “Entregamos energía a nuestros clientes, para contribuir con el desarrollo de sus proyectos, con eficiencia operativa, seguridad, confiabilidad, capacidad de respuesta frente a nuevos desafíos, innovando para ser mejores cada día, siendo sustentables y mantener un negocio sostenible” Se analizó el modelo de negocios (Canvas) para expresar la lógica mediante la cual la compañía genera dinero entregando valor a sus clientes, de manera rentable y sostenible en el tiempo. Se elaboró mapa estratégico de la UEN, presentando los 3 ejes estratégicos que soportan la propuesta de valor: Eficiencia Operativa (reducciones de costos operacionales), Capacidad de Reacción (construcción de nuevos proyectos, reconocimiento y solidez financiera), Sustentabilidad y Sostenibilidad (proyectos de innovación y complimiento de normativas). Se incluyeron los recursos principales, procesos internos para cumplir con la propuesta de valor y los resultados financieros, para cumplir con los accionistas de la compañía “Aumentar Rentabilidad”. Se definieron los tableros de gestión de las áreas que más impactan para cumplir la propuesta de valor, se realizaron también los tableros de control de las áreas de operaciones (eje eficiencia operativa) y comercial (eje capacidad de reacción). Se confecciono el CMI, para transformar la misión y estrategia identificando los objetivos, indicadores e iniciativas claves. Finalmente se propone un sistema de alineamiento organizacional mediante esquema de incentivos a las áreas antes mencionadas

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente estudio tiene por objetivo cuantificar los efectos asociados a la operación en ciclaje de las unidades convencionales de generación dada la inminente inyección de energías renovables no convencionales (ERNC), en particular energía solar fotovoltaica (FV), en el sistema eléctrico chileno. Las herramientas de simulación de predespacho con representación detallada de los aportes de energía variable y restricciones técnicas de fuentes convencionales permiten estudiar el efecto en costos asociados a mantenimientos de la penetración de energía solar FV. Para esto se realizan simulaciones de operación a mínimo costo de corto plazo, unit commitment, del sistema eléctrico chileno, en representación uninodal, para diez escenarios distintos. Estos cubren situaciones previas a la interconexión (2015, 2018 y 2019), escenarios posteriores a la interconexión (2025 para dos planes de obra diferentes y cuatro escenarios de penetración solar) y un escenario 2025 sin interconexión. Para cada escenario propuesto se realizan cálculos asociados a la operación de las unidades térmicas de generación, en base a grupos de estudio, tales como: número de partidas, número de horas de operación, razón de ciclaje y seguimiento de carga. Luego se realiza un análisis de sensibilidad de la función de costo de manteniemiento, con el fin de entender la variabilidad en el número de horas de operación equivalente, los costos variables no combustibles (CVNC) y los costos asociados a mantenimiento. A lo largo del presente estudio se demuestra que la operación de las unidades de ciclo combinado y gas natural licuado (GNL) se hace cada vez más variable a medida que se inyecta energía solar FV en la matriz. Lo anterior se ve reflejado en el número de ciclos de encendido/apagado y seguimientos de carga realizado por las unidades, así como también en la disminución en su colocación de energía y número de horas de operación. Sin embargo, debido a la disminución en las horas de operación y energía generada de las unidades de ciclo combinado y GNL es que la cuantificación de este efecto no es directa. Se obtiene que los CVNC del grupo de estudio de unidades de ciclo combinado y GNL, constituido por 27 unidades que en conjunto alcanzan los 4.511 [MW] de potencia instalada, sufren un aumento de hasta 9 [USD/MWh] dependiendo del nivel de penetración FV y la función de costo de manteniemiento utilizada. Por otra parte, el análisis permite determinar que el aumento de los CVNC fluctúa entre los 0,05 y los 0,11 [USD/MWh] por cada 100 [MW] de energía solar FV agregados al parque generador. Asimismo, se demuestra que los costos asociados a mantenimiento del mismo grupo de estudio sufren un aumento superior a los 2.000.000 [USD] anuales dado el aumento en la frecuencia de los mantenimientos realizados por las unidades. Por último, se exponen recomendaciones estudiadas para mitigar los efectos asociados a la operación en ciclaje tales como la interconexión de sistemas, la presencia de energía hidroeléctrica en la matriz o la tecnología de concentración solar de potencia (CSP). De igual manera, como trabajo futuro se plantea el desafío de endogenizar la relación entre los costos de mantenimiento y la operación en ciclaje de las unidades térmicas de generación en el modelo de simulación.

Ingeniero Civil Eléctrico / En los últimos años, la capacidad instalada de energías renovables en Chile ha crecido sostenidamente y cada vez más empresas están invirtiendo en estas tecnologías. Sin embargo, todavía existen barreras de entrada en varias etapas de estos proyectos y en particular en las etapas tempranas. Algunas de estas barreras están relacionadas con el acceso a información, como por ejemplo conocer la institucionalidad o tener una intuición de cuál será el comportamiento del sistema eléctrico en el presente y en el futuro. En este contexto, el presente trabajo propone una herramienta de acceso público que contribuya a derribar barreras de entrada al mercado eléctrico chileno, en particular en lo referente a la operación futura del sistema de transmisión troncal. La herramienta propuesta tiene tres funciones principales: estimar peajes de transmisión troncal, mostrar información del pago de peajes por tramos para las empresas y centrales existentes y ofrecer un acceso vía internet a estos análisis. Para lograr esta herramienta, se programó una rutina de cálculo de prorratas y peajes en DeepEdit (Plataforma de simulación del Centro de Energía), que como datos de entrada utiliza simulaciones de la operación de largo plazo mediante la herramienta PLP (Programación de Largo Plazo). La herramienta es validada a través de un caso ejemplo y utilizada para el estudio de peajes de transmisión troncal en el sistema nacional: permite calcular los peajes atribuibles a centrales existentes como asimismo una estimación asociada a futuros proyectos. Utilizando esta rutina se obtuvo resultados de costos de peajes de transmisión troncal en el SIC para dos casos: SIC interconectado con el SING mediante el tramo Mejillones - Cardones 500 y SIC sin inteconexión. Estos resultados son incorporados al sitio web www.peajeselectricos.com de acceso público especialmente creado para este fin. El sitio web consta un estimador de peajes y un explorador de peajes. El primero permite hacer estimaciones de costo de peajes de transmisión troncal para una central de cualquier tecnología en cualquier barra del sistema y el segundo permite ver estimaciones de pago de peajes de tranmisión troncal para generadores y empresas en el SIC. Utilizando el sitio web, con el fin de mostrar uno de los posibles usos del estimador de peajes, se analiza el costo que tendría que pagar una central fotovoltaica de 25MW en las barras Diego de Almagro 220 y Pan de Azúcar 220, obteniéndose que para esta central el costo de transmisión troncal sería un 66 % más caro en la barra Diego de Almagro 220 para el caso con interconexión, y un 63 % en el caso sin interconexión. Este tipo de resultados del estimador de peajes, usado en conjunto con el explorador de peajes, permite disponer de una idea bastante clara del comportamiento del pago de peajes en el SIC. Estos resultados pueden ser incluidos en estudios de prefactibilidad de proyectos de generación en el SIC, lo que se espera sea un aporte a derribar barreras de entrada a nuevos actores al sistema eléctrico. Como trabajo futuro se recomienda expandir las funcionalidades de la herramienta, tanto a nivel de los casos de estudio como en la precisión de las estimaciones de peajes.