Ingeniero Civil Eléctrico / En esta memoria se analiza el comportamiento eléctrico de una futura interconexión entre Chile y Perú, identificando inversiones necesarias que permitan una integración eléctrica segura entre ambos sistemas eléctricos de potencia. Un enlace internacional como el mencionado, presenta desde una perspectiva técnica dos particularidades a considerar. En primer lugar, la diferencia de las frecuencias de operación de ambos países (60 Hz en Perú y 50 Hz en Chile) implica que necesariamente la conexión es del tipo asíncrona mediante tecnología en corriente continua. Por otra parte, el grado de desarrollo de la red cerca de la frontera por el lado de Perú, es mayor al de Chile, donde Perú cuenta con líneas de doble circuito en 500kV hasta Moquegua, inmediatamente al norte de Tacna (150 km a la frontera). Mientras que del lado chileno se cuenta con líneas de 220 kV de simple circuito hasta Parinacota (Arica) y de doble circuito en Tarapacá y Lagunas, y próximamente Nueva Encuentro Crucero en 500 kV (a 460 km de la frontera). Mediante el uso de una base en DIgSILENT que integre ambos sistemas, se simulan los principales modos de operación, determinando el comportamiento del sistema conjunto en estado normal y ante contingencias simples, identificando las inversiones y políticas operacionales para implementar, a fin de asegurar una operación confiable y que cumpla con las exigencias de las normas eléctricas de ambos países. Se unifican los modelos de los sistemas eléctricos SING, SIC y SEIN (Perú) con un enlace HVDC entre las subestaciones Montalvo y Kimal (Nueva Encuentro Crucero) y se crean 5 distintos escenarios de operación, bajo los cuales se simulan contingencias simples para evaluar la evolución del sistema conjunto, el desempeño del bipolo HVDC y el cumplimiento de las normas técnicas. El enlace HVDC, de algo más de 610 km, junto con los refuerzos para la convergencia del flujo, representan una inversión estimada de 610 MMUSD. Mientras que para mejorar el desempeño ante las contingencias simuladas, se propone reforzar el sistema de 500 kV en ambos países. Se identificaron como peores escenarios de operación, luego de refuerzos incluidos, el de transferencia de 1500 MW desde Perú hacia Chile, y el de transferencia de 1000 MW desde Chile hacia Perú, ambos bajo hidrología seca con demanda máxima. Operar con menos centrales hídricas despachando disminuye la inercia con la que cuenta el sistema conjunto, lo que se traduce en un comportamiento degradado de la operación conjunta de los sistemas eléctricos de ambos países frente a contingencias simples. El sistema unificado soporta la caída de un polo del enlace HVDC, incluso retorna a valores de estado Normal. También es capaz de reponerse ante la desconexión de generación en la mayoría de los escenarios de operación simulados

Ingeniero Civil Mecánico / El desarrollo de la industria y el crecimiento de la población chilena genera constantemente un aumento en la demanda energética del país. Es por esta necesidad que se requiere el aumento de la matriz eléctrica nacional. También es necesario disminuir las emisiones de gases de combustión al ambiente, para contribuir con el cuidado del medio ambiente. Por lo tanto, se requiere que participe en un mayor porcentaje la generación eléctrica a partir de fuentes renovables. Chile presenta un gran potencial para las energías renovables. En el norte del territorio existen dos grandes fuentes de energía limpia: La energía geotérmica por la existencia del anillo de fuego del pacífico, y la energía solar, gracias a los cielos despejados del norte del país. En particular, este trabajo analiza la localidad de Pampa Apacheta, en la región de Antofagasta, que cuenta con la primera planta geotérmica de Sudamérica, Cerro Pabellón. El objetivo de esta memoria es analizar la estrategia de integración de una planta geotérmica de ciclo binario y un campo solar de concentración en el norte de Chile, específicamente en la localidad de Pampa Apacheta. Para realizar el análisis se genera un modelo representativo de una planta geotérmica de ciclo binario de 26 MWe, utilizando los datos de Cerro Pabellón. Además, se desarrolla un modelo de un campo de colectores solares parabólicos en base a la radiación de la localidad de Pampa Apacheta. El calor solar obtenido de los colectores es entregado al ciclo geotérmico para aumentar la cantidad de vapor del fluido geotérmico y la temperatura de vapor a la entrada de la turbina de vapor. Se analiza la operación de la turbina fuera de los parámetros de diseño en base a la Elipse de Stodola, para valores de presión entre los 690 kPa y 1; 500 kPa, temperaturas de entrada entre 438 K y 663 K y títulos de vapor entre 28;64% y 90%. Se evalúan 4 configuraciones de planta híbrida. La configuración 1 logra la generación máxima de la planta híbrida de 73;45 MWe, aumentando un 276% la generación total, utilizando un campo solar de 263;18 MWt. Pero esto no significa lograr un menor costo nivelado de energía LCOE. Por esto se realiza un análisis transiente del funcionamiento de la planta geotérmica-solar para evaluar su LCoE. Se logra disminuir el este índice con un campo solar cuya capacidad de diseño de generación térmico es de 66;13 MWt, obteniendo un LCoE de 87;3 USD/MWh, en comparación al 94;21 USD/MWh de una planta geotérmica en el norte de Chile y un LCOE de 100 ����� 120 USD/MWh de una planta concentradora solar CSP.

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Eléctrica / En la actualidad, los mercados eléctricos de distintos lugares del mundo se encuentran migrando a una economía verde, desarrollando políticas locales que apuntan a la reducción de los Gases de Efecto Invernadero, siendo la descarbonización de la matriz de generación una posible solución que desplazaría a tecnologías altas en emisiones como son las centrales a carbón. Chile no se excluye de este fenómeno, pues en el marco de la Política Energética 2050, el Ministerio de Energía junto con la Asociación de Generadoras establecieron el compromiso de no desarrollar nuevos proyectos en base a carbón y crear una mesa de trabajo que estudie y analice las condiciones que afectarían al sistema eléctrico ante el retiro de aquellas centrales a carbón ya existentes. En virtud de lo anterior, resulta relevante estudiar las condiciones a las cuales se ve enfrentado el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) cuando es sometido a un cambio tecnológico de esta envergadura. Para ello, el presente documento corresponde a un estudio de mediano-largo plazo con miras al año 2030 donde se pueda deducir el estado de operación del SEN en este nuevo contexto, identificando sus condiciones de en diferentes escenarios propuestos y respondiendo a si se encuentra el sistema capacitado para este cambio tecnológico. Se estudian tres casos: (1) Caso Base, (2) Caso 1: riesgo y (3) Caso 2: adaptado, donde el primero representa el sistema eléctrico actual proyectado al año 2030, en el segundo, se realiza un cronograma de retiro de las centrales existentes tipo vapor-carbón y en el tercero se adapta el parque de generación ante el retiro de estas centrales. En cada uno de los casos se simula la operación de largo y corto plazo junto con la expansión de la generación a través de la plataforma AMEBA. Los resultados de la simulación del SEN indican que en el Caso 1 el sistema se ve vulnerado ante el retiro de centrales, no abasteciendo la demanda del sistema en condiciones de escasez hídrica, por lo que es necesario impulsar las medidas necesarias para no llegar a este estado de operación. En el Caso 2, se reemplaza la capacidad instalada de tecnología vapor carbón por unidades generadoras de Energía Renovables de Fuente Variable (ERFV) solares y eólicas - junto con tecnologías convencionales - gas natural e hidroeléctricas de pasada -. Estas últimas por la necesidad de atributos de flexibilidad del sistema. Respecto a la operación del SEN, técnicamente, si se podría realizar el retiro de centrales al año 2030, pues se abastece la demanda y se cumplen las restricciones impuestas. Desde la perspectiva económica, los costos marginales del sistema presentan un alza al retirar las centrales de carbón que se refleja en los costos de generación. No obstante, este incremento puede ser mitigado si se toman en cuenta la totalidad de los costos operativos, esto es sumando el costo por emisiones junto con el costo de generación. Así, la reducción de las emisiones en el C2 podría reducir el costo total de operación en comparación al Caso Base dependiendo del impuesto utilizado.

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Eléctrica / El presente trabajo tiene como objetivo conocer los aportes de los sistemas de almacenamiento a la resiliencia de los sistemas de distribución, ante un evento de baja probabilidad y alto impacto, en términos de profundidad y duración de la falla. Para lo cual, se ha escogido utilizar baterías conectadas a transformadores de distribución, evaluando su desempeño en la recuperación de suministro eléctrico, a través de las metodologías relacionadas con el manejo de cuadrillas de recuperación del sistema. Todas comienzan con la modelación del evento (en este caso sismos), utilizando una medida de aceleración sísmica (Peak Ground Aceleration o PGA) para evaluar el grado de afectación de los elementos de la red. Una vez calculado el PGA se evalúa el estado de daño de las estructuras del sistema a través de las curvas de fragilidad, lo que a su vez introduce la necesidad de realizar múltiples simulaciones, para lograr capturar la naturaleza estocástica del estado de daño de cada elemento. Para evaluar el aporte del almacenamiento al sistema de distribución, se utiliza un modelo aproximado de la red de Santiago, el cual, actualmente no cuenta con dichos sistemas, por lo tanto, se realiza el supuesto de que existen 2.000 sistemas de almacenamiento distribuidos, con una energía promedio almacenada de 12 horas y ubicados de manera aleatoria en la red. La memoria considera el estudio de tres metodologías, la primera es la metodología del Caso Base, la cual realiza el ruteo de cuadrillas utilizando una función de priorización de transformadores, basada en la energía no suministrada, la distancia y el tiempo de restauración según nivel de daño, sin embargo, no considera el uso de la energía almacenada para realizar dicho ruteo, por lo tanto, el aporte de las baterías podría ser ineficiente, cada vez que el algoritmo de ruteo considera reparar transformadores conectados a baterías con energía disponible. La segunda metodología corresponde al Caso 1, la cual, realiza el ruteo de cuadrillas a partir de la función de priorización del caso anterior y además, considera que se debe utilizar toda la energía almacenada en todas las baterías, imponiendo que la posición en el ruteo de los transformadores con baterías, sea inmediatamente después que se les haya agotado la energía, independiente de la distancia a la cual este la cuadrilla. En este caso, los resultados en cuanto a energía no suministrada son considerablemente menores, no así para el tiempo de restauración total del sistema, el cual aumenta en comparación al caso anterior. Finalmente, la metodología del Caso 2, es una combinación entre colocar los transformadores con baterías de manera eficiente en el ruteo, para aprovechar su energía almacenada y considerando las distancias entre transformadores, por tanto, los resultados de este caso son mejores que el Caso 1 en cuanto a tiempo de restauración, en desmedro de una mayor energía no suministrada. La metodología propuesta en el Caso 1, podría mejorar un 25% en promedio la energía no suministrada a cambio de una demora de 7 horas adicionales en corregir el sistema completo. Mientras que el aporte de los sistemas de almacenamiento propiamente tal esta directamente ligado a la capacidad energética de estos, sin embargo, tanto la propuesta del Caso 1, como la del Caso 2 logran ocupar porcentajes importantes de la energía almacenada (cercano al 100% en el Caso 1). Por otro lado, se observa un espacio de mejora relacionado con los algoritmos de clustering que busca que todas las cuadrillas se mantengan activas sin tiempos de inactividad.

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN ADMINISTRACIÓN / Klagges, Cristian, [Parte I], Malebrán, Ulises, [Parte II] / Uno de los desafíos que enfrenta Chile hacia el futuro, es resolver el suministro energético del país, específicamente en la generación de electricidad. Según estudios de la Comisión Nacional de Energía (CNE), se espera que de aquí al año 2030, Chile aumente un 40% su consumo de energía eléctrica, respecto de la actualidad. El desafío se suma al hecho de consumir energía de manera limpia y sustentable, ya que en la actualidad cerca del 60% de energía, proviene de fuentes no sustentables. El proyecto Terra Austral nace como una opción de solución limpia, sustentable y de bajo costo para la localidad de Cochamó, ubicada en la provincia de Llanquihue, región de Los Lagos, el cual consiste en una mini central hidráulica de pasada la que abastecerá aproximadamente un tercio de la energía requerida por la comuna. En la actualidad la comuna se abastece íntegramente por centrales eléctricas que utilizan petróleo diésel como única fuente para la generación de energía. Terra Austral está inserto en una industria altamente concentrada y regulada por el Estado. El 75% de la demanda de Chile está concentrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) donde participan los principales actores de la industria, los cuales son adjudicados por el Estado como generadores de Energía. Terra Austral, en cambio, ha encontrado una oportunidad en Sistema Mediano de Cochamó (SSMM) donde las grandes empresas no participan, por el poco atractivo que genera la demanda de electricidad. Terra Austral requiere una inversión cercana a los 3,7 millones de dólares, el ya cuenta con aprobación por parte de la CNE, asegurando de esta manera una rentabilidad del 10%, la cual está asegurada por ley. El proyecto posee un Payback cercano a los 17 años y la operación comercial comenzará a mediados del 2020. Los ingresos estimados serán cercano a los 700 mil dólares anuales y EBITDA de 500 mil dólares anuales. Todo lo anterior, con financiamiento 100% aporte de los dueños. El proyecto esta pensado en partir su construcción durante el último trimestre del 2018. Terra Austral está pensando en ser un socio estratégico de SAGESA, actual generador de energía de la zona, lo que le permitirá agilizar la operación y concentrarse en el core de su negocio, que es la distribución. Por último, Terra Austral se presenta como un proyecto rentable para los actuales inversionistas. Pero además presenta beneficios sociales importantes sobre Cochamó, en términos del impacto ambiental por disminución en el consumo de diésel y beneficio social, ya que el precio de energía disminuirá en un 28%.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / Este trabajo aborda las energías renovables no convencionales desde una perspectiva económica, considerado los costos y beneficios de una política pública que sea proclive a las mismas. Además, se analizan los principales incentivos legislativos existentes en nuestro país sobre la materia y se concluye con tres propuestas de política pública para el correcto desarrollo de este tipo de energías en nuestra matriz eléctrica.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / La presente memoria tiene como objetivo principal, efectuar un análisis integral del modelo de responsabilidad y, en consecuencia, de la práctica sancionatoria eléctrica nacional, específicamente en el sector de generación de energía eléctrica, por fallas en el suministro eléctrico. Para cumplir con el objetivo planteado, deben responderse dos grandes interrogantes; en primer lugar, quién es responsable por fallas en el suministro eléctrico y, en segundo lugar, bajo qué factor de imputación se establece dicha responsabilidad. Para efectos de responder la primera interrogante, se realizará un estudio de la estructura institucional en la que se sostiene el sistema eléctrico, haciendo énfasis en los principios que lo rigen y en las características de los integrantes del sistema, en particular, del rol de los CDEC, su naturaleza jurídica y los principales cambios que establece la reciente Ley Nº 20.936 que crea el nuevo “Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional”, en adelante, CISEN, quien los reemplaza en su función en la actualidad. En relación a la segunda interrogante, se analizarán las diversas interpretaciones sobre la naturaleza jurídica de la obligación de coordinación, que responde, principalmente, a la clasificación conceptual entre obligaciones de medios y de resultados. Para este fin, se realizará un análisis doctrinal y jurisprudencial sobre dichas interpretaciones y se intentará dilucidar cómo afecta la comprensión de dicha obligación en la aplicación de las sanciones eléctricas. El segundo objetivo del presente trabajo, es entregar al lector un marco general del Sistema Eléctrico y de la aplicación de la facultad punitiva del Estado en el sector de generación eléctrica, dentro del contexto de las disyuntivas anteriormente expuestas.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el presente trabajo se estudia el impacto en la planificación de la expansión de los sistemas eléctricos de transmisión de modelar el riesgo a que se ve expuesta la infraestructura de generación y transmisión producto de la ocurrencia de sismos de gran magnitud. Para esto se formula un modelo de planificación de la transmisión como un problema de optimización con seguridad probabilística y control correctivo. El cálculo de la probabilidad de ocurrencia de las contingencias en las horas del año en que se producen sismos significativos se realiza a partir de una simulación tipo Montecarlo, donde se generan realizaciones aleatorias de eventos sísmicos, caracterizados por su ubicación, magnitud y atenuación, y para los cuales se determina el impacto en la infraestructura eléctrica a partir de curvas de fragilidad de los componentes considerados susceptibles de fallar (subestaciones, líneas de transmisión y centrales generadoras). El problema de optimización propuesto busca minimizar el costo total de la anualidad de inversión en transmisión, los costos variables de operación anuales y el costo esperado producto de la ocurrencia de contingencias. Lo anterior, sujeto a las restricciones del flujo de potencia DC, restricciones de seguridad que aseguran la operación del sistema en estado de contingencia y la posibilidad de hacer re-despacho correctivo de los generadores a partir de la utilización de sus reservas de subida y bajada. Desde el punto de vista del horizonte de planificación el modelo resuelve el problema estático (e.g. localización y capacidad de transmisión a instalar) y para la modelación de las líneas candidatas se utiliza el disjunctive approach. Con lo anterior se obtiene un problema de optimización lineal entero mixto (MILP, por sus siglas en inglés). Se analizan dos casos de estudio, en primera instancia una red de 4 nodos y posteriormente se utiliza una red de mayor complejidad que corresponde a una versión simplificada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile modelado en 42 nodos. Se estudian 3 aproximaciones para la modelación de la amenaza sísmica, para las cuáles se obtienen diferencias en los planes de inversión y operación óptimos en escenarios de alta actividad sísmica. Posteriormente se estudia el impacto a nivel de los planes de inversión óptimos de considerar la resiliencia del sistema mediante el contraste con los casos en que solo se considera la confiabilidad endógena del sistema y cuando no se toman consideraciones de seguridad en las decisiones de inversión. Obteniendo diferentes planes óptimos en cada caso.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / De acuerdo al artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos, la operación de las instalaciones eléctricas interconectadas deberá ser coordinada. Durante más de 30 años, tal actividad coordinadora de los distintos sistemas eléctricos ubicados a lo largo del país estuvo a cargo de unos organismos denominados Centros de Despacho Económico de Carga, los cuales nacieron durante la segunda mitad de la década de 1980, como consecuencia de las nuevas políticas privatizadoras propias del sistema neoliberal instaurado por el régimen de la época , a partir de la dictación Decreto Supremo N° 6 de 1986, llamado Reglamento de Coordinación de la Operación de Unidades Generadores y Líneas de Transporte. Desde su creación, los Centros se desarrollaron como entes sui generis y durante su vigencia fueron objeto de muchas críticas y de múltiples modificaciones, a medida que las necesidades del sistema fueron cambiando, hasta que fueron finalmente derogados a través de la Ley N° 20.936, de 2016, norma que intenta hacerse cargo de estas críticas a través de la creación de un organismo único, con personalidad jurídica de derecho público, independiente, autónomo y con patrimonio propio, llamado Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante, CISEN, lo que sin duda constituye un cambio de paradigma en las políticas energéticas del país.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / El 5 de Febrero de 2016 se publicó la Ley 20.897, que modificatoria de la Ley 20.635 que estableció una franquicia tributaria respecto de sistemas solares térmicos y la ley general de servicios eléctricos, también se introduce en el estatuto legal de la Empresa Nacional de Petróleos (ENAP); en cuanto amplía el giro de esta empresa a fin de que pueda ingresar al mercado de la generación eléctrica, aunque de forma indirecta; mediante la forma societaria con tope máximo de participación. En ese sentido, se establece la modalidad en la que generaría energía geotérmica y eléctrica. La pregunta que buscará responder este ensayo es: ¿ resulta coherente con la idea de subsidiariedad la ampliación del giro de dicha empresa estatal ? Para satisfacer la interrogante se construirá una matriz de análisis ideológico plural acerca de la idea de subsidiariedad y su concreción en Chile, luego se realizará una hermeneútica de los alcances de la normativa, especialmente lo contenido en el artículo 3 de la Ley 20.897; y por último, se contrastarán las distintas perspectivas respecto de lo que es la subsidiariedad en Chile y la modificación que permite a la ENAP participar en los mercados de energía geotérmica y generación de energía eléctrica. Con todo, se responderá de modo afirmativo la pregunta que es motivo de este ensayo.