Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo se dedica a estudiar la operación en régimen cíclico, referida también como cycling, de distintas clases de centrales de generación térmica existentes en el Sistema Eléctrico Nacional como reacción a la prospectiva energética de acelerado aumento en la penetración de tecnologías de generación renovable variable a mediano y largo plazo. Dicho estudio se basa en los resultados preliminares disponibles públicamente a la fecha del Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) a cargo del Ministerio de Energía descrito en el artículo 83° de la Ley General de Servicios Eléctricos, y pretende contribuir a él a modo de retroalimentación en el área temática referente a la operación cíclica del parque generador térmico. Para esto, se propuso una metodología basada en la aplicación de valores estadísticos a perfiles de generación representativos de la operación proyectada bajo un escenario prospectivo de largo plazo concebido por el Proceso PELP, a fin de cuantificar, clasificar y capturar el valor económico estimado de las distintas maniobras de cycling que el sistema eléctrico requiere de las centrales evaluadas para su operación normal. Esto se realiza a partir de una única referencia de costos. Los resultados de la evaluación muestran un importante incremento en la operación cíclica de centrales térmicas como respuesta a la masiva inserción de las tecnologías de generación variable. Las unidades de tipo turbina de gas en configuraciones ciclo combinado y ciclo abierto se posicionan como protagonistas de dicho incremento, experimentando sobrecostos anuales asociados al cycling que ascienden a 20.000 y 9.000 [USD/MWcap.] a 2035 respectivamente. Dicha prospectiva energética, junto con los riesgos económicos asociados para los propietarios de las instalaciones térmicas que brindarían la flexibilidad operacional que propiciaría el Sistema Eléctrico Nacional futuro con alta penetración de generación variable, llaman a la introducción de un esquema remuneratorio que incentive la modernización de las instalaciones para su operación cíclica incrementada. En este frente, la experiencia internacional muestra que el desarrollo de esquemas de provisión de servicios complementarios basados en mecanismos de mercado que fomenten la competencia y premien la operación flexible han logrado el acondicionamiento del parque generador térmico sin traspasar costos de integración de la generación variable excesivos al consumidor final.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el presente documento se detalla el trabajo de título Análisis Del Impacto De Un Sistema Cap And Trade En El Sector Generación Eléctrica Considerando Escenarios De Bajos Costos De Desarrollo De Las Energías Renovables No Convencionales . El objetivo general consiste en modelar la aplicación de un sistema Cap and Trade (Sistema de Emisiones Transables) que permita analizar el impacto en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el sector generación eléctrica, en un escenario de bajos costos de inversiones de las tecnologías renovables no convencionales. Un sistema Cap and Trade es una herramienta de mercado utilizada para el control de emisiones de gases de efecto invernadero. Una autoridad central establece un límite sobre la cantidad de gases contaminantes que pueden ser emitidos. Las empresas son obligadas a gestionar un número de permisos de emisiones (también conocidos como derechos o créditos), que representan el derecho a emitir una cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero. Las compañías que necesiten aumentar las emisiones por encima de su límite deberán comprar créditos a otras compañías que contaminen por debajo de su límite o que pueden implementar medidas de mitigación. De esta forma se consigue, en teoría, que las compañías que hagan efectiva la reducción de emisiones son las que lo hagan de forma más eficiente (a menor costo), minimizando el costo agregado que la industria paga por conseguir la reducción. En esta memoria se trabajó con un modelo de optimización de la planificación de la generación eléctrica al cual se le realizaron las siguientes modificaciones. Se agrega una variable de holgura a la ecuación de emisiones máximas del sector generación eléctrica para representar la capacidad que tiene el sector generación de energía eléctrica de comprar permisos de emisiones a otros sectores. Asimismo, se incorporó una restricción para modelar el Cap de emisiones totales del sector energía. A la función objetivo se le agrega un costo asociado a las compras de derechos de emisiones del sector generación eléctrica a los otros sectores. Se propuso una metodología para definir los Cap sectoriales basada en las trayectorias para cumplir los compromisos internacionales de mitigación de gases de efecto invernadero. El modelo se evaluó para dos escenarios de precios de los permisos de emisiones transables y para tres escenarios de Cap de emisiones. Los resultados muestran que para un escenario de precios bajos de los permisos de emisiones, el sector generación eléctrica privilegia comprar permisos de emisiones en los otros sectores, en vez de invertir en tecnologías bajas en emisiones de su sector. Al contrario, para el escenario precios medios de permisos de emisiones transables, el modelo prefiere invertir en tecnología renovable y desplazar a la generación térmica tanto en inversión como en el despacho.

Memoria para optar al título de Geógrafo

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 (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.

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.