Magíster en Economía Aplicada. Ingeniero Civil Eléctrico / In the Chilean electricity market, renewable energy sources had a participation rate of 43% of total electric generation. In this context, the target for renewable energy participation levels is 60% for 2035 during 2017. Recent studies suggest that this target is achievable. However, there are some concerns about the impact that renewable energy imposes on the grid, which could lead to the inefficient incorporation of these technologies. One reason for this potential inefficiency is that electricity demand is not directly exposed to the spot price, so it is not very responsive to market conditions. The current literature on demand-side flexibility in the Chilean electricity system is limited and there are no studies that analyse the effects of the introduction of demand flexibility on the efficient use of renewable energy technologies in the Chilean electricity market. This thesis develops a deterministic Demand Response Unit Commitment (DR-UC) model. This model is formulated as a mixed-integer nonlinear program (MINLP) using a two-part quadratic disutility function. This formulation allows us to assess the impact of demand-side flexibility when demand can be shifted or adjusted in an electricity system using five different generation technologies (solar, wind, hydro reservoirs, run-of-the-river and thermal power plants). Unlike most of the literature, which considers that only a fraction of the total demand is flexible, I place no restriction regarding the amount of demand flexibility. I simulated the operation of the Chilean electricity system for different scenarios in the year 2035. I use the results of these simulations to assess the benefits provided by demand flexibility in the Chilean electricity market and the impact on renewable energy generation and on the operation of other technologies. The Demand Response benefits found in this study corresponds to a lower bound of its possible benefits to the system. The results of this thesis suggest that demand-side flexibility integration increases the efficient use of renewable energy investment for the year 2035. This is due to the reduction of both renewable energy curtailment and cycling operation of low-cost thermal power plants, as well as lower spot price variability. When incorporating demand-side flexibility, diesel generation is reduced by up to 42% due to the shift in consumption from peak to non-peak hours. An important result of the study is to show that a Demand Response would increase CO2 emissions because coal power plants operate at higher capacity. The software code that implements the model and assesses its impact is offered as free software, and is one of the major contributions of this work. It is available in the Git repository of the project.

Ingeniera Civil Eléctrica / Dada la participación creciente en el sistema eléctrico de las Energías Renovables de Fuente Variable, tales como la energía solar y eólica, que ha sido observada en los últimos años y que se espera para los años siguientes, se observa la aparición de nuevos desafíos para el operador del sistema relacionados con la seguridad y confiabilidad del sistema. Para apoyar los balances entre energía producida y demandada en tiempo real el operador del sistema utiliza los Servicios Complementarios que hayan sido previamente pactados. Dada la importancia de estos servicios para el sistema es de gran relevancia que sean remunerados de forma adecuada para así compensar a las unidades que dejan sus recursos a servicios del operador. En este trabajo, se identifican una serie de aspectos a mejorar en la regulación chilena de acuerdo con el contexto planteado. Estos aspectos son enmarcados en propuestas regulatorias cuyo objetivo es perfeccionar el modelo eléctrico chileno existente sin realizar cambios sustanciales, de manera de mantenerse bajo el esquema de despacho centralizado con costos auditados que es característica del sistema chileno. Además, se realiza una verificación de que los cambios propuestos presenten cualidades genéricas preferibles para caracterizar un esquema de tarificación determinado en sectores regulados. Como primera parte se realiza una revisión internacional de los mercados de Italia, Bélgica, PJM y Australia; donde son reconocidos aspectos destacables y en común bajo lo cual se conforman lineamientos a seguir para llegar a una situación donde las falencias identificadas sean mejoradas. Como segunda parte son planteadas las propuestas regulatorias y finalmente estas son ilustradas en un ejemplo donde es utilizada una modelación del sistema eléctrico al año 2021 en PLP y PCP. Las propuestas realizadas en este trabajo establecen que exista un diseño adecuado de los distintos productos a remunerar en el sistema eléctrico chileno, de manera tal que exista una delimitación clara entre lo que corresponde al despacho diario de la energía y lo que respecta a la entrega de servicios de control de frecuencia, en cuanto a precio y cantidad. Como propuesta de implementación de lo anterior, se destaca la co-optimización de la energía en conjunto con las reservas basada en costos auditados, lo que garantiza la obtención del precio real de cada uno de estos productos como resultado del problema de optimización. Además, se plantea la idea de penalizaciones al desvío como mecanismo de mejora a los pronósticos de energía para el día siguiente y, que por otro lado, los desbalances de energía producidos no sean cobrados a la demanda en su totalidad.