Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Eléctrica / El aumento en la inserción de centrales fotovoltaicas (centrales PV) en los sistemas eléctricos de potencia ha sido una tendencia a nivel mundial. Esto ha traído consigo nuevos desafíos para los operadores del sistema eléctrico, debido a que este tipo de centrales al no tener partes rotatorias, no aportan a la respuesta inercial sistémica causando problemas en la estabilidad de frecuencia. Si bien las centrales PV no pueden aportar respuesta inercial de manera natural, ellas pueden entregar lo que se conoce como fast frequency response (FFR). Una de las maneras que en se puede lograr esto es a través de la implementación de baterías en los sistemas fotovoltaicos. El presente trabajo tiene por objetivo realizar un análisis técnico y económico de integrar los sistemas de acumulación de energía con baterías (BESS) para respuesta inercial en centrales PV. Para ello se realiza una revisión bibliográfica de tecnologías BESS y su modelamiento para ser implementados en el unit commitment y despacho económico de un caso de estudio (SING). Para lograr un análisis correcto se comienza con un estudio al modelo de BESS, para observar cómo las diferentes variables que involucran a los BESS afectan en los costos de operación de ellos. De este análisis se obtiene que las variables que afectan a los costos son el state of charge (SOC), el tiempo durante el cual los BESS son descargados y la energía que son capaces de entregar. También se obtiene el tiempo óptimo de recarga de las baterías para la operación. Teniendo aquello, se incluye el modelo de BESS en el unit commitment y el despacho económico. Se decide realizar un análisis de sensibilidad a la cantidad de contingencias que se tienen al año, al tiempo de descarga durante el cual las baterías entregan al sistema y a la capacidad instalada que se tiene en BESS. Los resultados arrojan que al implementar los BESS en el sistema eléctrico los costos de operación del sistema eléctrico de potencia (SEP) disminuyen. Esto es debido a que, al aportar los BESS en las reservas, disminuye la cantidad necesaria de reserva dada por los generadores sincrónicos, dándole a estos holgura para poder cubrir la demanda. Esto trae consigo una disminución en la energía no suministrada del sistema (ENS). En la simulación realizada la ENS tiene un costo muy alto, llevando a que a pesar de que se aumentan los costos de operación de los BESS al aumentar la cantidad de ellos en el SEP, al disminuir la ENS, se disminuye el costo total de operación del sistema.

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.