Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / La suficiencia es un aspecto crítico en el desarrollo de un sistema eléctrico. La evolución de la capacidad instalada en el largo plazo queda determinada por las condiciones y estructura del mercado, el crecimiento de la demanda y las circunstancias a las que se ve sometido el sistema, las cuales inducen decisiones de corto plazo que impactan la suficiencia en un horizonte más amplio. Para un sistema hidrotérmico es importante tomar en cuenta que la variabilidad inherente del recurso hídrico sumada a las condiciones del sistema térmico y del sistema de transmisión, pueden conducir a la incapacidad de suplir la demanda por periodos largos de tiempo. En el caso del sistema chileno, la estructura del mercado cuenta con un instrumento para enfrentar esta última condición - el decreto de racionamiento - el cual permite al regulador intervenir el orden normal del sistema para eliminar, o al menos aminorar, los efectos negativos propios de la situación de escasez y así proteger a los clientes. El diseño del plan para dar forma al racionamiento es complejo puesto que incluye medidas que buscan reducir el consumo a través de la modificación de la demanda, las cuales tienen diferentes características y efectos. El análisis del estado del arte relativo a los temas de coordinación hidrotérmica de largo plazo y racionamiento da cuenta de que no existe una metodología concreta para diseñar y analizar planes que permitan enfrentar distintos escenarios de escasez. El presente trabajo aborda esta problemática, enfocándose en determinar el conjunto de medidas aplicadas a la demanda que resulte más adecuado para resolver la situación que encara el sistema. Este objetivo conduce a una serie de resultados preliminares necesarios para dar forma a la metodología; el análisis del estado del arte en los tópicos antes mencionados, el estudio de índices que den cuenta de la proximidad de déficit o racionamiento, la definición de los estados relativos a la suficiencia de un sistema hidrotérmico en el largo plazo y la creación de una base de medidas con las características necesarias para evaluar su efecto sobre la demanda. Adicionalmente, se describe la herramienta computacional desarrollada, la cual implementa las rutinas de cálculo y optimización requeridas en la metodología y que está asociada a la plataforma de análisis SEEDS (Java/Cplex) creada en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile. Tanto la metodología como la herramienta computacional son validadas a través de un caso tutorial simple que ilustra el procedimiento de uso y da cuenta del potencial de su aplicación en conjunto. Posteriormente se analiza el Sistema Interconectado Central (SIC) de Chile para estudiar la situación a inicios del año 2011, momento en el cual el regulador decretó racionamiento preventivo. El resultado obtenido al aplicar la metodología justifica el régimen de racionamiento en ese entonces, considerando que una situación de alerta se genera cuando la probabilidad de déficit es mayor a un 5\%. Además, se determina que la estructura más adecuada para el plan de control de demanda consta sólo de la medida de reducción de voltaje en distribución, cuya oportuna ejecución permite que el sistema retorne al estado normal sin mayores costos de implementación. Se concluye que la metodología es adecuada y que el desarrollo cumple con los objetivos planteados. El trabajo sienta las bases para continuar con el análisis formal de planes de racionamiento a través de la modelación de otras medidas utilizadas en periodos de déficit y presenta además potenciales espacios para combinar esta metodología con otros elementos relevantes, como la elasticidad precio de la demanda.

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Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica. Ingeniero Civil Eléctrico / Importar gas natural licuado (GNL) a través de contratos Take-or-Pay (ToP) para la generación de electricidad en sistemas hidrotérmicos es una tarea compleja ya que la demanda de gas es altamente incierta dada la variabilidad de las condiciones hídricas. Esto es agravado por la dificultad de transar ex-post los excedentes/déficits de GNL en un mercado secundario (p. ej. cuando el GNL importado no basta para satisfacer la demanda en condiciones hídricas húmedas), el cual es, muchas veces, muy reducido. En este contexto, la presente tesis propone un modelo de optimización estocástica de minimización de costos y aversión al riesgo que permite determinar portafolios óptimos de contratos de suministro de GNL para el sistema eléctrico nacional (desde la perspectiva del planificador social). Este portafolio incluye contratos con varios grados de flexibilidad e interacciones con el mercado spot. A través de varios casos de estudio basados en el principal Sistema eléctrico Chileno (SIC) se conluyó lo siguiente: (i) es óptimo, desde una perspectiva neutral al riesgo, importar GNL para una condición hídrica promedio . Esto implica que el GNL contratado (a través de contratos ToP) no será suficiente en condiciones hídricas secas donde se necesitarán centrales más costosas (p. ej. unidades diésel) para suplir la demanda eléctrica, mientras que en condiciones húmedas las centrales a gas desplazarán generación menos costosa (p. ej. unidades a carbón). (ii) es óptimo, desde una perspectiva de aversión al riesgo, importar GNL para una condición hídrica seca . Esto implica que el planificador social aumentará las importaciones de GNL para proteger al sistema de sobrecostos operacionales en condiciones secas. Esta decisión sistémica es fundamentalmente diferente a la tomada por compañías de generación en un ambiente de mercado, quienes se protegen del riesgo disminuyendo las importaciones de GNL. (iii) contratos ToP con cláusulas flexibles pueden soportar un aumento en los volúmenes importados de GNL acompañado de una reducción de costos operacionales del sistema. (iv) los requerimientos óptimos de GNL para el SIC son cercanos a 6 TWh por año, lo cual es casi el doble de los 3.47 TWh que se importan actualmente. Este monto (6 TWh) puede aumentarse si (i) el planificador social fuera averso al riesgo, protegiendo a los consumidores de sobrecostos producidos por sequías, y/o (ii) se modelaran contratos más flexibles. (v) aumentar los volúmenes importados de GNL a 6 TWh por año (desde los 3.47 TWh actuales) disminuirá los costos esperados del sistema en un 4.1% y reducirá los pagos de la demanda en un 32.1%. Esta reducción desproporcionada en los pagos de la demanda es debido a que parte del excedente del productor es transferido al consumidor gracias a una disminución de los costos marginales del sistema. (vi) es posible diseñar un mecanismo de pago (i.e. price uplifts) donde la demanda cubra parcialmente los costos fijos de los generadores (cuando los precios spot no cubran los costos de GNL) de manera de compartir eficientemente entre el riesgo generadores y demanda. Esto sería beneficioso para ambos ya que estarían en una mejor posición económica que la actual. A pesar que los casos de estudio están enfocados en el mercado chileno, creemos que esto es de interés para otros sistemas hidrotérmicos de América Latina y África, que enfrentan (o lo harán en el futuro cercano) problemas similares asociados al suministro de GNL. Por lo tanto esta investigación puede ser crítica para entender los costos y beneficios de las decisiones relacionadas con la importación de GNL y, de esta manera, sostener un desarrollo y una operación de sistemas eléctricos más eficiente y segura. Este trabajo es, a su vez, oportuno y puede servir para aprovechar los bajos precios en el mercado internacional del GNL que se observan actualmente. / Importing liquefied natural gas (LNG) through take-or-pay (ToP) contracts for electricity generation is significantly challenging in hydrothermal systems since gas demand from the electricity sector is highly uncertain due to the historical volatile behavior associated with hydro conditions. This is compounded by the difficulties to undertake ex-post trading of surpluses/shortfalls of LNG in a secondary market (e.g. when LNG imported does not suffice during dryer hydro conditions), which is –in many cases– significantly limited. In this context, this thesis proposes a cost-minimization, risk-averse stochastic optimization model that allows us to find optimum portfolios of LNG supply contracts for the national power system (from the social planner’s perspective). This portfolio includes contracts with various degrees of flexibility and interactions with the spot market. Through several case studies based on the Chilean power system, we found that: (i) it is optimal, from a risk-neutral, cost-minimization perspective, to import natural gas for an “average” hydro condition. This implies that contracted natural gas (through ToP contracts) will not suffice under dryer conditions where more costly plants (e.g. diesel units) will be needed to supply electricity demand and that gas plants will displace less costly plants (e.g. coal units) during wetter hydro conditions. (ii) it is optimal, from a risk-averse, cost-minimization perspective, to import natural gas for a “dryer” hydro condition. This implies that a social planner will increase LNG imports in order to hedge the system against operational cost spikes during dry conditions. This system-wide decision is fundamentally different to that taken in a market environment where generation companies (e.g. gas plant owners) tend to hedge risk exposure by under-importing LNG. (iii) flexible clauses in ToP contracts can support increased LNG import volumes and a reduction in system operating costs. (iv) optimal LNG system requirements for the Chilean main electricity system are circa 6 TWh per year which is almost twice the amount of 3.47 TWh that is currently being imported. This amount (6 TWh per year) can be increased if (i) the social planner were risk averse to protect consumers against higher costs driven by droughts, and/or (ii) more flexible contracts are modelled. (v) increasing the import volumes to 6 TWh per year (from current 3.47 TWh) will decrease expected system costs by 4.1% and reduce demand payments by 32.1%. This disproportional reduction in demand payments is observed since part of producer’s surplus is transferred to the consumer’s surplus as system marginal costs decrease. (vi) it is possible to design a payment mechanism (i.e. price uplifts) where demand can partially cover gas generators’ fixed costs (when spot prices cannot cover LNG costs) so as to efficiently share risks between gas generators and demand, and this will be beneficial for both since they will be in a better economical position compared to current situation. Although the case studies in this thesis are focused on the Chilean market, we believe that this is of interest to further hydrothermal systems in Latin America and Africa, which face (or will face in the near future) similar problems associated with LNG supply. Hence this research can be critical to understand the costs and benefits of various decisions associated with LNG imports and thus support a more efficient and risk-free operation and development of future electricity systems. This framework is also timely and can serve to take advantage of the present lower prices in the international LNG market.