La demanda por energía que se tiene actualmente no está siendo satisfecha. La producción total de energía eléctrica a nivel nacional fue de 3,322 gigavatios hora (Gwh) en abril del año 2011, mayor en 5,2% respecto al mismo mes de dicho año, según el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Considerando estas premisas, el proyecto profesional de la referencia, describe a la empresa Duke Energy, generadora y transmisora de energía, su posicionamiento en el sector de energía, la comercialización en el mercado libre y regulado, analiza sus ventajas competitivas, describe y detalla sus procesos principales y sus procesos de soporte. Se analizará los objetivos estratégicos del negocio, la relación con los procesos y sus responsables, de manera que puedan ser respaldados por el área de Tecnologías de la Información, haciendo que esta se convierta en su socio estratégico que genere valor a la organización y sea su apoyo para llegar a las metas corporativas.

El objetivo principal de este trabajo es crear una herramienta computacional que permita guiar y predecir el plan de mantenimiento e inversiones de una empresa distribuidora eléctrica. Es necesario obtener datos históricos de la empresa para que esta herramienta pueda obtener mayor confiablidad en sus resultados. Las medidas a tomar para esta herramienta son los modelos dinamicos tantos del alimentador como de los indices de continuidad de suministro electrico de la red, asi poder cargar en el software cualquier alimentador que este dispuesto de forma radial y asi poder predecir el comportamiento de fallas historicas frente a las nuevas reconfiguraciones de la red. Se determinaron algoritmos orginales, derivados de trabajos anteriores, para la optmización de inversiones y reposicionamientos de equipos en la red, pudiendo asi determinar el costo de energía no suministrada en los momentos de interrupción y los costos de inversiones asociados, para asi poder calcular la cantidad óptima de equipos y disposición de estos, en una red de media tension. Tambien se modelaron los índices de continuidad de suministro de forma real, por lo que el programa adquiere un sentido de simular fallas en condiciones nuevas. La determinación de estos indices de forma real, fue dado por el modelo de alimentador ocupado, utlizando algoritmos recursivos. El modelo computación usado fue de arboles de busqueda de N hijos. Como resultado se obtiene la solución óptima del posicionamiento de equipos e integración de ellos en la red, pudiendo asi determinar las variaciones en los índices de continuidad de suministro cuando se le aplican los algoritmos propuestos de búsqueda directa. Además se obtienen los nuevos indices de continuidad para las nuevas configuraciones. Se concluye que los modelos ocupados tratan de modelar una red de distribución de forma real, y optmizarla de forma que se cumplan las restricciones de mínimo costo para la empresa y mayor disminución de los indices de continuidad.

La modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos del año 2004, conocida como la Ley Corta I, junto con establecer lo que se entiende por sistemas de subtransmisión, incorpora una detallada normativa para regular la valorización de dichos sistemas. Esta normativa no incluye el detalle de la estructura tarifaria de peajes mediante los cuales los propietarios de las instalaciones de subtransmisión pueden recuperar los costos de inversión (AVI) y los de operación, mantenimiento y administración (COMA). Lo anterior motiva al objetivo principal de esta memoria, el cual es estudiar alternativas de tarificación que permitan asignar de manera eficiente los costos de los sistemas de subtransmisión a los consumidores. Cabe señalar que este tema es particularmente relevante de resolver en sistemas enmallados, que es el caso del sistema de subtransmisión SIC 3, constituido fundamentalmente por instalaciones de propiedad de Chilectra, sistema en el cual se simulan las alternativas desarrolladas. El estudio comienza presentando una revisión de los mercados eléctricos y las características que tienen los sistemas de transmisión en este tipo de esquemas. Se muestra la importancia que tiene la regulación de la transmisión en permitir un correcto funcionamiento de un mercado eléctrico. Luego se señala el proceso de tarificación de sistemas de transmisión y las cualidades que son deseables que éste posea. Se realiza posteriormente una síntesis de como ha sido tarificada la subtransmisión en Chile en los últimos años. Se desarrollan dos alternativas para asignar el uso de la red. La primera identifica los tramos comprometidos basándose en un análisis topológico de la red y el principio de proporcionalidad. En ella se identifican los caminos por los que es abastecido cada consumo desde una barra del sistema troncal. Se establecen dos formas de efectuar el pago, una a través del costo efectivo de los tramos y la otra por medio de cargos base que consideran el costo medio de las instalaciones. La segunda alternativa obtiene las participaciones que un consumo tiene sobre un tramo, utilizando los factores generalizados de distribución de carga (GLDF). Ambas metodologías incorporan un análisis estocástico al considerar diversas condiciones de operación que permitan reflejar aún mejor el uso del sistema. Para evaluar las alternativas, éstas se aplican al sistema de subtransmisión SIC3, con datos de demanda de punta de invierno del año 2007 y 6 condiciones de operación que consideran hidrologías seca, media y húmeda y el despacho o no de la central Renca. Los resultados obtenidos muestran que las condiciones de operación no tienen gran incidencia en los valores finales. También se aprecia que el empleo de costos efectivos de instalaciones y el uso de factores GLDF, produce señales de localización similares al entregar cargos más altos en zonas donde las instalaciones tienen mayores costos. No obstante, en este caso se tiene el inconveniente de que se genera una gran dispersión de precios para un área geográfica acotada. Por otra parte, la alternativa que considera los costos medios, si bien obtiene cargos menos representativos de los costos del sistema, tiene la ventaja de ser muy sencilla de aplicar. Por las razones señaladas se recomienda aplicar la primera metodología empleando costos medios. Se propone para futuros trabajos abordar el tema del pago de centrales generadoras que inyectan su producción en subtransmisión.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo propone una metodología basada en la métrica de riesgo llamada Conditional Value at Risk (CVaR) para determinar la cantidad óptima de energía a contratar a un precio dado para una central hidroeléctrica de pasada. Esto se realiza para dos tipos de centrales (o regímenes) nival y pluvial, evaluando además una tercera opción con un portafolio de ambas. En particular, la metodología propuesta busca minimizar el CVaR de ingresos de la planta para distintos escenarios futuros que se elaboran mediante combinaciones de varios tipos de combustibles, hidrologías, expansión de la generación, entre otros. Cada uno de estos escenarios se modela en un problema de optimización para determinar el despacho económico del sistema chileno y sus precios por 12 años, entre 2019 y 2030. Para el ejercicio se consideraron 54 hidrologías, nueve escenarios de combustibles y cuatro planes de desarrollo del parque generador en el sistema eléctrico nacional. Los resultados demuestran que una mayor cantidad de energía contratada no necesariamente es deseable en términos de riesgo. Más aún, para una central del tipo pluvial, la energía óptima a contratar es tan solo 10% de su capacidad para los escenarios considerados. Esto se explica porque altos niveles de energía comprometida pueden producir compras en el mercado spot, a un precio incierto, durante condiciones donde no se cuente con el recurso primario para generar (e.g., durante un año/estación más seca). Esto es sustancialmente distinto para el caso de una planta térmica que compra en el mercado spot a precios relativamente bajos, principalmente cuando comprar en el mercado spot es más conveniente que quemar su propio combustible. Asimismo, los resultados obtenidos demuestran que existe una ventaja competitiva para las centrales que poseen régimen de generación nival al presentar una correlación positiva estacional con los precios del mercado spot. Por otro lado, las centrales pluviales deben lidiar con una correlación negativa estacional y con una incertidumbre hidrológica importante. Esto se traduce en un nivel de contratación óptimo del orden del 50% de la capacidad instalada para una planta nival, lo que se contrasta con lo obtenido para el caso pluvial. Finalmente, se estudian los contratos con bloques estacionales, cuyos resultados muestran que -a diferencia de lo que se puede esperar- podría ser eficiente aumentar la contratación en aquellos meses donde no existe una cantidad de generación significativa, lo que se sustenta en la estacionalidad en los precios del mercado spot: por ejemplo, es posible demostrar que para una central del tipo pluvial, cuya máxima generación ocurre en los meses de junio, julio y agosto, la estrategia comercial óptima es contratarse durante los meses de agosto, septiembre y marzo.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo de memoria aborda el análisis de riesgo de distintas alternativas de contratación de energía para generadores renovables eólicos y solares, considerando una proyección de las condiciones del sistema eléctrico SIC (Sistema Interconectado Central) y del mercado eléctrico futuro (e.g. 2025) mediante el uso de modelos matemáticos de despacho de carga. Lo anterior se logra a través de tres etapas claramente diferenciadas; generación de escenarios de trabajo (precios de combustibles, disponibilidad de recursos renovables y capacidad instalada de generación), simulaciones sistémicas (para obtener proyecciones del precio spot a futuro) y finalmente evaluación de riesgo (para identificar las mejores alternativas de contratación). En la primera etapa se construyen escenarios proyectados de diversas matrices energéticas al año 2025 (considerando varias proyecciones desde una participación importante de centrales eólicas hasta con un intensivo desarrollo en base a combustibles fósiles), combinadas con hidrologías probabilísticas asociadas a afluentes a embalses y centrales de pasada, proyecciones de precios de combustibles y estimaciones de perfiles de disponibilidad de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales (ERNC), realizadas mediante representaciones en series de tiempo obtenidas a partir de perfiles reales históricos. En una segunda etapa y con el objetivo de capturar de la mejor forma posible la estocasticidad asociada a la operación futura del sistema eléctrico SIC, se realizan 81.000 simulaciones sistémicas sobre las diversas combinaciones de los escenarios de operación definidos previamente, siendo el enfoque la obtención de despachos de carga y precios spot horarios. Finalmente, se calculan los márgenes mensuales para diversas estructuras contractuales que cubren de diferentes maneras el riesgo asociado a la interacción con el mercado spot por parte de un generador renovable. Para hacer esto se consideran dos esquemas de contratación de energía (mediante bloques horarios diferenciados y bloque único), además de dos niveles de contratación. Finalmente se realiza una evaluación de riesgo utilizando la métrica Conditional Value at Risk (CVaR), aplicada sobre diferentes histogramas que representan márgenes mensuales de un generador en función de su probabilidad de ocurrencia asociada. Este trabajo muestra que los niveles eficientes de contratación ERNC (solar y viento) deben considerar un volumen de energía menor que la energía generable (esperada) para evitar compras en el mercado spot en el caso que el recurso no esté disponible. También se muestra que si bien la contratación de largo plazo puede ser efectiva en disminuir los niveles de riesgo de nuevos proyectos ERNC, también puede elevar significativamente los niveles de exposición al riesgo dependiendo de la estrategia de contratación (cantidad y tipo de contrato), sobre todo en el caso de proyectos solares, donde los niveles de exposición al riesgo pueden variar de manera importante en función del volumen de contratación (lo que también ocurre en menor medida para proyectos eólicos).

It proposes improvement proposals for the management of purchases of a public service corporation of electrical distribution through the diagnosis and analysis of the current problems, based on the Lean philosophy to eliminate unnecessary times and costs. The Lean application will improve efficiency in logistics processes, reduce costs, minimize breaks or stock increases, optimize delivery times, and improve the quality of service benefiting the internal and external customer, as well as the company. / Trabajo de investigación

Permite conocer los diferentes problemas que se presentan en la empresa, obteniendo documentos e información directa en relación a los problemas que se presentan en la gestión operativa y carencia de los controles que se dan en la empresa que suministra energía eléctrica, con la finalidad de ser competitiva y cumplir con sus obligaciones, para el normal funcionamiento y sobre todo para dar cumplimiento a sus metas y objetivos, la investigación tiene como objetivo analizar si la aplicación del control interno constituye un instrumento eficaz en la competitividad de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. del Ecuador, por el periodo comprendido entre 2012 - 2014; para lo cual se aplica la metodología de investigación científica. Para su desarrollo utiliza la encuesta como técnica para la recopilación de datos, información y documentación en forma directa de parte de los funcionarios, servidores públicos y trabajadores así como profesionales a prueba de expertos que tienen relación directa o indirecta con la empresa. / Tesis

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Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / El desarrollo de los mercados eléctricos competitivos en el mundo ha traído como consecuencia tener que abordar diversas fallas en el diseño y estructura de los mismos. Una de estas fallas tiene que ver con el comportamiento estratégico de algunos agentes para distorsionar los precios a través del ejercicio del poder de mercado. Es por ello que se están desarrollando Sistemas de Monitoreo de Mercado (SMM) que permitan alertar y detectar de manera ex ante y ex-post posibles alteraciones y/o comportamientos anticompetitivos de algunos agentes. En esta línea, se han desarrollado diversas metodologías que muestran las distorsiones en el mercado, tales como los modelos de simulación oligopólicos, modelos estadísticos, modelos econométricos, métodos de análisis comparativo, entre otros. Una de las formas de actuar estratégicamente para ejercer poder de mercado, es a través del manejo de la capacidad de generación (Capacity Withholding). En el corto y mediano plazo esta situación puede ser aprovechada por medio del manejo del mantenimiento de las unidades de generación, por parte de una empresa que cuenta con diversos tipos de tecnología y gran capacidad de generación. De la revisión bibliográfica se determinó que no se han desarrollado estudios o análisis con relación a los efectos que tiene la declaratoria de indisponibilidad de mantenimiento en mercados tipo pool obligatorio, y si dicha situación puede ser aprovechada para ejercer poder de mercado. En tal sentido, el presente trabajo se dirige al análisis de posibles conductas anticompetitivas a través de un SMM, basado en una serie de indicadores que entregan señales con relación a este tipo de comportamiento estratégico. En concreto, la metodología propuesta se basa en la técnica de análisis comparativo o benchmark, en la cual se comparan dos situaciones, la primera considerando la indisponibilidad por mantenimiento de una central y la segunda sin considerar dicha indisponibilidad. Si se producen efectos sobre los precios e indicadores, esto entregaría señales que se podría estar produciendo manejos estratégicos de capacidad. Para validar el método propuesto se analiza el mercado eléctrico chileno, en el Sistema Interconectado Central (SIC), por cuanto tiene una estructura de mercado altamente concentrada. Para cuyo efecto se utiliza información de la programación semanal del año 2011, habiendo efectuado simulaciones con el programa de operación de corto plazo (PCP) que utiliza el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC). Los resultados y el análisis realizado permiten concluir que el sistema de indicadores propuesto permite entregar de manera proactiva y práctica señales de la posible presencia de comportamientos estratégicos generados a partir del retiro de centrales de generación por mantenimiento. Se determina que cuando una empresa es excedentaria en su generación e indispensable para la operación del sistema (Indicador de Productor Residual RSI menor a uno), está en mejor posición para efectuar comportamientos anticompetitivos. Es así que el sistema de indicadores permitió revelar que debido al retiro de centrales por mantenimiento, una empresa como Endesa podría contar con mayores posibilidades de manipulación del mercado. Esta situación permite señalar que en el corto y mediano plazo, en mercados tipo pool obligatorio, también es posible que se ejerzan conductas anticompetitivas que distorsionen los precios del mercado. Finalmente, el alto nivel de concentración verificado en el mercado eléctrico del sistema SIC, genera la necesidad de establecer un esquema de monitoreo, además de implementar medidas de mitigación, tales como un mayor incentivo a la competencia a través de la disminución de barreras de entrada, contar con una red de transmisión robusta y con acceso abierto, así como establecer reglamentaciones que limiten la concentración de propiedad en forma acorde.