Browsing by Author "Araneda Tapia, Juan Carlos"
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Thesis Análisis del uso de derechos financieros de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional considerando bloques horarios solares(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-03-26) García Salinas, Nicolás Ignacio; Araneda Tapia, Juan Carlos; Gacitúa Rocha, Leonardo Esteban; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Rozas Valderrama, Rodrigo AndrésEl acelerado proceso de transición energética y la masiva inserción de generación fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) han acentuado las restricciones de transmisión, generando frecuentes desacoples de precios nodales. Para mitigar este riesgo, la presente Memoria de Titulación evalúa la implementación y el desempeño económico de un mercado de Derechos Financieros de Transmisión (DFT) en el contexto chileno. La metodología propuesta contempla una simulación de la operación del sistema proyectada al año 2030, incorporando la futura línea HVDC Kimal-Lo Aguirre bajo una lógica de un mercado basado en ofertas. A partir de estos resultados, se formula e implementa un modelo de subasta para la adjudicación de DFT, evaluado bajo tres escenarios temporales: un mercado de 24 horas y uno segmentado en bloques diurno y nocturno. Los resultados demuestran que la estructuración del mercado en bloques de 24 horas enmascara el comportamiento real de la red, presentando una rentabilidad de cobertura del 84,8% y un 9,4% de sobrepago. Al segmentar el análisis, es posible aislar y contrastar las dinámicas operativas de ambos periodos: mientras el bloque diurno presenta diferenciales de precios más planos que desincentivan la participación (evidenciado en una rentabilidad de solo 37,6% y un alto sobrepago del 38,3%), durante el bloque nocturno el despacho de unidades térmicas eleva los costos marginales y expone los cuellos de botella estructurales. Es en este último periodo donde los DFT cumplen a cabalidad su función, otorgando un blindaje financiero altamente efectivo al registrar una rentabilidad del 91,5% y un sobrepago mínimo del 6,6%. Esta asimetría se fundamenta en que el 75,3% del ingreso tarifario es recaudado durante el bloque nocturno, lo que consolida la señal de localización y captura el valor económico de la separación geográfica en el sistema. La mitigación de esta incertidumbre financiera permite a los generadores reducir las primas de riesgo por congestión en sus estructuras de costos. Esta certidumbre fomenta(...).Thesis CRITERIOS PARA OPTIMIZAR LA SEGURIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO(Universidad Técnica Federico Santa María, 2013) Quintana González, Alexis W.; Departamento de Ingeniería Mecánica; Sáez Carreño, Alejandro; Olmedo Hidalgo, Juan Carlos; Araneda Tapia, Juan CarlosEl sistema eléctrico chileno está siendo monitoreado constantemente y no sólo por las autoridades encargadas de su resguardo sino que por toda la sociedad. Al ao 2013, ya no es aceptado que el servicio sea interrumpido, independiente de las razones involucradas. La comunidad actual es mucho más activa y opinante que antao y no permite que se vulneren sus derechos, exigiendo un pago justo por el servicio recibido. El presente trabajo busca dar respuesta a algunos de los planteamientos sociales descritos anteriormente, realizando un análisis de los criterios de seguridad de servicio eléctrico en Chile. El trabajo consta de cuatro etapas principales. En primer lugar se plantea el marco teórico que sustenta los criterios de seguridad de servicio, desarrollando conceptualmente las alternativas posibles de implementar. Con esta información es posible generar las ideas básicas que permitirán argumentar críticas o aciertos de situaciones presentes en el sistema eléctrico y así deducir las primeras conclusiones de la gestión de planificación y operación en Chile. Una segunda parte revisa la legislación que influye en los criterios de seguridad de servicio eléctrico en Chile. Posteriormente se realiza una evaluación de la seguridad de servicio eléctrico en Chile, analizando las claves y falencias del esquema actual. En la cuarta parte de esta tesis se buscan las mejores prácticas a nivel internacional que pudiesen servir para mejorar la condición actual de nuestro sistema. Finalmente, el último capítulo plantea algunas conclusiones críticas en torno a cómo se está planificando y operando el sistema eléctrico chileno bajo el concepto de seguridad de servicio y cuales alternativas serían aplicables para mejorar dicha condición.Thesis Evaluación del uso de derechos financieron de transmisión de tipo de Flowgate en Sistema Eléctrico Nacional(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-08-11) Valencia Vera, Christopher Nicolás; Araneda Tapia, Juan Carlos; Gacitúa Rocha, Leonardo Esteban; Departamento de Electricidad; Rozas Valderrama, Rodrigo AndrésEl Sistema Eléctrico Nacional (SEN) enfrenta crecientes congestiones estructurales derivadas de la masiva inserción de Energías Renovables Variables (ERV) y retrasos en la expansión de la transmisión, acumulando vertimientos de energía que en el año 2025 superaron los 6.000 GWh. Esta condición genera desacople en los Costos Marginales (CMg) a lo largo de la red, exponiendo a las empresas generadoras a riesgos financieros al abastecer contratos de suministro en zonas con precios superiores a sus nodos de inyección. Ante esta problemática, el presente Trabajo de Memoria de Título evalúa la viabilidad económica de implementar Derechos Financieros de Transmisión (DFT) de tipo Flowgate como mecanismo de cobertura en el SEN. Para abordar esta problemática, se diseñó un mercado zonal inspirado en mercados internacionales, agrupando el sistema proyectado al año 2030 (40,1 GW de capacidad instalada) en tres zonas delimitadas por congestiones estructurales. El despacho económico se simuló mediante el software LGplan para un horizonte de 24 meses, utilizando doce días representativos al año. Se evaluaron dos escenarios condicionados a la entrada en operación de la línea de transmisión HVDC Kimal-Lo Aguirre (capacidad de 3.000 MW). Posteriormente, se implementaron subastas mensuales de DFT con la participación de 35 agentes coberturistas, dotados de estrategias de oferta dinámicas, niveles de agresividad adaptativos y una variable direccional diseñada para evitar la adquisición de pasivos financieros en contraflujo. Los resultados demuestran que el sistema experimenta dos congestiones estructurales principales, las cuales registran un 42,6 % de congestión entre la zona Norte Grande y Norte Chico, y un 61,5 % entre la zona Norte Chico y Centro-Sur. En este contexto, el operador del sistema recaudó $5,03 MMUSD mediante las subastas de DFT, permitiendo a los agentes adjudicados mitigar el riesgo y valorizar la cobertura total en $5,60 MMUSD. Los agentes que ofertaron eficientemente obtuvieron un saldo neto positivo de $1,92 MMUSD para amortiguar sus pérdidas en el mercado spot. La incorporación de la variable direccional demostró su efectividad al proteger al 100 % de los agentes en contraflujo de incurrir en pasivos económicos derivados de la valorización del derecho. No obstante, la investigación también constata que(...).Thesis Evaluación del uso de derechos financieros de transmisión aplicados al SEN(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-08-21) Barrera Navarro, Richard Andrés; Araneda Tapia, Juan Carlos; Gacitúa Rocha, Leonardo Esteban; Departamento de Electricidad; Rozas Valderrama, Rodrigo AndrésEn este Trabajo de Memoria de Titulación se analizó la implementación de un mercado de Derechos Financieros de Transmisión (DFT) en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) al año 2030, respecto a la propuesta de diseño de un mercado mayorista de energía basado en ofertas, encargado por el Coordinador Eléctrico Nacional a la consultora ECCO [1]. Se modeló el despacho económico del SEN a 2030 en un día representativo para cada uno de los 12 meses del año, de acuerdo a la infraestructura proyectada por la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) del Ministerio de Energía y considerando un mercado basado en ofertas, donde se incorporan mecanismos de ajustes de ofertas por parte de los generadores. Se modelaron dos escenarios: 1.Entrada en operación de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre. 2.Sin entrada en operación de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre. El sistema obtenido fue agrupado en cuatro zonas: Norte Grande, Norte Chico, Centro y Sur, obteniéndose los CMg locales de cada día representativo. Respecto al mercado de DFT, se implementó un mecanismo de subastas mensuales para un universo de 70 agentes participantes, diferenciados por coberturistas y especuladores(...).Thesis GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y SU APLICACIÓN EN CHILE(Universidad Técnica Federico Santa María, 2009) Herrera Reyes, Cynthia Paola; Departamento de Mecánica; Sáez Carreño, Alejandro; Araneda Tapia, Juan Carlos; eiva Illanes, Roberto EduardoEste trabajo aborda los aspectos legales, económicos, comerciales y medio ambientales de la Generación Distribuida en Chile realizando una evaluación económica con sus respectivas sensibilizaciones y conclusiones. Adicionalmente, se hace un análisis del estado de la generación distribuida a nivel mundial. En esta tesis, se considera como generación distribuida a todos aquellos productores que generen electricidad y cuyos excedentes iguales o menores a 9 MW sean inyectados en una red eléctrica. Los generadores que caen dentro de esta categoría se denominan de la siguiente manera: Pequeos Medios de Generación (PMG), los que están conectados a un sistema eléctrico, a través de instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional; Pequeos Medios de Generación Distribuidos (PMGD) que se conectan a redes de distribución; y Medios de Generación No Convencionales (MGNC), cuya fuente de energía es no convencional. Estos pueden ser PMG o PMGD, según el punto de la red eléctrica a la que se conecten. Se caracterizó cada una de las tecnologías que se pueden utilizar como generadores distribuidos y posteriormente se realizó un análisis de rentabilidad en aquellas tecnologías que más se utilizan en Chile. Las tecnologías a las que se le realizó un análisis de rentabilidad son: - Aerogenerador, - Mini hidráulica - Motor de combustión interna (MCI). Para el escenario base considerado, las tres tecnologías son competitivas, aunque en mayor grado lo es la hidro, después la eólica y por último los MCI. Dada las características operativas de cada una de estas tecnologías estas debiesen operar con distintos tipos de contrato. A los MCI, considerados como centrales de punta por sus bajos montos de inversión, altos costos de producción y que generan en condiciones críticas de hidrología seca o cuando fallan centrales, les conviene operar sin contratos en el mercado spot. Tienen un ingreso por potencia que paga la inversión. El operar con contrato le genera un alto riesgo pues tendrá un margen negativo cuando los costos marginales son mayores al precio del contrato. Las centrales hidráulicas y las eólicas son consideradas centrales eficientes pues tienen altos montos de inversión, bajos costos de operación y altos niveles de generación esperada. Desde el punto de vista contractual el operar sin contratos le infiere un alto riesgo, mientras que el operar con contratos le asigna riesgos bajos pues estabiliza los ingresos.Thesis HVDC PARA EL APROVECHAMIENTO DE RECURSOS ESTRATÉGICOS HIDROELÉCTRICOS(Universidad Técnica Federico Santa María, 2007) Geraldo Téllez, Camilo; Departamento de Ingeniería Mecánica; Araneda Tapia, Juan CarlosTesis con resumen extenso, ver impreso o mutlimedia.
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