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A comprehensive review on expansion planning: models and tools for energy policy analysis
(2018) Gacitúa Rocha, Leonardo Esteban; Gallegos Garay, Pablo Ignacio; Henríquez Auba, R.; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Olivares Quero, Daniel; Valenzuela, A.; Wenzel, George
A mixed-integer distribution network planning model using a tight power flow relaxation
(2018) Lobos Rodríguez, Nicolás Eduardo; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
Este trabajo de tesis presenta un modelo de optimización entera-mixta para abordar el problema de planificación de la distribución. El modelo desarrollado considera múltiples aspectos, incluyendo inversiones en alimentadores, subestaciones, y generación distribuida (GD), así como las importaciones de energía desde el sistema eléctrico troncal sobre un horizonte de planificación determinado. La principal característica de este modelo es que representa de forma precisa la fenomenología de los flujos de potencia a través de una relajación poliedral de las ecuaciones del flujo de potencia, basada en una conocida aproximación exterior del cono de segundo orden. Una serie de experimentos computacionales muestra el valor del enfoque propuesto para entender los efectos de la integración de GD, la efectividad del modelo de flujos de potencia empleado, y la eficiencia computacional del modelo de planificación en general.
An Adaptive Robust Optimization Model for Power Systems Planning With Operational Uncertainty
(2019) Verástegui, Felipe; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo; Olivares Quero, Daniel; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Gazmuri S., Pedro
Análisis multicriterio para la evaluación de regulación energética en recursos energéticos distribuidos
(2024) Galilea Martínez, María José; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
En respuesta a la crisis climática los países han planteado diversas estrategias regulatorias para la transición energética. Dada la relación entre el sistema eléctrico y el mercado, las regulaciones que rigen el segundo tienen un impacto importante en qué tecnologías se desarrollan y la velocidad con la que se realizan cambios al sistema. Luego, resulta necesario evaluar las regulaciones implementadas. Para ello, se identificaron en la literatura las principales metodologías, entre las que destaca el uso de análisis multicriterio para la evaluación energética. En particular este análisis se ha utilizado en políticas generales de inversión en tecnologías o mixes de generación y localización de plantas. Además, se analizaron los casos de Alemania, España, Reino Unido y Chile con enfoque en las políticas implementadas para el desarrollo de recursos energéticos distribuidos (DERs) y comunidades energéticas. En base a esto, se identificaron los principales criterios utilizados por la literatura y los elementos propios de los recursos distribuidos que deben considerarse para su incorporación al sistema. Estos se ordenaron en base a los criterios: técnico, económico, sociopolítico y ambiental. Luego, lo criterios fueron utilizados para la evaluación del programa Comuna Energética implementado en Chile desde el año 2015. La evaluación destacó la importancia de la existencia de señales de localización en las regulaciones de DERs, no incorporadas actualmente. Además, se encontró que el programa entrega la posibilidad de mejorar la visibilidad de los recursos distribuidos, ha favorecido el desarrollo del mercado y se encuentra alineado con los objetivos climáticos del país. La evaluación implementada permite proponer mejoras al programa y evaluar sus siguientes versiones, además de analizar otro tipo de regulaciones relacionadas con DERs. Es de esperar que el desarrollo de recursos distribuidos continúe al alza, por lo que resulta importante mejorar la incorporación de los recursos energéticos distribuidos al sistema.
Data-driven optimization for seismic-resilient power network planning
(2024) Oneto Schiappacasse, Alfredo Ernesto; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo; Ferrario, Elisa; Poulos Campbell, Alan John; Llera Martin, Juan Carlos de la; Negrete Pincetic, Matías Alejandro
Many regions of the planet are exposed to seismic hazards that can cause devastating consequences on power systems. Due to these systems’ crucial role, the evaluation and planning for their safe and reliable operation are paramount. This paper develops a novel data-driven optimization framework to assess the power network’s seismic resilience and plan cost-effective investments for its enhancement. Under a robust optimization scheme, an earthquake attacker–defender model finds the worst-case realization of random earthquake network contingencies within an uncertainty set defined with a large number of scenarios generated by state-of-the-art engineering methods. Moreover, data-driven stochastic-robust optimization is employed in a two-stage seismic-resilient power network planning model, leveraging multiple seismic sources’ distributional information. Transmission line expansions and siting and sizing of battery energy storage systems are decided in the first stage, while the second stage decides operational variables. Experiments on a 281-node Chilean power system provide insights for seismic-resilient planning and demonstrate the efficiency of the proposed approach.
Distributed Local Energy Market for Microgrids based on Feedback Optimization
(2022) Díaz Ulloa, Alejandro Eduardo; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Olivares Quero, Daniel; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
A medida que aumenta la penetración de los recursos energéticos distribuidos (DER), se hacen necesarias estrategias de control eficientes y confiables para su operación coordinada dentro de las microrredes. Esta tesis propone una arquitectura de mercado de energía local para microrredes basada en feedback optimization, que lleva a una microrred a un estado estable al resolver un problema subyacente de operación óptima, con las características de ser distribuida y plug-and play. La arquitectura utiliza una red de comunicaciones, un algoritmo de consenso lineal y agentes inteligentes de servicio adicionales que respaldan la toma de decisiones distribuida. Características adicionales incluyen el diseño de una función de costo de energía futura (FCF) para facilitar la gestión del almacenamiento distribuido a lo largo del tiempo y el diseño de un mercado de energía forward para gestionar el riesgo. La arquitectura propuesta es simulada en el despacho óptimo multiperíodo de una microrred aislada de 5 barras, utilizando dos casos de estudio para evaluar el desempeño del controlador. El primer caso de estudio muestra la dinámica de los FCF propuestos para una gestión satisfactoria del almacenamiento en las unidades de almacenamiento distribuido. El segundo caso de estudio analiza la dinámica del mercado de energía forward y su impacto en el controlador principal, implementándose con éxito la subasta de energía. En todos los casos de estudio, el controlador logra alcanzar rápidamente un estado estable óptimo y un consenso de las variables globales entre todos los agentes de la microrred.
Duration-Differentiated Energy Services with a Continuum of Loads
(2016) Nayyar, Ashutosh; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Poolla, Kameshwar; Varaiya, Pravin
Efecto de la operación real de los sistemas de almacenamiento de energía sobre su valor de capacidad
(2025) Wassermann Taylor, Benjamín Eitan; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
Con el aumento de la penetración de energías renovables variables (ERV), garantizar el suministro eléctrico se ha vuelto una tarea cada vez más compleja. Esto exige el desarrollo de diseños de mercado que no solo incentiven la inversión en el segmento de generación en el largo plazo, sino que también promuevan la integración de nuevas tecnologías que permitan cubrir la demanda y adaptarse a los cambios asociados a la incorporación de ERV, como lo son los sistemas de almacenamiento de energía. Indicadores como el valor de capacidad buscan cuantificar el aporte de estas tecnologías a la suficiencia del sistema y su estimación debe considerar tanto atributos físicos como condiciones prácticas de operación. Este trabajo analiza el impacto de las condiciones de operación real en el valor de capacidad de los sistemas de almacenamiento de energía utilizando la metodología Expected Load Carrying Capability (ELCC). Se estudia el efecto de variables como el índice de indisponibilidad forzada (IFOR), la profundidad de descarga (DOD) y la tasa de carga y descarga (C-rate) sobre el aporte de los sistemas de almacenamiento a la suficiencia del sistema. Adicionalmente, se exploran diferencias entre escenarios actuales y futuros, demostrando que la relevancia de estas variables puede variar según la penetración de ERV no despachables y el crecimiento de la demanda en el sistema. Los resultados muestran que el valor de capacidad del almacenamiento puede variar hasta en un 25% dependiendo de las restricciones operacionales del sistema y el diseño de mercado adoptado.
Electricity supply auctions : understanding the consequences of the product definition
(2015) Negrete Pincetic, Matías Alejandro; De Castro, Luciano; Pulgar-Painemal, Hector A.
Esquema distribuido de respuesta de demanda en redes de distribución trifásicas
(2018) Sandoval Bazaes, Pablo Andrés; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
Los recursos de respuesta de demanda o gestión de demanda (DR, demand response) han captado amplia atención los últimos años por ser potenciales fuentes de flexibilidad asociadas a la demanda, con prometedoras capacidades para contribuir al mantenimiento del balance entre el suministro y la demanda eléctrica. El problema de la gestión de la demanda se centra en la operación de cargas flexibles que pertenecen a un grupo de usuarios que se encuentra distribuidos a lo largo de una red eléctrica. A pesar de lo anterior, varios trabajos dejan de lado las restricciones propias del flujo de potencia, desentendiéndose de la factibilidad técnica de la solución alcanzada. Este trabajo propone un esquema de DR distribuido y potencialmente implementable, que permite la coordinación de productos de demand response localizados a lo largo de una red trifásica de distribución, manteniendo las corrientes por las líneas y los voltajes en los nodos dentro de rangos seguros de operación. El objetivo del modelo es hacer seguimiento de una señal de tracking establecida por un agente externo, como podría ser un operador independiente del sistema (ISO, independent system operator), minimizando la disatisfacción que se causa a los usuarios. El esquema propuesto considera que existe una adecuada infraestructura de comunicación bi-direccional que permite el intercambio de información entre el operador del sistema de distribución (DSO, distribution system operator) o un agregador de demanda y los usuarios. El esquema fue probado en una red trifásica de 23 nodos. Los resultados revelan el potencial de estos recursos y sus capacidades para prestar servicios complementarios.
Evaluation of Multipurpose Reservoir Operating Policies at Basin and Electric Power System Scale
(Springer, Cham, 2025) Durán Flores, Antonia Ignacia Paz; Favereau Monti, Marcel Joseph; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo; Vicuña Díaz, Sebastián; Melo Contreras, Óscar; Negrete Pincetic, Matías Alejandro
The impacts of climate change such as hydrological droughts have motivated significant changes in reservoir management strategies. The operation of multipurpose reservoirs is vital for efficiently utilizing stored water resources, serving various needs such as electricity generation and agricultural irrigation. Despite substantial efforts to support decision-making within each economic sector, there is a notable lack of comprehensive integration across these sectors in concurrent analyses. To address this gap, we propose an integrated approach that combines a large-scale hydrothermal scheduling model with a basin-scale water resources model to comprehensively analyze the operations of both the power and agricultural systems. This approach enables the assessment of operational policies for multipurpose reservoirs and their performance at both local and regional scales under diverse hydrological scenarios. An essential modification analyzed here is the prioritization of water allocation to agricultural users. We rigorously evaluate the impacts of this modification across various hydrological conditions, using a prominent Chilean basin as a case study. Applying this methodology to Laja Lake, the largest Chilean multipurpose reservoir with significant hydroelectric capacity and extensive agricultural areas, we analyze the situation in 2025 and find that hydrological variations directly affect both the electrical and agricultural aspects of performance. During drought conditions, there is a noticeable increase in thermal generation, costs, emission intensity, and water deficits. Furthermore, the adjusted policy reveals intricate trade-offs between emissions from the power sector and agricultural water deficits. In drier scenarios, improving agricultural reliability incurs minimal additional operational costs and reduces power sector emissions, supporting the adoption of a policy aligned with net-zero objectives.
Evaluation of multipurpose reservoir operating policies at basin and electric power system scales
(2024) Durán Flores, Antonia Ignacia Paz; Favereau Monti, Marcel Joseph; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo; Vicuña Diaz, Sebastián; Melo Contreras, Óscar Alfredo; Negrete Pincetic, Matías Alejandro
Climatic phenomena, particularly hydrological droughts, have led to significant changes in reservoir operation strategies. Multi-purpose reservoir operations are essential for effectively managing stored water resources for various activities like electricity generation andagricultural irrigation. Despite considerable efforts to support decision making for each economic activity, there remains a weak integrationacross these sectors in joint analyses. To address this, an integrated approach combining a model of a large power system and a model at the basinscale is proposed to analyze the operation of both power and agricultural systems. This approach allows evaluation of the operating policies of amultipurpose reservoir and its performance at both the local and regional scales under different hydrological scenarios. A modification is imple-mented whereby the priority of water extraction to agricultural users is increased. Its effects are assessed for different hydrological trajectories ina case study in the Laja Lake basin in southern Chile, the biggest Chilean basin with a capacity of up to5,500Hm3. The Laja Lake, a multi-purpose reservoir with substantial hydroelectric generation capacity and extensive agricultural areas plays a crucial role in the operation of thenational power system. Based on an analysis of 2025, it is demonstrated that hydrological changes directly impact electrical and agriculturalperformance. Drought conditions increase thermal generation, costs, emission intensity, and water deficits. Furthermore, the policy modificationreveals tradeoffs between the power sector’s emissions and agricultural water deficits. For drier scenarios, increasing agricultural extractionpriority results in low additional operational costs and emissions from the power system, which supports adopting a policy aligned with netzero objectives.
Expansion planning under long-term uncertainty for hydrothermal systems with volatile resources
(2017) Maluenda Philippi, Benjamín; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Olivares Quero, Daniel; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
La significativa integración de fuentes renovables volátiles de energía en los sistemas de potencia da pie a preocupaciones que motivan el uso de mayores detalles operacionales en la planificación de expansión de capacidad. Planes de inversión más económicos y confiables pueden ser obtenidos en este nuevo paradigma a través del desarrollo de mejores herramientas de planificación para infraestructura de generación y transmisión eléctrica. En este contexto, este trabajo presenta un modelo de programación estocástica para planificar la expansión de sistemas de potencia hidrotérmicos. El modelo considera incertidumbre en los afluentes de agua y días representativos con alta resolución temporal. Esto permite capturar fenómenos inter-horarios, como cronología de perfiles de demanda y recursos renovables, restricciones de rampa y manejo de embalses. En adición, se incluyen escenarios de largo plazo para obtener planes de inversión confiables bajo condiciones extremas. El algoritmo Progressive Hedging es aplicado para descomponer el problema de optimización en sus escenarios de largo plazo y usar los recursos computacionales de manera eficiente. Experimentos numéricos sobre el sistema eléctrico de Chile muestran que el uso de días representativos supera al uso de bloques de demanda en métricas de costo y confiabilidad. Los resultados también muestran que las plantas hidroeléctricas de embalse proveen mayor flexibilidad al sistema, permitiendo una integración económica y confiable de recursos volátiles. Los experimentos también ilustran el impacto de considerar escenarios de largo plazo sobre los planes de inversión obtenidos.
Expansion planning under uncertainty for hydrothermal systems with variable resources
(2018) Maluenda, Benjamín; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Olivares Quero, Daniel; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo
Firewood heat electrification impacts in the Chilean power system
(2020) Verastegui, F.; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Olivares Quero, Daniel
Flexibilidad como producto : control escalable de cargas eléctricas flexibles
(2021) Saavedra Adasme, Aldo Maximiliano; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
La integración de energía renovable es un objetivo económico y social, que busca atenuar los niveles de contaminación generados por los combustibles fósiles. Debido a su volatilidad, surge el desafío de estudiar maneras de cumplir el balance entre la energía generada y consumida considerando esta variabilidad, una alternativa es adaptar el consumo eléctrico de la demanda de forma activa. Ante esto, se propone un esquema de información basado en bandas de flexibilidad, lo que permite coordinar consumidores finales de electricidad, llamados Agentes Locales de Coordinación (ALC) con un Agregador de Demanda, el cual coordina a los ALC según un objetivo sistémico. La banda de flexibilidad es una señal de control compuesta por una cota superior e inferior de consumo. Los ALC pueden consumir electricidad de la manera que necesiten mientras se mantengan dentro de estas cotas. El ancho de la banda de flexibilidad puede ser definido por un acuerdo contractual, creando un nuevo tipo de producto, llamado contrato inteligente. Finalmente, la modulación se produce mediante señales exógenas (u(t)) y funciones matemáticas (α(t) y β(t)), definidas bilateralmente entre los agentes. En este contexto los resultados mas relevantes son: (a) El Agregador de Demanda puede ser escalable y requiere únicamente atributos generales para su caracterización, usando información de consumos eléctricos reales. (b) Las funciones de asignación α(u(t)) y β(u(t)), asignan una proporción de energía según la señal de entrada que reciban. Estas pueden ser ponderadas, de modo que los contratos entre ambos agentes pueden depender de más de una señal de entrada. (c) Un Agregador coordinado con 10000 ALC permite que, en promedio, el consumo de un ALC particular no se desvíe de la banda mas del 21% de las horas del día.
Flexibility or information : what is the value of the aggregator?
(2019) Rodríguez Araya, Rafael Ignacio; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
Los agregadores de demanda tienen un rol clave en los futuros sistemas de energía. En específico, los agregadores pueden facilitar el uso de la flexibilidad de la demanda. Esta tesis se centra en entender cuál es el valor del agregador en términos de agregación de flexibilidad y agregación de información. Se utilizan diversas formulaciones de teoría de juegos para modelar las interacciones entre la comercializadora, el agregador y los consumidores, con diferentes niveles de información. Se propone un juego potencial para obtener el equilibrio de Nash del juego no-cooperativo con información completa y se analiza la dinámica del sistema de consumidores usando el método de expectativas adaptativas para el escenario de información incompleta. Se encuentran diversas ideas claves con respecto al agregador: el valor del agregador proviene principalmente por la información y no por la flexibilidad; consumidores flexibles podrían aumentar el costo del sistema en escenarios con información incompleta; los esquemas de respuesta de demanda basados solo en la señal de precio podrían no aprovechar la flexibilidad del lado de la demanda.
Long-term power systems planning with operational flexibility
(2017) Valenzuela Meza, Alan; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Olivares Quero, Daniel; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
En los últimos años, han habido niveles sin precedentes de penetración de energía renovable en los sistemas de potencia. Dado que varios países se han propuesto ambiciosas metas futuras, se espera que la inclusión de estas fuentes aumente. Esta inclusión ha llamado la atención sobre los desafíos operacionales relacionados con su carácter volátil. En este ámbito, el concepto de flexibilidad -la capacidad de los sistemas de energía para reaccionar a cambios repentinos en la demanda y la suministro- pasa a ser clave. Aunque se han hecho avances significativos para mejorar el modelamiento de la flexibilidad de los sistemas de potencia en las fases operacionales, este problema generalmente se descuida en los modelos de planificación de la expansión, debido a problemas computacionales. Para abordar estos problemas, este trabajo presenta un modelo de planificación de expansión de generación y transmisión de sistemas de potencia manejable que permite obtener un mix de capacidad casi óptimo, considerando penetración renovable con operación detallada. Esto se logra al considerar una relajación de las restricciones de pre-despacho (UC) para tener en cuenta los requisitos de flexibilidad operacional. La formulación propuesta se compara en términos de optimalidad y tiempo de resolución con dos modelos de referencia: un modelo de planificación con representación exacta de UC y otro en el que no se consideran las restricciones de UC. Los resultados muestran que la formulación propuesta es capaz de representar estrechamente la flexibilidad operativa en las decisiones de planificación, con tiempos de resolución reducidos.
Management of EV charging stations under advance reservations schemes in electricity markets
(2020) Bernal, R.; Olivares Quero, Daniel; Negrete Pincetic, Matías Alejandro; Lorca Gálvez, Álvaro Hugo
Managing load contract restrictions with online learning
(IEEE, 2017) Henríquez Auba, Rodrigo Marti; Lesage-Landry, A.; Taylor, J. A.; Olivares Quero, Daniel; Negrete Pincetic, Matías Alejandro
Demand Response (DR) is an effective means of providing flexibility in power systems facing increased variability from renewables. Aggregators must dispatch loads for demand response which provide the most useful services while respecting each load's constraints. In this work, we propose an online learning model where a DR aggregator has to manage a portfolio of curtailable loads subject to several types of restrictions, such as the number of times each load may be curtailed and the total budget. We address this problem with the recent bandits with knapsacks framework. We test the algorithm on numerical examples and discuss the resulting behavior of the algorithm.

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