desafíos regulatorios de la transición energética ... · una revisión de la literatura y la...

Alonso de Córdova 5900 of 402 tel. +56 22 224 9704 [email protected]

Desafíos Regulatorios de la Transición Energética

Flexibilidad en Sistemas Eléctricos

agosto 2019

Introducción

2

En los mercados eléctricos ha tomado fuerza un nuevo concepto - Flexibilidad de los Sistemas Eléctricos

Los desafíos de la flexibilidad no son observables actualmente en Chile. Es importante identificar los

aspectos que deben ser abordados tanto en el ámbito técnico como regulatorio.

La revisión internacional indica que en mercados desarrollados en ERV, la flexibilidad ya es una

preocupación latente por lo cual se están elaborando propuestas que buscan dar solución a este desafío.

El estudio muestra proyecciones futuras de la operación del SEN, las cuales entregan elementos de juicio

para identificar posibles espacios de mejora al modelo regulatorio actual.

Conocer los desafíos futuros permitirá reconocer tempranamente qué elementos podrían ser

necesarios, desde el punto de vista de un análisis técnico y regulatorio, para buscar soluciones a estos

desafíos.

Objetivos del estudio

3

¿Qué productos pueden satisfacer estas necesidades y que mercado los

entregaría?

Lineamientos Principales para

Propuesta Regulatoria sobre Flexibilidad

Definir concepto de Flexibilidad de sistemas

eléctricos

Definir cómo medir la Flexibilidad en sistemas

eléctricos

¿Qué necesidades de Flexibilidad

habrá en el SEN y cuándo aparecen?

Revisión operación real del SEN en 2018

Escenario más crítico en cuanto a Flexibilidad del

SEN

Resultados modelo NCP: análisis de rampas

Objetivos:

1. Identificar los productos de flexibilidad que requeriría el mercado eléctrico chileno en el mediano y largo plazo, los mercados que se deben modificar o

crear, y definir los elementos conceptuales que debe contener un posible cambio regulatorio para cubrir las necesidades de flexibilidad del sistema.

2. Proponer un diseño de cambios regulatorios y desarrollar un análisis de “economía política” respecto de los aspectos y plazos críticos para formular, discutir,

aprobar y poner en vigencia una ley de flexibilidad.

Conclusiones y recomendaciones

Revisión Benchmarking Internacional

Alonso de Córdova 5900 of 402, tel. +56 22 224 9704 [email protected]

Conceptualización

del estudio

Antecedentes

A nivel global, existe una transición en los sistemas eléctricos tanto en la dimensión

económica como técnica producto de la entrada de ERV y la incorporación de nuevas

tecnologías a la matriz energética.

Uno de los efectos importantes es la reducción en la rentabilidad de la “denominada”

generación convencional.

Surge la pregunta ¿cómo asegurar un desarrollo eficiente, seguro y sostenible del

sistema eléctrico en el largo plazo? Se necesitan señales económicas correctas que

incentiven inversiones en infraestructura que den respuesta a lo anterior

Parte de la respuesta a nivel global: Flexibilidad de los sistemas eléctricos.

La pregunta es: ¿Están las señales económicas correctas sobre la Flexibilidad en

Chile?

Estas señales, u otras, pueden/podrán estar alojadas en alguno de los mercados

eléctricos existentes o simplemente en un nuevo mercado.

5

MinutosAleatoriedad de demanda y

generación con ERV

DíasDisponibilidad de recursos

renovables en el día

SegundosPerturbaciones y fallas con gran

penetración de ERV

Qué se entiende por Flexibilidad

6

“Capacidad del sistema para acomodar la variabilidad e incertidumbre en el balance entre demanda y generación

manteniendo al mismo tiempo niveles adecuados de desempeño, sobre todo en términos de seguridad del sistema, en toda

la escala de tiempo”

La Flexibilidad (o necesidad de flexibilidad) se puede observar a distintas escalas de tiempo.

Para cada escala, la flexibilidad puede ser otorgada mediante distintos productos o servicios, los que podrían aún no estar definidos.

HorasRampas pronosticadas de

generación y demanda

Horizonte de tiempo

Meses - añosEstacionalidad, cambios climáticos,

disponibilidad de recursos renovables a largo plazo

CPFPolíticas de operación

CSF

?

?

?

Quiénes pueden proveer Flexibilidad

7

La Flexibilidad puede ser provista por varios agentes del

mercado.

La participación de algunos está sujeto a los avances

tecnológicos, como por ejemplo, el avance en redes

inteligentes para la participación de la demanda

residencial agregada.

La participación de otros está sujeta a los avances en la

regulación o generación de señales económicas que

incentiven la entrega de servicios de flexibilidad.

Este estudio se concentra en este último punto.

Según escala de tiempo, se puede distinguir dos tipos de rampas:

i) Pequeña escala de tiempo (segundos a minutos)

ii) Media o gran escala de tiempo (horas)

Cómo Medir la Flexibilidad en los SEP

8

Una revisión de la literatura y la experiencia del consultor, se proponen las siguientes maneras de medir la flexibilidad

1. Índice de flexibilidad “off line”.

2. Síntomas de inflexibilidad.

3. Análisis de rampas.También incorpora

revisión de síntomas de inflexibilidad

Índice “off line” que indica un valor de la flexibilidad del parque generador según capacidades máxima, mínima y toma de carga.No muestra la flexibilidad en la

operación económica del sistema

Nivel de vertimiento de energía renovable

Volatilidad de precios marginales (temporal y espacialmente)

Operación supramarginal de centrales convencionales.

Magnitud y duración de rampas dan un indicio de requerimiento de flexibilidad.NCP

se necesitan simulaciones a gran detalle temporal.

Cómo medir la flexibilidad:

Análisis de rampas y síntomas de inflexibilidad

Se define “Rampa” como un aumento/disminución en la Magnitud de

generación/demanda en una Duración determinada.

Magnitud y duración de rampas dan un indicio de requerimiento de flexibilidad.

El análisis de rampas en las proyecciones de operación a futuro busca responder:

¿Qué tecnologías asumen estas rampas?

¿Es económicamente/operacionalmente factible que lo hagan?

¿Se puede hacer de una manera más eficiente?

Otros indicadores como la variabilidad temporal y geográfica en los costos marginales,

y los niveles de vertimientos, pueden mostrar un requerimiento de flexibilidad.

9

Rampa �VariaciónmagnitudGeneración/Demanda

Duracióndeterminada

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

MW

Ejemplo de rampas de generación y demanda

Generación convencional Generación ERV Demanda

Rampa por disminución en generación ERV.

Rampa por aumento en la demanda

Se midió la flexibilidad del Sistema Eléctrico Nacional en base a proyecciones de operación entregados por el modelo SDDP (largo plazo) y NCP (corto plazo – detalle horario)

Situación real de inyección ERV

Los niveles máximos de rampa horaria están alcanzando los 900 MW en el caso solar, y 200 MW en el caso eólico.

No necesariamente se acoplan.

Es de interés revisar qué ocurriría a futuro

10

-1.000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

Solares - 1hr

SIC up

SING up

SEN up

SIC down

SING down

SEN down

-1.000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

Eólica - 1hr

Máximos de rampas de generación de fuentes solares y eólicas rango de 1 Hora

Análisis prospectivo de la operación del SEN

11

Se considera un escenario de descarbonización y alta integración de Energías Renovables Variables (ERV).

Al 2030 hay 1.919 MW retirados de centrales térmicas en base a carbón para reducir factor intensidad de emisiones en 45% (respecto al 2007).

Para 2030 ingresan al sistema 2.393 MW de capacidad en centrales solares y 5.540 MW de capacidad en centrales eólicas.

En expansión de transmisión, se ocupa la planificación de la CNE y el criterio del consultor, en base a la operación óptima del sistema

en hidrología media esperada.

En escenario proyectado, la participación anual de energías solar y eólica alcanza el 35% al 2030, mientras que la del carbón

disminuye a un 21%.

2.393

5.540

-1.919

-4.000

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

MW

Capacidad instalada y retirada(acumulada)

Solar FV Pasada Eólica Carbón retirado

Agregar gráfico de SDDP

36%38% 32% 32% 33% 31% 30% 28% 27% 25%22%21%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

TWh

Proyección anual de generación por tecnología

Pasada Biomasa Eólica

Solar Geotermia Carbón

35%

NOTA: El plan de cierre de centrales a carbón difiere levemente respecto al propuesto por el Ministerio debido a qué el estudio se realizo con anterioridad a dicha propuesta.

Metodología:

Análisis para un mes representativos

12

Noviembre

2018

Noviembre

2025

Noviembre

2030

Los resultados de rampas deben ser analizados en resolución horaria.

Se utiliza el software de modelación NCP que permite visualizar la operación horaria

en 10 días de interés.

Se toma en cuenta la operación de largo plazo de SDDP para obtener los despachos

por tecnología. Se simula en escenario hidrológico con probabilidad de excedencia

del 80%.

Se consideran días representativos del mes de noviembre para los siguientes años:

� Año 2018 � historia para visualizar comparación

� Año 2025

� Año 2030


Análisis de

resultados

18%382

22%564

19%584

7% 141

14% 37519% 582

9% 189

10% 25526%540

22%678

29%598

16%502

1,0% 21

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

3.200

2018 (Histórico) 2025 (NCP) 2030 (NCP)

Participación en generación por tecnología

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721

Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo Lunes Martes Miércoles

Datos históricos – semana Nov 18

Pasada Biomasa Geo Carbon Eólico Solar GNL Embalse Diesel

Hasta la fecha, hidrología con probabilidad de excedencia 82,1%

Comparación perfiles de generación:

Real Noviembre 2018

14

MW

2,1 TWh

GWh

Noviembre

2018

Se puede visualizar la operación a mínimo técnico de las unidades a carbón para suplir la rampa de caída solar. Las

centrales a Gas Natural también hacen su aporte aunque en menor medida.

La inyección ERV máxima instantánea se registra entorno al 26%.

La participación en todos los días analizados es de 16%.

9% 184

Correlación con generación ERV - 2018

Carbón GNL Embalse Diesel

-0,78 -0,32 0,37 0,11


Noviembre 2025

15

MW

* Escenario modelado en hidrología con probabilidad de excedencia 80%.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721


NCP – semana Nov 25


Noviembre

2025

Al año 2025 se han retirado 940 MW de capacidad instalada a carbón, pero la generación con este combustible aumenta.

Centrales térmicas a carbón parecen ciclar menos, y por lo tanto generan más.

Generación ERV aumenta de un 16% en 2018 a un 24% en 2025 para los días analizados.

Generación en base a Gas y Embalse disminuyen con respecto a 2018 (de 38% a 17%), pero son las que principalmente asumen

las rampas.

18%382

22%564

19%584

7% 141

14% 37519% 582

9% 189

10% 255

12% 380

26%540

33%858

22%678

9% 184

4% 114

7% 212

29%598

13%345

16%502

1,0% 21

0,0% 0,2

0,2% 6

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

3.200


Participación en generación, por tecnología

2,1 TWh 2,6 TWh

GWh

Correlación con generación ERV - 2025


-0,54 -0,73 -0,63 -0,13

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721 1 5 9 131721


NCP - semana Nov 2030


18%382

22%564

19%584

7% 141

14% 37519% 582

9% 189

10% 255

12% 380

26%540

33%858

22%678

9% 184

4% 114

7% 212

29%598

13%345

16%502

1,0% 21

0,0% 0,2

0,2% 6

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

3.200


Participación en generación, por tecnología


Noviembre 2030

16

Centrales térmicas a carbón parecen ciclar menos, y generan más que en 2018, pero con una menor participación debido al

cierre de centrales hacia el año 2030.

Centrales de embalses generan menos que en 2018. Pero ayudan a asumir las rampas junto al GNL.

Participación de ERV crece de 16% a 31% en todos los días analizados. Es decir casi se duplica.

La generación máxima instantánea ERV alcanza 8,8 GW (5,7 GW eólicos y 3,2 GW solares). Esto representa un 66%.

MW

* Escenario modelado en hidrología con probabilidad de excedencia 80%.

2,1 TWh 2,6 TWh 3,1 TWh

GWh

Noviembre

2030Correlación con generación ERV - 2030


-0,62 -0,74 -0,76 -0,23

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21 1 5 9 13 17 21


Generación ERV - año 2018 vs año 2030

NCP 2030

Histórico 2018

2030

Aumento de rampas ERV

17

MW

20252018

1 hora -945 MW -1.485 MW

4 horas -2.041 MW -3.102 MW

-2.308 MW

-5.122 MW

El aumento en capacidad instalada y generación ERV implica grandes rampas.

Máxima magnitud de rampas:

Rampa máxima de 1 hora

Centrales convencionales asumen sobre 6 GW en 4horas

Centrales térmicas a carbón tienen un perfil mucho más“aplanado” y con menor participación.

Centrales a carbón adquieren un perfil de energíabase al ser menos unidades (descarbonización).

Centrales térmicas a gas ciclan bastante, y de maneramás “pronunciada” que en 2018. Generación máxima seacerca a la capacidad instalada.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20 1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20


Generación con gasNCP 2030

Histórico 2018

Cap. Gas

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20 1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20


Análisis de NCP - 2030

ERV Dda Neta Demanda Embalse Gas Carbon Diésel

¿Quién asume las rampas?

Noviembre año 2030

18

MW

MW

Rampas de ERV coinciden con rampas de demanda

Dda. Neta = Demanda – ERVCentrales de embalses y gas natural asumen gran parte de las rampas.

Apoyo de centrales GNL a rampas

Noviembre año 2030

19

Para compensar las rampas de generación ERV, algunas centrales a gas deben

operar de manera intermitente y periódicamente y por períodos muy cortos. Esto

implica mayores costos de encendido y apagado.

Esta operación se sustenta bajo el supuesto de que al año 2030 se habrán

realizado las expansiones necesarias en los terminales de regasificación, o

disponibilidad de importación.

0

100

200

300

400

500

600

700

1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319


MW Generación centrales a gas

San Isidro Gas Atacama Kelar

Factores de planta en período analizado

Nehuenco 37,9%

San Isidro 7,8%

Nueva Renca 13,0%

Gas Atacama 25,6%

Kelar 39,9%

U16 9,3%

0

100

200

300

400

500

600

1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319 1 7 1319


MW Generación centrales a gas

Nueva Renca U16 Nehuenco

Ciclajes

Nehuenco 0

San Isidro 8

Nueva Renca 10

Gas Atacama 11

Kelar 10

U16 8

Síntomas de inflexibilidad - vertimientos

Noviembre año 2030

20

El vertimiento no supera los

200 MW, y su valor acumulado

es un 1,1% de la energía

potencial durante todo el

período analizado.

Nota: ERCOT (Electric Reliability

Council of Texas) considera un 2%

en la optimización de expansión

de transmisión.

-5,0%

-4,0%

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

0

40

80

120

160

200

240

280

320

360

400

1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20 1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20


% v

erti

mie

nto

so

bre

gen

erac

ión

po

ten

cial

MW

ver

tid

os

Vertimientos de energía eólica

Gen. Eólica vertida % Vertimiento

Síntomas de inflexibilidad - CMg

Noviembre año 2030

21

Se observa gran volatibilidad en los

costos marginales, y peaks relevantes

en horas punta.

Desacople de CMg demuestra

problemas de congestión en líneas de

transmisión: generación renovable del

norte e hidro del sur no logra

abastecer a zona centro

0

300

1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19 1 7 13 19


US$

/MW

h

Costos Marginales SEN(rojo: barras en norte – negro: centro – azul: barras en sur)

Lagunas 220 kV Crucero 220 kV Maitencillo 220 kV

Quillota 220 kV Charrua 220 kV Puerto Montt 220 kV

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Jueves

Generación renovable del norte e hidro del sur no

llegan a zona central.65 US$/MWh de diferencia

* Resultados para hidrología P80

249 US$/MWh


Conclusiones de

Resultados de

Modelación


23

Al año 2025, el sistema es capaz de operar de manera razonable. Es el parque generador el que asume las rampas de generación ERV sin

enfrentar mayor estrés. Son las centrales de Embalse y las de Gas Natural las que asumen las rampas horarias en la mayoría de los casos.

Al año 2030, si bien el parque generador aún podría asumir las rampas, esto se logra bajo una gran exigencia operacional: Embalses

operan a máxima capacidad reiteradamente y Centrales a Gas Natural ciclan de manera diaria y con pocas horas de operación.

Al 2030 además, se observan los siguientes síntomas de inflexibilidad del sistema:

Gran volatibilidad en los costos marginales: peaks de hasta 200 US$/MWh y precios cercanos a 0.

Se observan niveles de vertimientos acotados.

En consecuencia se requiere inversión en infraestructura que otorgue flexibilidad al año 2030 o antes.

El alto nivel de ciclaje de centrales a Gas Natural y la operación a máxima potencia de los embalses indica que estamos bordeando las máximas

capacidades de centrales flexibles del sistema.

Se considera las centrales a diésel como unidades de respaldo que pueden ser parte de la solución, pero es ineficiente.

Se requiere de una señal económica para gatillar la inversión en infraestructura que otorgue flexibilidad.

¿Cómo abordar la necesidad de flexibilidad

detectada?

24

El benchmark realizado muestra productos o servicios que

permiten mejorar el tratamiento de rampas de gran escala y

minimizar los síntomas de inflexibilidad, observados en las

simulaciones para el 2030.

Para implementar dichos productos o servicios, deben ser

adaptados acorde a la realidad del mercado eléctrico chileno

(mercado de energía con costos auditados, pero mercado de SSCC

con subastas) y su matriz energética.

Se debe analizar cuál es el mercado más adecuado que podría

alojar dichos productos, y determinar las modificaciones

regulatorias necesarias para incorporarlos a dicho mercado.

¿Qué productos pueden satisfacer estas necesidades y que mercado los entregaría?

Benchmark

PJM CAISO MISO

Reino UnidoAustralia

Irlanda

Rampas de gran escala

Síntomas de inflexibilidad

2030


Benchmark

Productos de flexibilidad

25

¿Cómo y donde aplicar estos productos (u otros hechos

a partir de estos) en el mercado chileno?

Potencia que puede aumentar odisminuir una central en el lapsode 1 hora, mantenida por 2 horas.

Ramping Margin 1 (RM1)

Potencia que puede aumentar odisminuir una central en el lapsode 3 horas, mantenida por 5 horas.


Potencia que puede aumentar odisminuir una central en el lapsode 8 horas, mantenida por 8 horas.


Potencia entregada entre 20minutos y 1 hora, por una unidadque no esté conectada ysincronizada al sistema eléctrico.

Replacement Reserve –

Desynchronized (RRD)

Irlanda

Servicios Complementarios

Otro mercado

Mercado de capacidad

Capacidad de una central para aumentar o disminuir su generación sujeto a una tasa determinada.

Ramp capability product

MISO

Capacidad de una central para aumentar o disminuir su generación sujeto a una tasa determinada.

Flexible Ramping Product

CAISO

Requisitos sobre los contratos de suministro eléctrico para los clientes finales.

Mecanismocapacidad flexible

Conceptualización para un Producto

26

Conceptualización para un Producto

27

Para 2030, la magnitud de rampas y su duración requiere la entrada en operación de centrales ineficientes que elevan los costos del

sistema.

En este escenario, se identifica la necesidad de inyecciones de bloques de potencia en distintos intervalos de tiempo, que sean eficientes.

Se requiere de un producto/servicio que satisfaga tal necesidad.

Este producto podrá ser provisto por nuevas tecnologías o las ya existentes.

Este producto debiera tener al menos dos dimensiones:

Magnitud

Tiempo de duración

Por lo tanto, hay productos de corta y larga duración. Los primeros se asumen que estarán alojados en el mercado de los Servicios

Complementarios. Los segundos, no hay claridad al respecto.

Conceptualmente, los productos que vemos son “Bloques de potencia por unidad de tiempo”, el cual consiste en que centrales o la

demanda puedan comprometer potencia para asumir rampas, a cambio de una remuneración. Esta potencia no es considerada en el

despacho.

La “colocación” de estos bloques en la programación de la operación quedaría sujeta a decisión del Coordinador, lo que implica una co-

optimización entre el despacho y el uso de este producto. La idea es que estos bloques “suavicen” las rampas de generación, para evitar la

entrada de centrales ineficientes.

Se debe evitar el doble pago.

Lineamientos regulatorios

28

Ante las proyecciones de operación del sistema eléctrico en el período 2025 – 2030, se observa la

necesidad de asegurar la suficiente flexibilidad del sistema. El producto propuesto debe atender esta

necesidad de manera económica.

Este producto debe generar señales económicas que hagan atractivas la participación de agentes del

mercado (oferta y demanda) en la provisión de servicios de flexibilidad y que no aumenten de manera

significativa el costo de operación del sistema.

El producto debe ser tecnológicamente neutro, para así asegurar que sea provisto por la tecnología más

eficiente.

Se debe evitar doble pago.

Propuestas de modificaciones regulatorias

29

Cambio legislativo:Ley de Flexibilidad

Cambio legislativo o reglamentario

(DS 62)

Cambio legislativo.

Elaboración de reglamento

Metodología para medir y remunerar potencia

flexible.

Productos de flexibilidad

Elaboración de reglamento

Despacho Vinculante

Implementación régimen permanente

Implementación,Reglamentos

Ley de Distribución (Ley Corta)Perfeccionamiento Ley Tx

Economía política – Cambio legislativo

30

Debiese existir Ley de Flexibilidad

Operativa

Caso Optimista

Caso Esperado

‹ Período poco factible ›

Reglamentosy Resoluciones Técnicas

20252019 2020 2021 2022 2023 2024

Pre elecciones

Post elecciones

TrabajoPre legislativo

Trabajo legislativo

TrabajoPre legislativo

Trabajolegislativo

Estudios

Mercado Reactivo

� Posibles Ineficiencias

� Mayores Costos sociales

Tiempo crítico para entrar al congreso

Ley de Eficiencia Energética

Leyes de alta prioridad

Implementación,Régimen Permanente

Alonso de Córdova 5900 of 402 tel. +56 22 224 9704 [email protected]

Desafíos Regulatorios de la Transición Energética

Flexibilidad en Sistemas Eléctricos

agosto 2019

desafíos regulatorios de la transición energética ... · una revisión de la literatura y la...

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