Reortae Central - GPM AG...Reortae Central 6 N231 | junio 2019 | Fot o: G e n til e z a G e n e r a...

Reportaje Central

Nº231 | junio 2019 | www.revistaelectricidad.cl 4 Nº231 | junio 2019 | www.revistaelectricidad.cl

El impacto de la baja hidrología está afectando la operación de este actor en la matriz energética, por lo que los especialistas plantean la necesidad de avanzar en flexibilidad, integrando la energía hidráulica con otras tecnologías.

EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Hidroelectricidad: Tiempo de adaptación

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5www.revistaelectricidad.cl | junio 2019 | Nº231

LA HIDROELECTRICIDAD se ubica sin contra-

pesos en el trono de las energías renovables

dentro de la matriz energética, tanto en

capacidad instalada como en la generación

efectiva en el sistema eléctrico nacional, pese

a tener más de un desafío en el escenario fu-

turo, como lo es la recurrencia de hidrologías

bajas y la incorporación de nuevas tecnolo-

gías que se complementen con las centrales

hidráulicas.

Y es que los actores y especialistas consulta-

dos por ELECTRICIDAD coinciden en señalar

que la hidroelectricidad tiene más posibili-

dades de integrarse con otras tecnologías

para no ver afectada su participación en la

generación eléctrica del país, a lo que se suma

otro tema no menor para este sector, espe-

cialmente para los pequeños desarrolladores

hidráulicos, como lo es la situación actual del

precio estabilizado de energía.

Participación

La hidroelectridad es la tecnología que

lidera la participación en el Sistema Eléctri-

co Nacional, con un total de 6.763 MW de

capacidad instalada en el territorio, de los

cuales 3.383 MW pertenecen a centrales

de embalse y otros 3.380 MW son centrales

de pasada, de acuerdo a los datos de Gene-

radoras de Chile.

Esta posición dominante se verifica en la

inyección de energía al sistema, pues la hi-

droelectricidad supera a la generación solar

Central Chiburgo

Foto

: Gen

tileza

Col

bún.


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Nº231 | junio 2019 | www.revistaelectricidad.cl 6

Foto: Gentileza Generadoras de Chile.

Orlando Acosta, asesor de recursos hídricos de Generadoras de Chile.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Ernesto Huber, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional.

fotovoltaica, eólica y de GNL, ubicándose

detrás de la generación termoeléctrica

a carbón.

Según las proyecciones entrega-

das por el Coordinador Eléctrico

Nacional, en julio de este año, para

la condición hidrológica media, se

estima que la generación hidráulica sea

de aproximadamente 2.890 GWh, llegando

a un peak de 3.450 GWh en diciembre

de este año. Cabe señalar que, según las

estimaciones del organismo, en caso

de hidrología seca, el mayor valor

mensual también se alcanzaría en

diciembre llegando a 2.500 GWh

aproximadamente.

“Si bien la generación hidráulica

aumenta en invierno debido a las

precipitaciones, los meses con mayor

porcentaje de aporte hídrico al sistema

generalmente son octubre, noviembre y

diciembre debido a los deshielos”, explica

Ernesto Huber, gerente de Operación del

organismo coordinador.

Pero el mayor inconveniente que tiene la

hidroelectricidad es la baja disponibilidad de

agua, debido a las menores precipitaciones,

lo que se refleja en la probabilidad de exce-

dencia que al cierre del primer trimestre llegó

a 83,9% (mientras más alto es el porcentaje

más seca es la hidrología), como indican los

datos del Coordinador Eléctrico Nacional.

De hecho, las estimaciones hidrológicas para

los próximos meses no son positivas. Ernesto

Huber advierte que “considerando que el perío-

do de deshielo −de octubre de 2018 a marzo de

2019− ya llegó a su etapa final, podemos decir

que se observaron condiciones secas desde

el río Tinguiririca al norte (Aconcagua, Maipo,

Cachapoal, Tinguiririca) con valores de proba-

bilidad de excedencia de alrededor de 90%”.

“En tanto, en las cuencas del río Maule, al sur,

se presentaron probabilidades de excedencia

El potencial del bombeo hidráulico

La otra tecnología que puede incorporarse en el sector es el bombeo hidráulico, el cual cuenta con un sostén regulatorio para que pueda desarrollarse en el país, según explica a ELECTRICIDAD Sebastián Espinoza, director de Estrategia de Valhalla, empresa que busca materializar el proyecto Espejo de Tarapacá, el cual consiste en una central hidráulica de bombeo de 300 MW que opera con agua de mar, ubicada aproximadamente a 100 kilómetros al sur de Iquique.

El ejecutivo precisa que esta tecnología permitirá eliminar, a un bajo costo, “la intermitencia de fuentes renovables no convencionales como la energía solar”.

“El bombeo es parte de los sistemas de almacenamiento y tiene la particularidad de utilizar dos reservorios: uno superior donde se acumula el agua, y otro inferior, donde se recibe el agua en turbinas para generar energía”, asevera.

Espinoza detalla que en Chile, desde 2016, se pueden incorporar sistemas de almacenamiento a nivel legal, men-cionando que existe un reglamento, además de otros tres

mecanismos: El arbitraje de precios, la transmisión y los Servicios Complementarios.

“El arbitraje de precios que entra al mercado de generación se enfo-ca en lo que dice el reglamento de bombeo hidráulico, el cual permite proveer potencia suficiente al sis-tema, entregar servicios complementarios y realizar arbitraje de energía”, sostiene el ejecutivo.

De acuerdo a Sebastián Espinoza, el proyecto de Valhalla es un prototipo “para replicarlo a medida que el sistema eléctrico vaya requiriéndolo, y actualmente evaluamos los modelos de negocios, a través del arbitraje de precios, como en transmisión, donde el regulador evalúa el costo-beneficio con sistemas de almacenamiento. A partir de esto evaluamos y estudiamos distintos tipos de financiamiento con potenciales inversionistas para poder dar inicio a las obras, dado que la ingeniería ya está lista”.

Sebastián Espinoza, director de Estrategia de Valhalla.


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entre 70% y 80%, en los puntos de mayor

relevancia, lo que implica también condiciones

secas. Finalmente, en términos de energía, el

deshielo 2018-2019 entregó aproximadamen-

te un 10% menos de energía que el deshielo

2017-2018”, sostiene el ejecutivo.

Esta situación se comprueba en el menor

aporte de la hidroelectricidad al sistema. Se-

gún los datos entregados a ELECTRICIDAD

por el Coordinador Eléctrico Nacional, su parti-

cipación bajó de 33,7%, en 2014, a 30,2% en

2018, mientras que en 2016 esta cifra llegó a

26,5% y a 29,4% en 2017.

Entre marzo de 2018 y 2019, la generación

hidráulica cayó 10,9%, de acuerdo a los datos

Instalaciones de la central hidroeléctrica La Mina de Colbún.

Foto

: Rob

erto

Vale

ncia-

ELEC

TRIC

IDAD

.

del Boletín del Mercado Eléctrico de Genera-

doras de Chile.

Esta tendencia es ratificada por Orlando

Acosta, asesor de recursos hídricos de Ge-

neradoras de Chile, quien describe una para-

dójica situación: “La capacidad de regulación

interanual que actualmente está disponible a

través de los embalses del sistema permite

sortear años puntuales de hidrologías se-

cas, pero es limitada para enfrentar sequías

multianuales como la que estamos viviendo.

A pesar de que la capacidad instalada hi-

droeléctrica aumentó en 40% en los últimos

15 años, pasando de 4.086 MW en 2003 a

6.753 MW en 2018, la generación anual de

las centrales hidroeléctricas no consiguió

aumentar su aporte al sistema en términos

absolutos, siendo sustituida, en los hechos,

principalmente por termogeneración”.

“Desde hace 15 años, la contribución de

la hidrogeneración se estancó en torno a

22.500 GWh al año, a pesar de que en igual

periodo la generación total aumentó, pasando

de 45.132 GWh anuales en 2003 a 76.291

GWh anuales en 2018, lo que supone un

incremento del 70% en el mismo periodo”,

agrega el especialista.

La menor disponibilidad de agua para gene-

ración eléctrica está afectando la tasa de uso

de la infraestructura hidráulica, explica Carola

Venegas, gerenta de Nuevos Negocios del

Consorcio Eólico. "La Región del Biobío es la

que tiene la mayor participación hidroeléctrica,

pero la disponibilidad del recursos ha caído en

50% promedio desde 2010”.

"Todas las proyecciones futuras ven difícil que

la disponibilidad de agua vuelva a los niveles

que existían antes de 2010. En todos los es-

cenarios la capacidad actual de generación

hidroeléctrica va a la baja, porque la tasa de

uso de la infraestructura actual no aumenta

por la baja disponibilidad hídrica", añade Ca-

rola Venegas.


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Si bien advierte que la hidroelectri-

cidad todavía participa de manera

importante en el sector eléctrico, la

especialista señala que este cam-

bio afecta a la participación de esta

tecnología, "lo que se manifiesta en la

disminución de proyectos en construc-

ción y en los que son ingresados a evaluación

ambiental, por lo que la hidroelectricidad irá

perdiendo posiciones. A no ser que ocurra una

irrupción tecnológica significativa, es muy

difícil que la hidroelectricidad vuelva a

tener el nivel de inversiones que tuvo

antes".

De acuerdo al Anuario Estadístico de

Energía 2018 de la Comisión Nacional

de Energía (CNE), las obras declaradas

de generación hidráulica registraron una

baja: En 2017 un 33% del total de proyectos

presentados fueron hidroeléctricas de pasada,


Eduardo Soto, director de GTD Ingenieros.

Foto: Gentileza Carola Venegas.

Carola Venegas, gerenta de Nuevos Negocios del Consorcio Eólico.

en tanto en 2018 fueron un 28%, mientras

que los proyectos de embalse pasaron de

representar 1% en 2017 a 0,5% en 2018.

Para Eduardo Soto, director de GTD Inge-

nieros, otro factor que incide en la situación

actual de la hidroelectricidad son las nuevas

tecnologías que han ingresado a la matriz, sin

perjuicio de que la hidroelectricidad "aún es la

más importante fuente de generación segura

y estable para nuestro sistema”.

Futuro

Esta descripción es compartida por el análisis

elaborado para este medio por GPM-A.G., que

reúne a pequeños y medianos generadores,

por cuanto sostienen la necesidad de consi-

derar los desafíos comerciales y competitivos

que tiene esta tecnología frente a la energía

solar fotovoltaica y eólica, las cuales son más


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Foto: Gentileza Fundación Terram.

Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram.

Foto: Gentileza AES Gener.

Ricardo Falú, gerente general de AES Gener.

económicas, por lo que pueden ofrecer

precios más bajos, mientras que la hi-

droelectricidad sigue teniendo costos

más altos, porque tiene inversiones

de infraestructura más complejas,

más allá del tamaño que tengan.

De acuerdo al diagnóstico de la aso-

ciación gremial, el ámbito socio ambiental

que rodea a los proyectos hidroeléctricos

también influye, toda vez que a pesar de

que muchos proyectos entran al Sistema de

Evaluación de Impacto Ambiental, con

estudios muy robustos, finalmente

ocurre que tienen rechazo social de

las comunidades, haciendo que se

desarrollen de forma más lenta o

que se paralicen.

Esto es compartido por Eduardo Soto:

“La hidroelectricidad como la conocíamos,

con centrales de grandes embalses, inmensas

superficies inundadas e inversiones gigantes-

cas, debe ir en retirada, ya que el retorno de

estas inversiones para los accionistas es muy

largo, además de que hay mucha oposición de

la ciudadanía para hacer estos mega proyec-

tos y todas las grandes compañías presentes

en el país ya las han desechado”.

Por su parte, Orlando Acosta sostiene que la

clave para el desarrollo futuro de proyectos

hidroeléctricos “no está tanto en la escala per

se, sino en la sostenibilidad de los diseños y

de sus reglas de operación”, argumentando

que si se consideran los impactos que percibe

la sociedad, el desarrollo de este tipo de pro-

yectos estará condicionado “a cómo su diseño

responde tanto a las exigencias del propio

negocio como a la incorporación de variables

relacionadas a las comunidades y el impacto

medioambiental, en especial de las comuni-

dades donde estos proyectos se emplazarían”.

“Una alternativa de proyecto que pudiera con-

ciliar todos esos aspectos son las centrales

o embalses mutipropósitos, que además son

una potencial fuente de mitigación a los efec-

tos del cambio climático al proveer control de

crecidas y reserva de agua”, añade el asesor

de Generadoras de Chile.

Pero desde el punto de vista ambientalista el

panorama es lapidario para futuros proyectos

hidroeléctricos. Para Flavia Liberona, directora

ejecutiva de Fundación Terram, “la situación es

difícil porque Chile tiene un creciente déficit

hídrico y, más allá de si a uno le gusta o no la

tecnología, apostar por la hidroelectricidad es

un riesgo hoy, por lo que debemos transitar

a otras formas de generación eléctrica, así

que en ese sentido se tiende a pensar que la

solución va más por el uso de energía solar,

eólica y geotérmica”.

Para la ejecutiva, el desarrollo de iniciativas de

menor envergadura tampoco es una solución,

pues explica que lo importante es evaluar

la cuenca hidrográfica, “porque un proyecto

pequeño puede ser bueno, pero si en el

mismo curso de agua se meten diez de estos

proyectos, se genera un impacto tan negativo

como instalar un proyecto grande. No es que

las centrales de pasada tengan per se mejores

condiciones que una de embalse, pues en

teoría son mejores, siempre y cuando tengan

una mirada sobre todo el curso de agua”.

En GPM-A.G. se señala que el escenario de

menor uso de agua también tensiona la opera-

ción del sistema eléctrico y, por consiguiente,

los precios del mercado spot, los cuales “con

periodo de sequía tienden a subir, lo que hoy

explica los eventos de precios más altos en

la zona centro sur. En la medida que vaya dis-

minuyendo su participación, en comparación

a otras tecnologías de generación, las hidro-

logías tendrán una menor preponderancia

sobre los precios”.

Esta situación es complementada por Eduardo

Soto, quien de todos modos prevé que hay

un espacio para disminuir el precio. “El costo

marginal, con las hidrologías a la baja que se


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registran, está entre US$50 MWh y US$60

MWh, pero debería ir bajando por la vía de la

interconexión nacional final y definitiva, con la

incorporación de la línea Cardones-Polpaico,

junto a la incorporación de un mayor número

de centrales renovables y por los cambios en la

hidrología con años menos secos y las próximas

subastas de energía”.

Nuevas tecnologíasLa incorporación de nuevas tecnologías surge

como una alternativa para que la hidroelec-

Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, destaca a ELECTRICIDAD la situación actual de la industria mini hidro: “En los últimos cinco años este sector en Chile más que duplicó su aporte al sistema eléctrico, pues pasamos de tener 55 centrales, con un total de 20 MW de capacidad instalada en 2014, a tener 120 centrales por un total de 495 MW, además de que hay otros 749 MW adicionales aprobados ambientalmente”.

Según el ejecutivo, “los desarrolladores de estos proyectos han internalizado la necesidad del relacionamiento temprano con las comunidades y de compartir beneficios, por lo que

existe una nueva camada de proyectos funcionando que incorporan diseño a sus casas de máquinas, y que entien-den la necesidad de vincularse con su entorno social. Esta es la nueva manera de hacer hidroelectricidad en el país”.

“Como gremio estamos concentrados en plantear a la auto-ridad la necesidad de igualar condiciones de competencia en el mercado eléctrico de forma de retomar el crecimiento de las centrales minihidráulicas, haciéndolas competir en igualdad de condiciones respecto de las otras tecnologías de generación, en especial las variables”, agrega Loyola.

El aporte del sector mini hidro

tricidad no siga perdiendo posiciones en su

participación dentro de la matriz energética, por

lo que los especialistas, además de la comple-

mentariedad que puede tener con la generación

solar fotovoltaica y eólica, mencionan el uso

de baterías de almacenamiento y el bombeo

hidráulico.

Una de las iniciativas lanzada este año es el

proyecto “Virtual Dam” de AES Gener, ubicado

en la comuna de San José de Maipo, donde se

instalará un sistema de baterías de 10 MW, que

Fuente: Ministerio de Energía.

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podrán operar por cinco horas para el almace-

namiento de energía, que se ubicará cerca

de la central hidroeléctrica Alfalfal I (de

178 MW).

El lanzamiento de este proyecto se

realizó oficialmente en la Junta de

Accionistas 2018 de la empresa, donde

su gerente general, Ricardo Falú, destacó

que esta combinación permitirá “contar con

un reservorio de energía y no de agua, dando

una mayor seguridad y flexibilidad al sistema

nacional y nos encamina a lograr en un

futuro cercano un suministro las 24 horas

del día por 365 días al año libres de

emisiones y más competitivo”.

Según el análisis elaborado por GPM-

A.G., este tipo de proyectos plantean una

“combinación virtuosa” para la hidroelectri-

cidad, por cuanto “en la medida en que las

tecnologías van bajando sus costos, logran ser

integradas en mayor cantidad en los sistemas

eléctricos, por lo que tengo la confianza de que

en los próximos años los sistemas de almace-

namiento, como baterías, van a ir reduciendo

sus costos, lo que significará que solucionen

distintas problemáticas”.

Orlando Acosta sostiene que esta clase de in-

novaciones “permitiría agregar una componente

de gestionabilidad a este tipo de centrales. Si

bien esto conlleva desafíos de tipo más opera-

cional que técnicos, sus beneficios parecieran

ser importantes al momento de decidir evaluar

alternativas de este tipo vinculadas a la hidro-

generación”.

Un pensamiento similar tiene Carola Venegas,

puesto que “los embalses conceptualmente son

un sistema de baterías y son tarificadas por el

sistema bajo esta función. En Chile, como el

sistema tiene una mayor competitividad, todas

las tecnologías son sensibles a los precios y,


Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec.

Foto: Gentileza Acera A.G.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.

El artículo 149 de la Ley General de Servicios Eléctricos permite que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) puedan acceder al mercado spot, mediante el costo marginal o con el mecanismo del precio estabilizado de energía, el cual está normado por el D.S. 244 de 2005.

Esta normativa pretende ser modificada por el Ministerio de Energía, por lo que en abril se constituyó un grupo de trabajo que recoge las observaciones de los distintos actores del sector, donde el precio estabilizado es uno de los principales puntos a discutir.

Para el sector de los pequeños y medianos desarrolladores hidroeléctricos, la modificación al reglamento es de vital importancia.

El análisis de GPM-A.G. indica que este reglamento fue modificado en 2015, generando un escenario más complejo para el sector, pues “dado los cambios tecnológicos que hemos tenido, el mecanismo de alguna forma está distorsionando el mercado de precios de energía, porque hoy día los generadores tienen que tener contratos o vivir de sus ingresos en el mercado spot, pero en cambios los PMGD tienen la opción del precio estabilizado”.

“En algunos puntos de la red eléctrica, los costos marginales serán perma-nentemente muy bajos e incluso cercanos a cero, haciendo que las plantas solares que optan por el precio estabilizado reciban entre US$50 a US$60, dependiendo del cálculo que hace la CNE. Esto significa que esta diferencia se hace permanente. El precio estabilizado original se pensó para centrales hidroeléctricas y eso se suponía que iba a ser compensado año a año pero no

se pensó que permanentemente una central generadora reciba la diferencia entre el costo marginal muy bajo o cero y un precio estabilizado en torno a US$60, por lo que esta situación se tiene que modificar”, afirman en el gremio de pequeños y medianos generadores.

Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), coincide con avanzar en las modifica-ciones al reglamento, especialmente en el cálculo del precio estabilizado, por cuanto sostiene que esto “no puede prestarse para que se sobre instale un parque solar fotovoltaico percibiendo precios artificialmente altos bajo el actual mecanismo”.

Tanto en GPM-A.G. como en Apemec comparten la idea propuesta de las autoridades para que el cálculo del mecanismo considere bloques horarios. Loyola afirma que esta medida implicaría “que cada tecnología perciba el precio de estabilización según su propia entrega de energía al sistema”.

“De esta forma, cada generadora PMGD recibirá el precio estabilizado que le corresponda, distinguiendo entre PMGD que entregan energía en forma continua, como las centrales mini hidro, geotérmicas, de concentración solar u otras, y el precio estabilizado para las centrales solares fotovoltaicas u otras”, agrega.

A juicio de GPM también habría que revisar si es que este precio incluye la banda de precio medio de mercado, pues consideran que no representa el precio real de mercado que podrían estar obteniendo este tipo de proyectos en contratos que se puedan obtener hoy en el mercado, por lo que creen

La discusión del precio estabilizado de energía


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Conclusiones

• La ausencia de nuevos proyectos, la baja hidrología de los últimos años y la competencia de la ener-gía solar y eólica son algunos factores que explican la actual situación de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética.

• Esta situación ha provocado un efecto en la realización de pro-yectos hidráulicos, además de su impacto en los costos marginales con esta tecnología.

• El nuevo escenario plantea la necesidad de adaptar nuevas tec-nologías que se pueden integrar con la generación hidroeléctrica.

Foto: Gentileza Acesol.

Carlos Cabrera, director de Acesol.

que no debería aplicarse al precio nudo de corto plazo horario para dicha banda de precios.

Sin embargo, para la Asociación Chilena de Energías Renovables y Alma-cenamiento (Acera A.G.), el cambio “no está debidamente justificado con estudios que lo recomienden y no resulta oportuno en un momento en que el gobierno quiere dar señales para el aumento de las inversiones”, indica Carlos Finat, director ejecutivo del gremio.

“Si se toma en consideración que dentro de las tecnologías ERNC que se usan como PMGD, la mini hidro cuesta tres veces más que la fotovoltaica y dos veces más que la eólica, es entendible el interés de Apemec por obtener un precio estabilizado más alto fuera del horario diurno, como resultaría de la aplicación de la propuesta del gobierno, sin embargo, los beneficios que el desarrollo de esta tecnología le entregan al sistema total debería ser el punto central de la discusión”, plantea el ejecutivo.

“El precio estabilizado abrió una opción de financiamiento que actualmente −tras el anuncio de su revisión−, se ha transformado en una situación de total incertidumbre para los inversionistas, afectando a la industria PMGD completa, incluso a muchas empresas mini hidro”, añade Finat.

Otro gremio que participa en la discusión es Acesol. Su consejero y director del Comité PMGD, Carlos Cabrera, señala que están de acuerdo en realizar cambios al reglamento, como disminuir la especulación en el sector de PMGD y evitar la fragmentación eléctrica en los proyectos.

“Estamos a favor de que se aumenten los controles, pero no estamos de acuerdo en cambiar el precio estabilizado porque venimos de un largo proceso de modificar la norma técnica que aún no se termina, además de que se realizará una reforma a la distribución”, indica el ejecutivo.

“Un segundo punto es que la industria del precio estabilizado recién en los últimos dos años está despegando y ha salido a flote, en base a un reglamento que si bien tiene más de diez años vigente, el mecanismo lleva poco tiempo en real funcionamiento como para definir si está funcionando bien o mal”, agrega.

Cabrera descarta que el precio estabilizado sea un “subsidio encubierto, pues es un mecanismo bidireccional de compensación, donde su costo acumulado a la fecha ha sido del orden de US$8 millones. Hemos hecho estimaciones preliminares, que están a la espera de ser confirmadas por un estudio, en que los proyectos PMGD generarían ahorros por US$20 millones en pérdidas de transmisión y otros US$8 millones en reducciones de emisiones de CO2”.

“Hemos contratado un estudio para cuantificar los beneficios de los PMGD al sistema, y otro estudio para evaluar el impacto del precio estabilizado para los próximos años”. Finalmente, sostiene que si se pretende calcular este precio en forma horaria o por bloque, también se debe hacer en forma estacional”, concluye.

La discusión del precio estabilizado de energía

en la medida en que las baterías tengan un

precio que les permita ir compitiendo con

otras tecnologías, pueden ir surgiendo

en el sistema”.

A juicio de la ex seremi de Energía de

la Región del Biobío, la hidroelectricidad

está en condiciones de encontrar otros

espacios de participación, por lo que plantea

que es la misma industria “la que tiene que ser

flexible respecto de cuándo es el minuto de usar

una tecnología u otra”.

De acuerdo a Eduardo Soto también es necesario

introducir mayor tecnología en los procesos de

generación y control de las actuales centrales

hidráulicas, “incluyendo más equipamiento para

permitir manejar óptimamente la variación de la

demanda, la regulación de frecuencia y la tensión

en las redes, así como una mejor visibilidad del

sistema eléctrico a través de tecnologías Scada

más modernas y más completas”.


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