Nueva Ley de Transmisión Eléctrica

Hugh Rudnick y David Watts

19 Junio 2015

SEMINARIO

CONTENIDOSCONTENIDOS

• Revisión modelo regulatorio actual y desafíos enfrentados• Revisión prácticas internacionales• Revisar conceptos considerados por la PUC en:

– La planificación del sistema de transmisión– Integración de polos de desarrollo– Emplazamiento y trazados de la transmisión– Remuneración de la transmisión– El Operador independiente del sistema

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MODELO REGULATORIO ACTUAL Y MODELO REGULATORIO ACTUAL Y DESAFÍOS ENFRENTADOSDESAFÍOS ENFRENTADOS

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Fuelco Gasco

Genco Genco

Sellco Sellco

Gridco

Waterco Fuelco

Genco Genco

Sellco Sellco

Gridco

Brokeco Brokeco

Buyco Buyco

Lineco Lineco

Brokeco Brokeco

Buyco Buyco

Lineco Lineco

Disco Disco

Cons Cons Cons Cons Cons Cons

Disco Disco

SEGMENTACION DE LA INDUSTRIA SEGMENTACION DE LA INDUSTRIA competitivos y

regulados (William Hogan, Harvard)

DIS

TR

IBU

CIÓ

N

Poolco/Marketco

GE

NE

RA

CIÓ

NT

RA

NS

MIS

IÓN

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Necesidades regulatorias surgen en:obligación de interconexión

libre acceso entrada al negocio organización y propiedad

operación y calidad remuneración

distribución de pagos expansión

La transmisión -es la base de la competencia -permite economías de sistemas interconectados

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DESAFÍOS REGULATORIOS EN DESAFÍOS REGULATORIOS EN TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

Referencias expansión y remuneración de la transmisión

PJM. (2010, marzo, 10). A Survey of Transmission Cost Allocation Issues, Methods and Practices.

Madrigal, M. & Stoft, S. (2011, junio). Transmission Expansion for Renewable Energy Scale-Up Emerging Lessons and Recommendations.

Cambridge Economic Policy Associates. (2011). Review of international models of transmission charging arrangements.

ENTSO-E. (2014). Overview transmission tariffs in Europe Synthesis.

Glachant, J.M., Saguan, M., Rious, V. & Douguet, S. (2013). Incentives for investments: Comparing EU electricity TSO regulatory regimes.

RAP (2013). Current Practices in Electricity Transmission. 6

Sistema troncal: instalaciones necesarias y económicamente eficientes para abastecer la demanda total del sistema*.

SISTEMA TRONCAL

SUBTRANSMISION

ADICIONAL

ADICIONAL

ADICIONALADICIONAL

SUBTRANSMISION

Consumidores

Generadores

Distribuidores

Consumidores

Distribuidores

Sistemas adicionales: líneas de inyección de generadores o retiro de grandes consumidores

Sistema subtransmisión: instalaciones usadas por grupos de consumidores en zonas de distribución.

*definido por regulador cada 4 años 7

LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILELA TRANSMISIÓN HOY EN CHILELA ESTRUCTURA DE LA TRANSMISIÓNLA ESTRUCTURA DE LA TRANSMISIÓN

LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILELA TRANSMISIÓN HOY EN CHILELA TRANSMISIÓN COMO UNA RESTRICCIÓN LA TRANSMISIÓN COMO UNA RESTRICCIÓN

Adicional

Subtransmisión

Troncal

• Falta de visión estratégica de largo plazo y proactividad; mal manejo de incertidumbre; necesidad incorporar holguras

• Ausencia criterios de ordenamiento territorial.

• Lenta periodicidad expansión.• Esquemas de remuneración

deben adaptarse a nuevo esquema de expansión, con criterios de eficiencia.

• No existe obligación de ampliación, lo que provoca congestión y dificultades para conexión de otra generación.

• Regulación con diferencias conceptuales al troncal en cuanto a ampliación efectiva, seguridad, remuneración y señales de expansión, dificulta desarrollo integral de la red: calificación de instalaciones, acceso de PMGD, etc.

• Falta coordinación con desarrollo del troncal.

• Falta de claridad en las obligaciones (e.g., de ampliación) y derechos (e.g., reserva de capacidad) de los propietarios.

• Falta de procedimientos claros y transparentes (e.g., determinación de capacidad remanente).

• Falta de claridad en alcance y aplicación del libre acceso.

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LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE PROBLEMAS SOCIALES Y AMBIENTALESPROBLEMAS SOCIALES Y AMBIENTALES

• Necesidad crear mecanismos de resolución de conflictos

• Necesidad de regular la asociatividad.

• Nuevo rol del Estado como posible coordinador entre privados y ciudadanía, velando por el medio ambiente e intereses nacionales.

• Inexistencia de un instrumento planificación territorial para transmisión.

• Conflicto entre intereses nacionales, regionales y locales.

• Falta de política nacional de ordenamiento territorial.

• Existen cuellos de botella o situaciones delicadas para la expansión de la red (parques nacionales, subestaciones en zonas urbanas, entre otros).

• Desconfianza y falta diálogo entre comunidades y privados para coordinar intereses.

• Poca participación de las comunidades y población en las decisiones de localización.

• Falta de información a la ciudadanía.

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Primer Seminario 2014Edificio Congreso Nacional Santiago27 Junio 2104~300 participantes

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• Consensuar opiniones de distintos sectores involucrados en la regulación de transmisión de energía, las comunidades sociales, el empresariado y el gobierno, a fin de definir lineamientos para la elaboración de un nuevo marco regulador, según lo enmarca la Agenda de Energía.

• Conocer opinión de diversos actores, interesados en la política regulatoria del país, sobre el desarrollo de largo plazo de los sistemas de transmisión eléctrica.

OBJETIVOS PRIMER SEMINARIO 2014OBJETIVOS PRIMER SEMINARIO 2014

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TALLER PUC - CNETALLER PUC - CNEGRUPOS DE TRABAJOGRUPOS DE TRABAJO

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PROPUESTAS COMO MEJORAS A PROPUESTAS COMO MEJORAS A REGULACIÓN EXISTENTEREGULACIÓN EXISTENTE

• Mejoras para responder a nuevos requerimientos técnicos, sociales y ambientales.

• Mantención de las características básicas de un mercado eléctrico, desintegrado verticalmente, que debe ser eficiente y competitivo en su abastecimiento de la demanda, proveyendo señales económicas claras a los agentes privados, generadores y consumidores.

• Mantención del esquema de planificación centralizada del sistema troncal, liderada por el Estado, con agentes privados de transmisión compitiendo en el desarrollo de los proyectos de expansión.

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PROPUESTAS COMO MEJORAS A PROPUESTAS COMO MEJORAS A REGULACIÓN EXISTENTEREGULACIÓN EXISTENTE

• Mantención del esquema de remuneración de las instalaciones de transmisión, con criterios de eficiencia.

• Mantención del esquema tarifario marginalista espacial para lograr eficiencia de corto y largo plazo, con costos marginales nodales reflejando pérdidas y congestión, con los agentes privados generadores enfrentando los riesgos y oportunidades de la competencia y de sus decisiones de inversión.

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MAXIMIZAR BENEFICIO SOCIAL MAXIMIZAR BENEFICIO SOCIAL SUSTENTABLEMENTESUSTENTABLEMENTE

Principios para el desarrollo integral de la red

Para satisfacer sustentablemente las necesidades del país y las

comunidades

Considerando perspectiva:•Económica•Social•Medioambiental

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VISIÓN DE FUTURO DE LA VISIÓN DE FUTURO DE LA TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

Mejor respuesta del sistema y el sector ante contingencias

Norma técnica enfocada en requerimientos del usuario

final

Incorporación de nuevas tecnologías de transmisión

Más oferta y competencia.Mayor integración de ERNC

y PMGD

Integración de polos de generación de interés

público

Expansión de largo plazobajo incertidumbre

(holguras, escenarios, etc.)

Mayor transparencia en operación del sistema

Emplazamiento consensuado con comunidades

Uso del territorio acordadoen instancia coordinada

por el Estado

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LA PLANIFICACIÓN DEL LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNSISTEMA DE TRANSMISIÓN

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ESQUEMA VIGENTE EXPANSIÓNESQUEMA VIGENTE EXPANSIÓN

• Estudio transmisión troncal cada 4 años• Todos los agentes del mercado participan en el

estudio via proceso de consulta (CNE, Ministerio Energía, generadores, transmisores, distribuidores, grandes consumidores)

• Estudio determina plan de expansión referencial a 4 años

• Licitaciones de ampliaciones y obras nuevas

18

PROBLEMÁTICAS DE PLANIFICACIÓN PROBLEMÁTICAS DE PLANIFICACIÓN IDENTIFICADAS EN EL EXTRANJEROIDENTIFICADAS EN EL EXTRANJERO

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PROBLEMÁTICAS DE PLANIFICACIÓN PROBLEMÁTICAS DE PLANIFICACIÓN IDENTIFICADAS EN EL EXTRANJEROIDENTIFICADAS EN EL EXTRANJERO

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PLANIFICACIÓN DE LARGO PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZOPLAZO

TRANSMISIÓN ROBUSTA Y SEGURATRANSMISIÓN ROBUSTA Y SEGURA•Holguras en la transmisión económicamente adaptadas otorgan flexibilidad al sistema, disminuyen costos de operación, aumentan la oferta y permiten integración de generación remota al mercado, típicamente a carbón, hidráulica, solar y eólica.

•Holguras en la transmisión no sólo reducen costo esperado de operación futuro, sino que reducen notablemente la dispersión de los costos marginales y con ello el riesgo que enfrentan todos los proyectos de generación

•Mientras las restricciones de transmisión se alzan como una barrera en la competencia, las holguras de transmisión se alzan como un promotor de la oferta y así de la competencia

•El análisis de simulación de largo plazo muestra que las holguras en la transmisión permiten responder ante escenarios desajustados a mucho menor costo que con un sistema de transmisión ajustado. Con la holgura se mitiga la desadaptación.

MENORES PRECIOS!

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INTEGRACIÓN DE POLOS DE INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLODESARROLLO

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• Alto costo de transmisión• Alto impacto en uso de

franjas y medio ambiente

Competencia local por la Tx. (indeseada) y pérdida de beneficio social

Cooperación y asociatividad local y competencia nacional de generación y maximización de beneficio social

• Menor costo de transmisión

• Transmisión con holguras• Menor impacto en uso

de franjas y medio ambiente

INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLO: INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLO: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA POLOSLÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA POLOS

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EXPERIENCIAS INTERNACIONALES EN EXPERIENCIAS INTERNACIONALES EN PLANIFICACIÓN ANTICIPATIVA Y PLANIFICACIÓN ANTICIPATIVA Y

PROACTIVOPROACTIVO

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• Esquema actual de planificación en Chile.

• Dificulta la integración eficiente de múltiples proyectos, y no aprovecha la oportunidad de influir en la generación a través de la transmisión.

• Caso exitoso en Brasil para permitir la incorporación eficiente de potencial ERNC mediante instalaciones compartidas entre generadores, planificadas por EPE (agencia coordina a los interesados).

• En Reino Unido el transmisor (privado) para eólicas offshore desarrolla proyectos eficientes para múltiples generadores.

• Caso exitoso en Texas para incentivar la incorporación eficiente de generación eólica en zonas de desarrollo potencial (regulador escoge desarrollo de generación a incentivar). Experiencia también en California y recientemente en eólicas offshore en Reino Unido.

Coordinador exige garantías por parte de los generadores interesados (contratos, pagos parciales, etc). Detalles del

procedimiento varían entre distintos países.

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Maule (19)526=380 +146 MW

Parinacota (12) 943 MW

Pozo Almonte (18) 899 MW

Crucero (18) 2118 MW

Paposo (5)+ D. Almagro (17) 2333 MW

Cardones (7)+ Maitencillo (9) 1241 MW

Itata (10)451=333 +118 MW

Bío Bío (14)1180= 1118+62 MW

Toltén (16) 147= 29 + 118 MW

Hidro + Mini hidro

Valdivia (2) 634= 634+0 MWBueno (19)341= 195+146 MW

Castro (2)

Calama (6)

Algarrobo (3)

Talinay (4)

Monte Redondo (2)

Canela (1)

Carampangue (2)

Lebu (6)

SF Energía (12)

Frutillar (2)

899 MW

614 MW

1216 MW

258 MW

26 MW

109 MW

494 MW

1272 MW (12)

266 MW

218 MW

Domeyko (8) 726 MW

Charrúa (8)227 MW

Polo solar

Polo hidro

Polo eólico

Polo biomasa

Carrera Pinto (11) 1469 MW

Resumen principales polos renovables (SEIA)

ERNC + hidro convencional

Loa Quillagua (2) 628 MW

Tecnología Centrales Operativas

(N° / MW)

Proyectos SEIA

(N° / MW)

Solar FV 13 / 394 MW 141/11476 MW

Eólica 14 / 712 MW 65 / 8026 MW

Mini hidro 42 / 315 MW 74 / 702 MW

Biomasa 17 / 421 MW 18 / 417 MW

Total ERNC 88 / 1968 MW 298/ 20621 MW

Hidro conv. 34/ 5879 MW 31 / 4648 MW

Total

Renovable

122 / 7847 MW 329 / 25269 MW

Capacidad total de proyectos aprobados y en calificación en SEIA (al 21 de Nov. 2014)

Nota: Sólo se presentan en los esquemas los principales polos que consideran proyectos aprobados y en calificación presentados al SEIA

La suma de la capacidad de los polos presentados será menor al total presentado en la tabla que considera todos los proyectos levantados.

Aysen: miles de MW

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EMPLAZAMIENTO Y TRAZADOS EMPLAZAMIENTO Y TRAZADOS DE LA TRANSMISIÓNDE LA TRANSMISIÓN

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• Una vez decidida la expansión del sistema de transmisión troncal a través de una nueva línea, el CDEC llama a una licitación para su construcción, con bases elaboradas por la CNE.

• La información del trazado de una nueva línea es mínima.• Se definen plazos de puesta en marcha y se aplican

penalidades por atrasos en cumplimiento.• Es responsabilidad del ganador la definición del trazado,

la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental y la presentación de la Solicitud de Concesión Definitiva.

ESQUEMA VIGENTE EMPLAZAMIENTOESQUEMA VIGENTE EMPLAZAMIENTO

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EXPERIENCIA INTERNACIONAL EXPERIENCIA INTERNACIONAL TRAZADOSTRAZADOS

• Estado está mas involucrado, comparado con Chile:– Colombia: El regulador incorpora en la planificación el

uso de suelo y problemas sociales y ambientales, sistema de alertas tempranas y definición preliminar de la ruta

– Brasil: El regulador realiza una serie de estudios, técnicos y social ambientales (sustentabilidad) antes de desarrollar la licitación en los que se define un proyecto referencial que sirve de marco al desarrollador

– EEUU: En los proyectos interestatales, la FERC coordina a las entidades gubernamentales y tiene facultad para otorgar permisos si que el Estado se ha demorado más de un año (sólo en corredores declarados de utilidad pública).

Proceso de planificación

Visión: Sustentabilidad

de las soluciones!

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• Estado está mas involucrado, comparado con Chile:– Australia: El proceso es llevado, desde la planificación

central hasta la obtención de servidumbres en un 100% por un organismo independiente público (60%) – privado (40%). Este organismo es el encargado de definir el proyecto, adquirir las tierras y servidumbres y luego transferirlos al inversionista.

– Suiza: Un ente regulador realiza la planificación y discute alternativas de corredores con los involucrados. La decisión final de corredor la toma el Federal Council (poder ejecutivo). El operador, dueño de 100% de la transmisión, que es un organismo publico – privado se encarga de conseguir servidumbres, impacto ambiental y la definición detallada del trazado.

Proceso de planificación

Visión: Sustentabilidad

de las soluciones!

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EXPERIENCIA INTERNACIONAL EXPERIENCIA INTERNACIONAL TRAZADOSTRAZADOS

• Definir un nuevo rol específico del Estado en el desarrollo del sistema de transmisión troncal, como garante del bien común.

• Involucrar al Estado en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión.

• Incluir aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos en la definición de trazados de líneas de transmisión.

• Crear un esquema de participación ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de redes de transmisión.

• Crear un esquema de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión.

NUEVO ROL DEL ESTADONUEVO ROL DEL ESTADO

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• La Ley 20.417, promulgada en enero de 2010, establece que la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) es "el procedimiento realizado por el Ministerio sectorial respectivo, para que se incorporen las consideraciones ambientales del desarrollo sustentable, al proceso de formulación de las políticas y planes de carácter normativo general, que tengan impacto sobre el medio ambiente o la sustentabilidad, de manera que ellas sean integradas en la dictación de la respectiva política y plan, y sus modificaciones sustanciales”

• La EAE no evalúa el impacto ambiental, sino que es una definición previa del posible impacto ambiental. Entrega criterios de sustentabilidad en la planificación territorial, por ejemplo estableciendo cuáles son las mejores alternativas de un trazado de una línea de transmisión en una zona del país.

• La EAE está orientada a un nivel superior al proyecto específico, pudiendo aplicarse durante todo el proceso de toma de decisiones del trazado de transmisión, ayudando a anticipar situaciones, identificar posibles conflictos, y no cuando ya está elaborado.

ROL DEL ESTADO VÍA EAEROL DEL ESTADO VÍA EAE

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• Una vez definidos puntos geográficos a conectar en un nuevo corredor de transmisión, el Estado, vía Ministerio de Energía, realiza una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) del posible trazado, las franjas de desarrollo, y sus alternativas, “preparando el terreno” y acotando el proyecto a desarrollar por los privados.

• La participación de la comunidad afectada, y el ofrecimiento a ella de rutas alternativas, debiera ser parte de esa EAE.

• Una vez lista la EAE, se licita cada proyecto específico y el ganador, basado en la EAE, desarrolla el proyecto y su Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

• Ministerio utiliza EAE para apoyar EIA o solicitar adecuaciones de este. Relocalizaciones de torres debieran ser posibles.

ROL DEL ESTADO VÍA EAEROL DEL ESTADO VÍA EAE

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REMUNERACIÓN DE LA REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

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PAGO ACTUAL POR USO DE PAGO ACTUAL POR USO DE LÍNEASLÍNEAS

Area de Influencia Común (AIC) 80% generación 20% demanda

Mercado

Carga

Carga

• Hay un mercado central y la mayoría de los flujos van de sur a norte.

Carga

flujo hacia afuera

flujo hacia adentro

Carga

Carga

Gen

Gen

Gen

Gen34

Si flujo desde AIC hacia afuera 100% demanda

Si flujo hacia AIC 100% generación

DESARROLLO DE TRANSMISIÓN DESARROLLO DE TRANSMISIÓN EN BENEFICIO DE LOS EN BENEFICIO DE LOS

CONSUMIDORESCONSUMIDORES

• Disminuir congestión, aumentar eficiencia del mercado, reducir costos de operación y reducir los precios de la energía

• Reducción de pérdidas y aumento de la eficiencia técnica• Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y de contaminantes

locales• Reducción de necesidades de reservas, de la necesidad de capacidad de punta• Aumentar robustez del sistema ante fallas, contingencias, hidrologías extremas,

problemas geopolíticos• Integración de nueva o mayor demanda

Gran parte de los impactos de la transmisión benefician al mercado y en particular a los consumidores, que en el largo plazo consiguen más bajos precios, más confiabilidad, menores impactos medioambiental. Varios de estos efectos NO benefician a los generadores establecidos.

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• Habilitar cumplimiento de políticas públicas a bajo costo (Ej.: meta ERNC)• Reducir impacto ambiental utilizando eficientemente trazados/servidumbres en el

largo plazo• Habilitar integración de nueva generación alejada de los centros de consumo • Permitir explotación de polos de generación considerados de mayor valor social o

de menor impacto/costo ambiental• Reducción de la incertidumbre y riesgo de precios, de congestión y de conexión• Levantar barreras a la entrada de nuevos agentes y aumento de la oferta• Aumento de la competencia y reducción de precios vía formación de un mercado

único interregional integrado

Gran parte de los impactos de la transmisión benefician al mercado y en particular a los consumidores, que en el largo plazo consiguen más bajos precios, más confiabilidad, menores impactos medioambiental. Varios de estos efectos NO benefician a los generadores establecidos.

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DESARROLLO DE TRANSMISIÓN DESARROLLO DE TRANSMISIÓN EN BENEFICIO DE LOS EN BENEFICIO DE LOS

CONSUMIDORESCONSUMIDORES

SIMPLIFICACIÓNSIMPLIFICACIÓN ESQUEMA PAGO DE ESQUEMA PAGO DE PEAJESPEAJES

• El cálculo de peajes no es claro, simple, ni transparente, lo que genera incertidumbres y complejiza y retrasa la entrada de nuevas inversiones.– Remuneración de la transmisión debe

dar señales claras de inversión, debe poder aplicarse transparentemente.

– Bajo esquema actual un nuevo generador puede cambiar las condiciones de flujos y el pago de peaje de otro generador.

– Cambios en el AIC actual también generan incertidumbre, no sólo a los nuevos entrantes sino a los existentes.

• Todos estos riesgos se traspasan a costo (premios al riesgo) y se cobran/traspasan al cliente mediante precios mas altos.

Algoritmo CDEC para cálculo de peajesMuy complejo! Generadores se cubren

(premios al riesgo)

Fuente: Informe peajes CDEC-SIC, 2015

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¿QUIÉN PAGA LA TRANSMISIÓN?¿QUIÉN PAGA LA TRANSMISIÓN?

País / Caso % a la Generación % a la Demanda

Estados Unidos(todos los ISO / RTO) 0 100

Unión Europea 0 a 38 62 a 100

Alemania, Italia, Países Bajos, Suiza y otros 16 países de la UE 0 100

Francia 2 98Gran Bretaña 27 73

España 10 90Portugal 7 93Noruega 38 62

Otros países

Colombia 0 100Australia 0 100Singapur 0 100

Perú 0 100Brasil 50 50

Chile 80 20 38

EL OPERADOR EL OPERADOR INDEPENDIENTE DEL INDEPENDIENTE DEL SISTEMASISTEMA

39

FUNCIONES DEL ACTUAL CDECFUNCIONES DEL ACTUAL CDEC

40

PRINCIPIOS DEL ISO SEGÚN PRINCIPIOS DEL ISO SEGÚN FERCFERC

Fuente: The Federal Energy Regulatory Commission: 11 principles for ISOs, Order No. 888 of May 10, 1996 41

PRINCIPIOS DEL ISO SEGÚN PRINCIPIOS DEL ISO SEGÚN FERCFERC

Fuente: The Federal Energy Regulatory Commission: 11 principles for ISOs, Order No. 888 of May 10, 1996 42

OBJETIVOS, FUNCIONES Y ATRIBUCIONES DEL OBJETIVOS, FUNCIONES Y ATRIBUCIONES DEL OPERADOR INDEPENDIENTE DE SISTEMA Y OPERADOR INDEPENDIENTE DE SISTEMA Y

MERCADOMERCADO

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Proyecto de ley que modifica la ley general de servicios eléctricos

en materia de transmisión eléctrica y crea un coordinador

independiente del sistema interconectado nacional

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Tiempo

Precio de la energía

EVOLUCIÓN ESPERADA DEL PRECIO DE LA EVOLUCIÓN ESPERADA DEL PRECIO DE LA ENERGÍAENERGÍA

Hoy Futuro Corto Plazo Futuro Largo Plazo

El desarrollo de transmisión holgada eficiente implica menores costos futuros de la energía.

Entrada de nueva generación eficiente gracias a la transmisión y nueva regulación que facilita el acceso y reduce riesgos y costos de generadores.

Se aprovecha generación eficiente existente gracias a la transmisión. Con el mismo parque generador se pueden obtener mejores precios invirtiendo en más transmisión.

Precios con Tx expandidaPrecios con Tx restringida

Precios con Tx expandida + Nuevos proyectos de Gx

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Nueva Ley de Transmisión Eléctrica

Hugh Rudnick y David Watts

19 Junio 2015

SEMINARIO