Browsing by Author "Rudnick Van de Wyngard, Henry"

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    A natural fit : Electricity-gas integration challenges in South America
    (2014) Rudnick Van de Wyngard, Henry; Barroso, L.; Cunha, G.; Mocarquer, S.
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    A novel inclusion of intermittent generation resources in long term energy auctions
    (2017) Marambio, R; Rudnick Van de Wyngard, Henry
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    A risk-constrained project portfolio in centralized transmission expansion planning
    (2017) Molina, J.; Contreras, J.; Rudnick Van de Wyngard, Henry
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    Active Participation of Demand Through a Secondary Ancillary Services Market in a Smart Grid Environment
    (2013) Martínez, Victor J.; Rudnick Van de Wyngard, Henry
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    Algoritmo de gestión dinámica de la demanda para grandes clientes conectados a la red de distribución
    (2014) Martínez Aranza, Víctor Julio; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    La rápida evolución de los programas de respuesta de demanda y mecanismos de gestión activa, ha logrado un aumento significativo de su participación en los mercados más evolucionados del sector eléctrico, lográndose en algunos casos su participación en forma activa y dinámica. Junto a esto, los avances en las redes de comunicaciones bajo el paradigma de SmartGrid han llevado a que tanto los dispositivos más intensivos en consumo a nivel residencial, como a nivel comercial e industrial sean también gestionables. El desafío que surge de todo esto, es que en el mediano y largo plazo la gestión de dispositivos será tan grande y compleja que los operadores del mercado no podrán hacerse cargo de dicha gestión de forma eficiente. Luego, se hace necesario diseñar estrategias que permitan un desacoplamiento de las funciones de gestión dinámica de la demanda y permita al mismo tiempo mantener los criterios de optimalidad que ejecuta en operador del sistema. Más aun, se hace necesario incorporar estos esquemas en mercados en donde la demanda aún mantiene un rol pasivo, incorporando desde el principio los mecanismos necesarios para su óptima participación en el mercado.Esta investigación desarrolla una herramienta novedosa en el proceso de reinvención del mercado eléctrico (Market 3.0) en donde se busca una mayor integración de la demanda en el mercado a partir del uso de redes inteligentes. En específico, se ha desarrollado un algoritmo dinámico de gestión de la demanda de electricidad, con aplicación inicial a grandes clientes conectados a la red de distribución. Esta gestión se logra seleccionando una combinación óptima de estrategias factibles, que permita la disminución de la demanda en punta y el aplanamiento de la curva de carga del sistema, cumpliendo las políticas de seguridad y suficiencia aplicadas a dicha red. El objetivo es transformar a la demanda en un agente activo a través del diseño de un mercado secundario que sirva para dichos propósitos, en donde las decisiones de la participación de los agentes se realizan de acuerdo a la valorización de sus preferencias. Las generalidades y mínimos requerimientos han sido diseñados de manera que sea aplicable tanto en mercados de naturaleza marginalista como aquellos en base a ofertas. El algoritmo presenta un doble propósito, por una parte, mantiene el criterio de maximización de utilidad de la empresa distribuidora y optimiza la distribución de los bloques de energía y potencia adquiridos. Por otra parte, minimiza el consumo en punta y con ello el cargo por potencia que paga el distribuidor, logrando reducir los requerimientos de inversión y operación del sistema en horas de demanda máxima. El algoritmo opera horas antes del despacho real y toma en cuenta a un set de grandes clientes que forma parte de este "sub-mercado", en donde la demanda, puede ofrecer productos de energía y potencia; los distribuidores por su parte, pueden ejecutar contratos firmados de gestión con clientes; y la demanda puede aceptar ofertas de parte del distribuidor en función de su grado de elasticidad.Con esta información y junto con la demanda esperada de ese día, se obtiene un nuevo despacho que cumple con los propósitos descritos anteriormente. Junto al desarrollo del algoritmo, se establecen las condiciones necesarias para que el mecanismo pueda ser implementado; esto es, el desarrollo de un mercado secundario de servicios y productos eléctricos en donde la demanda, las distribuidoras y el ente operador son partícipes. De esta manera el modelo logra cumplir su función en forma eficiente, sujeto a un marco regulatorio que permita y viabilice la puesta en operación de acciones de gestión sobre la demanda arrojadas por el algoritmo. Finalmente, se plantean mecanismos para que la participación de los agentes del lado de la demanda perdure a través del tiempo, esto es, el diseño de portafolios de contratos de largo plazo que incluyan servicios en el mercado de corto plazo en donde el suministrador de estos servicios complementarios a partir de recursos del lado de la demanda. Esta investigación es un aporte al pensamiento creativo en el proceso de reinvención del mercado eléctrico en donde se sitúa a la demanda en el eje central no solo como consumidor sino como parte de una nueva visión de mercado en donde su participación activa y dinámica puede llevar a un mejor desempeño técnico-económico desde tanto para la operación como la planificación de la expansión del mismo.La aplicación de un mecanismo de gestión integrada como el propuesto, permitiría una adecuada participación de la demanda, reconociendo las bondades de su participación activa y dinámica en mercados emergentes. Esta metodología además permite evaluar indicadores de competencia y preferencia de los agentes, a través de un análisis de escenarios y toma de decisiones descentralizadas. En efecto, en un contexto bajo el paradigma de SmartGrid, es el cliente quien mediante este mecanismo toma la decisión de participar o no en el mercado. Los resultados obtenidos muestran que es posible desarrollar una matriz de esquemas de ofertas para la demanda a partir de los perfiles de consumo y las preferencias que estos pueden tener de participar de un esquema de gestión de demanda en particular. Se propone la creación de un nuevo producto en el mercado eléctrico asociado a la suficiencia del sistema, construida en función del nivel de riesgo que esté dispuesto a asumir la demanda para ser abastecida. En este sentido, el mecanismo se transforma en un instrumento de cobertura de riesgo que podría ser transado en el mercado secundario de servicios complementarios ofrecidos por la demanda. Otra novedosa idea resultado de esta investigación es el traspaso de las funciones de gestión y respuesta de la demanda (mercados auxiliares, productos y servicios) al comercializador/distribuidor u operadores de un área particular según sea el tamaño del mercado y la cantidad de clientes activos que hacen parte del sistema. Esta acción permitiría descentralizar y alivianar las actuales y futuras funciones del operador del sistema pero manteniendo los criterios establecidos por el operador central. Esta separación puede ser clave en la medida que los dispositivos inteligentes sean masivos.Los resultados también muestran que determinar cuáles son las características de cada potencial agente participante de un programa de DR, el poder inferir cual es el nivel de esfuerzo y la capacidad de reducir los costos, permitiría asignar de forma más eficiente las inversiones futuras en generación o el establecimiento de contratos de energía base por parte de un comercializador, realizando un perfecto acople entre el corto, mediano y largo plazo. Los desarrollos futuros sobre los cuales se considera relevante profundizar son: el desarrollo de portafolios eficientes de contratación, masificación de programas de gestión, desarrollo de aplicaciones móviles de seguimiento de la demanda, caracterizar en forma adecuada a la demanda a través de encuestas que permitan mejorar para determinar estrategias y preferencias de los agentes que participan en el proceso de planificación. Finalmente, implementar la metodología propuesta en un mercado específico.
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    Almacenamiento de energía por bombeo (hydro-pumped storage) en el marco regulatorio chileno.
    (2014) Núñez Fuentes, Ignacio Javier; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    La inclusión de generación renovable intermitente requiere medios adicionales de flexibilidad en los sistemas eléctricos de potencia. El almacenamiento de energía por bombeo (HPS) se plantea como una posible solución para la integración a gran escala de generación solar fotovoltaica en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) de Chile. En esta tesis, se realiza una evaluación sobre los potenciales beneficios que esta tecnología de almacenamiento podría ofrecer en el SING, para lo cual se definen modelos de negocio y esquemas de operación. Sin embargo, para realizar los cálculos sobre los beneficios económicos de esta tecnología, es necesario modelar la intermitencia de la generación renovable tanto en la operación de corto plazo como en la planificación a largo plazo de los sistemas eléctricos. Con el fin de abordar lo discutido anteriormente, se formula y desarrolla una metodología con la cual se simula la operación del SING ante la inclusión de gran escala de generación solar fotovoltaica y generación eólica, así como también sistemas de almacenamiento de energía. Los resultados indican que la generación renovable evita el uso de combustible como el carbón (US$40/MWh) y gas natural (US$90/MWh), pero exige el uso de unidades de respaldo, encareciendo la operación del sistema. Para el año 2018, por cada MWh de generación renovable se evitan en promedio US$39,62 por el menor uso de combustible, lo que indica que se reemplaza el combustible más económico del sistema y además se utilizan recursos de mayor costo (centrales diésel y turbinas a gas en ciclo abierto). Esto por supuesto que no es favorable para el ingreso de estas tecnologías intermitentes. Además, los resultados también indican que el factor de planta de las unidades base a carbón es reducido en 8,6%, lo cual incrementa en US$3/MWh el costo levelizado de las unidades a carbón. Si este costo fuese atribuido a la generación intermitente, significa un costo indirecto de US$21,08 por cada MWh de generación ERNC. Por otro lado, el uso de sistemas de HPS ayuda a controlar la intermitencia, ya que permite un mejor uso de los recursos de menor costo (carbón) a expensas de utilizar menos combustible de alto costo (i.e. GNL y diésel). Esto ayuda a controlar los efectos anteriormente discutidos. Finalmente, en esta tesis se desarrolla un modelo de planificación de largo plazo denominado MOPRA (Modelo de operación y planificación incluyendo renovables y almacenamiento), que incluye los aspectos operacionales de corto plazo. Los resultados de este modelo indican que la inclusión de unidades de HPS es económica para el sistema en un escenario de integración a gran escala de generación intermitente. Como aporte novedoso, se calculan las externalidades asociadas a la generación solar fotovoltaica. Así también se evalúa su cambio ante la presencia de unidades de HPS. Finalmente, se analiza la aplicación de ley de fomento a las ERNC (Ley 20/25) en el SING, y se concluye que si esta ley fuese cumplida por este sistema en forma individual, este enfrentará serios desafíos en su mercado eléctrico, así como también un mayor precio de la energía. Los mayores desafíos regulatorios se explican por la insuficiencia de las señales de precio existente e incertidumbre en la operación. Esto dificulta el financiamiento y desarrollo de unidades de HPS, lo cual no se condice con los beneficios que estas pueden otorgar al sistema. Para hacer frente a esto, se realizan propuestas para el ajuste de la regulación chilena.
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    Análisis de estrategias de inversión en generación en mercados competitivos : aplicación al SIC
    (2011) Cerda Vásquez, Pablo Eduardo; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    El plan de obras de generación juega un papel fundamental en cualquier proyección del comportamiento de un sistema eléctrico a futuro, por lo que resulta vital contar con herramientas que permitan mantenerlo actualizado y optimizado ante cambios en los distintos parámetros que afectan su composición. Esta tesis busca aportar en esta tarea, a través del desarrollo de una heurística que en base a los resultados de un modelo de simulación del Sistema Interconectado Central (SIC), optimiza en forma iterativa el número de centrales de expansión necesarias para cumplir una serie de supuestos y restricciones que se deben dar en el largo plazo en un mercado competitivo.
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    Análisis de la creación de un fondo de estabilización de los precios de la energía para el fomento de la energía renovable
    (2014) Romero Moreau, Sebastián Andrés; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    La tesis realizada busca evaluar la creación de un Fondo de Estabilización de precios de la energía para fomentar el desarrollo de proyectos de energía renovables no convencionales (ERNC) en Chile, principalmente proyectos eólicos y solares. La implementación de este Fondo busca reducir los riesgos asociados a la volatilidad de los precios del mercado spot y, por lo tanto, facilitar el acceso a financiamiento de estos proyectos. Este Fondo de Estabilización actuaría como un comercializador virtual, comprando energía a los desarrolladores de proyectos ERNC, a cambio de un precio estabilizado fijo en un horizonte de largo plazo. A su vez el Fondo vendería esta energía en el mercado spot al costo marginal, asumiendo el riesgo de comercialización asociado a la variabilidad de precios.La evaluación del funcionamiento del Fondo busca determinar bajo qué condiciones de operación éste sería viable, y en qué medida es posible encontrar o definir parámetros de operación que permitan maximizar la energía apoyada por este instrumento. Por lo tanto, este análisis busca dar las primeras luces sobre las posibilidades y limitaciones que enfrentará el Fondo de Estabilización. La metodología utilizada para evaluar el Fondo consta de dos etapas. Una primera etapa de optimización, en la cual se busca un portafolio de generación que maximiza la energía apoyada para una condición especifica de operación del sistema. La segunda etapa evalúa cada portafolio óptimo para un gran número de condiciones de operación diferentes, para posteriormente analizar y clasificarlas las soluciones según criterios de desempeño, como generación total de energía, saldo final esperado y probabilidad de quiebra.
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    Conciliación entre la eficiencia energética y las empresas de distribución de electricidad.
    (2008) Alvarez Danker, Federico Sebastián; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    Esta tesis tiene como objetivo el analizar el impacto que tendría en el segmento de distribución de electricidad, la implementación de nuevas políticas de eficiencia energética (EE), a través de mecanismos regulatorios e incentivos financieros que logren conciliar los intereses de las empresas distribuidoras y el regulador. Para alcanzar este objetivo se desarrolla un modelo por fronteras de eficiencia basado en el análisis envolvente de datos, para medir el desempeño de las empresas de distribución frente a los nuevos mecanismos regulatorios. La metodología utilizada adapta los resultados obtenidos en la experiencia internacional, para posteriormente comparar e identificar el índice de eficiencia alcanzado para cada esquema de regulación. Este análisis se realiza para cuatro distribuidoras representativas de industria chilena, las que se enfrentan a diversos niveles o metas en eficiencia energética propuesta por el regulador. Los resultados obtenidos dejan en evidencia que la utilización de los certificados blancos para promover la eficiencia energética siempre obtiene el mejor resultado en el desempeño de las distribuidoras logrando eliminar los desincentivos con el menor impacto económico. Al comprar los mecanismos de desacople entre los volúmenes e ingresos por venta de energía, contra la obligación de invertir el 1% de los ingresos en EE. El primero obtiene mejores resultados, siempre que el regulador proponga metas de EE menores al 4% anual, en cambio para valores mayores, el segundo mecanismo resulta ser más efectivo respecto al impacto en el desempeño global de las distribuidoras.
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    CVAR constrained planning of renewable generation with consideration of system inertial response, reserve services and demand participation.
    (2014) Inzunza Besio, Andrés Ricardo; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    La integración de generación renovable puede ayudar a la diversificación de fuentes de energía, mejorando el desempeño económico del sector generación, como también puede significar un incremento en el costo de la electricidad debido a la necesidad de recursos de flexibilidad adicionales que permitan una operación segura, frente al carácter impredecible, variable y asíncrono de este tipo de tecnologías. En este contexto, se propone un modelo de costo-riesgo capaz de planificar la generación y determinar portafolios eficientes, balanceando los beneficios de la diversificación del mix y los costos de mantener la seguridad de suministro incorporando servicios de control de frecuencia y flexibilidad de la demanda, incluyendo la satisfacción de los niveles necesarios de inercia presentes en el sistema. El modelo minimiza el costo esperado de inversión y operación del sistema en base a diversos escenarios hidrológicos y de precios de combustibles fósiles, restringiendo al mismo tiempo la exposición a riesgo de los portafolios a través de su Conditional Value at Risk (CVaR). Problemas de gran tamaño pueden ser resueltos utilizando el modelo (e.g. 8760h y 1000 escenarios) dado que se utiliza programación lineal y se desarrolla un algoritmo basado en descomposición de Benders, adaptado para tratar con restricciones de CVaR en el problema maestro. A través de diversos análisis, incluyendo el principal sistema eléctrico de Chile, se muestra los efectos de las tecnologías renovables en la reducción del riesgo hidrológico y de precios de combustibles fósiles, los efectos de la seguridad de suministro en el costo, riesgo y la inversión en renovables y la importancia de los servicios provistos por la demanda en la limitación de la exposición a riesgo a través de la inversión en energías renovables.La integración de generación renovable puede ayudar a la diversificación de fuentes de energía, mejorando el desempeño económico del sector generación, como también puede significar un incremento en el costo de la electricidad debido a la necesidad de recursos de flexibilidad adicionales que permitan una operación segura, frente al carácter impredecible, variable y asíncrono de este tipo de tecnologías. En este contexto, se propone un modelo de costo-riesgo capaz de planificar la generación y determinar portafolios eficientes, balanceando los beneficios de la diversificación del mix y los costos de mantener la seguridad de suministro incorporando servicios de control de frecuencia y flexibilidad de la demanda, incluyendo la satisfacción de los niveles necesarios de inercia presentes en el sistema. El modelo minimiza el costo esperado de inversión y operación del sistema en base a diversos escenarios hidrológicos y de precios de combustibles fósiles, restringiendo al mismo tiempo la exposición a riesgo de los portafolios a través de su Conditional Value at Risk (CVaR). Problemas de gran tamaño pueden ser resueltos utilizando el modelo (e.g. 8760h y 1000 escenarios) dado que se utiliza programación lineal y se desarrolla un algoritmo basado en descomposición de Benders, adaptado para tratar con restricciones de CVaR en el problema maestro. A través de diversos análisis, incluyendo el principal sistema eléctrico de Chile, se muestra los efectos de las tecnologías renovables en la reducción del riesgo hidrológico y de precios de combustibles fósiles, los efectos de la seguridad de suministro en el costo, riesgo y la inversión en renovables y la importancia de los servicios provistos por la demanda en la limitación de la exposición a riesgo a través de la inversión en energías renovables.
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    Desarrollo de inversiones en mercados eléctricos oligopólicos
    (2008) González Aguirre, José Manuel; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    En este trabajo se formula y analiza, mediante la utilización de teoría de juegos, una representación simplificada de un mercado liberalizado de generación eléctrica, con la finalidad de poder caracterizar la operación de dicho mercado y las condiciones de desarrollo de nuevas inversiones en generación, centrándose en el escenario al cual se enfrentan potenciales entrantes en un mercado oligopólico. Para lograr esto, se desarrolla un modelo basado en el equilibrio de Cournot, donde las empresas deciden de forma competitiva tanto su cantidad de energía generada como las inversiones en capacidad. La metodología de solución empleada resuelve el problema de maximización de beneficios de cada una de las empresas, los que se encuentran interrelacionados mediante la función inversa de la demanda y la función de pago por potencia. Esto da como resultado un problema No-Lineal Complementario que es implementado mediante la herramienta de modelación GAMS y resuelto utilizando el solver PATH.
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    Electrical Expansion in South America
    (2019) Ferreira, Rafael de Sa; Corredor, Pablo H.; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Cifuentes, Ximena; Barroso, L. A.
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    Empirical Studies of Competition in the Chilean Electricity Market
    (2014) Varas, P.; Rudnick Van de Wyngard, Henry
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    Empirical studies of competition in the Chilean electricity market
    (2013) Varas Valenzuela, Pablo I.; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    La competencia dentro de un determinado mercado es una condición deseable, dado que asegura la correcta asignación de recursos económicos y la existencia de precios que maximizan el bienestar social económico. El objetivo de la presente tesis es brindar evidencia empírica respecto de los niveles de competencia y existencia de poder de mercado en el sector eléctrico chileno. A la fecha los estudios que se han realizado han sido en base a simulaciones, y no en base a información de transacciones del mismo mercado. A través de modelos econométricos se estudian los márgenes de los precios de energía de contratos de los clientes libres, con respecto al costo de desarrollo del sistema. En primer lugar se analiza el impacto de la crisis del gas argentino en los niveles de competencia, y luego se compara la intensidad de competencia de los generadores respecto de los contratos de clientes libres y de los procesos de licitación de las distribuidoras.
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    Un esquema eficiente de pronóstico-optimización para el pre-despacho intra-diario bajo alta penetración eólica y solar
    (2017) Córdova Sota, Samuel Alejandro; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    Debido a su naturaleza variable e incierta, la integración a gran escala de la generación eólica y solar plantea retos significativos para la programación de centrales en sistemas de potencia. Para enfrentar estos desafíos, los operadores de sistemas de potencia requieren utilizar pronósticos actualizados de la mejor calidad posible para estimar la generación renovable. Motivado por esto, el presente trabajo busca estudiar los beneficios de incorporar la dependencia espacio-temporal y las estacionalidades dentro de pronósticos probabilísticos para el pre-despecho intra-diario. Con este objetivo, se propone un esquema conjunto de pronóstico-optimización altamente eficiente, en el cual la optimización de intervalos y la agrupación de centrales por tecnología es utilizada. La metodología propuesta es sometida a prueba en un sistema de 120 GW usando mediciones reales eólicas y solares, y es comparada con las técnicas ya existentes de pre-despacho determinístico y estocástico en conjunto a métodos tradicionales y mas simples de pronóstico. De los expertimientos computacionales extensivos realizados se demuestra que: i) la incorporación de la dependencia espacio-temporal y estacionalidades conlleva a mejores pronósticos, menores costos operacionales y un menor ciclaje de unidades, ii) la realización de corridas de pre despacho más frecuentes son significativamente convenientes, iii) el método propuesto es suficientemente eficiente desde un punto de vista computacional para su aplicación a la industria eléctrica.
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    Facilitating the Integration of Renewables in Latin America: The Role of Hydropower Generation and Other Energy Storage Technologies
    (2017) Moreno, Rodrigo; Ferreira, Rafael; Barroso, Luiz; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pereira, Eduardo
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    Factibilidad económica para el desarrollo de la energía solar en sistemas térmicos.
    (2014) Larraín Arellano, Jaime Humberto; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    En un sistema eléctrico térmico alimentado principalmente por carbón y gas, donde existe un gran potencial de generación solar, la instalación masiva de esta tecnología puede resultar atractiva. Esto, tanto desde el punto de vista de reducción de costos como desde el punto de vista de la gestión de riesgos, donde la generación solar permite reducir la exposición a la volatilidad de los precios de los combustibles fósiles. Para analizar este potencial se formulan y utilizan tres modelos económico-financieros independientes. El primero de ellos determina la expansión óptima de un sistema eléctrico predominantemente térmico, incorporando generación solar. El segundo determina el impacto de la instalación de potencia solar en la volatilidad de los precios. Finalmente el tercero analiza la conveniencia desde el punto de vista de un gran cliente industrial, de la instalación de generación solar como medida de mitigación de sus emisiones de gases de efecto invernaderos.Los modelos son aplicados al Sistema Interconectado del Norte Grande de Chile, el que debido a su ubicación – en pleno desierto de Atacama – corresponde a uno de los lugares más propicios a nivel mundial para el desarrollo de la energía solar. Los resultados obtenidos sirven de referencia para cualquier sistema eléctrico donde exista interés por desarrollar esta tecnología. Los resultados evidencian la falta de madurez de la tecnología solar, aun considerando proyecciones optimistas para la baja en sus costos de inversión. Para lograr su viabilidad económica se requiere la aplicación de políticas ambientales complementarias. En cuanto a la capacidad de control de la volatilidad ocurre una situación similar, pues se encuentra fuertemente limitada por las restricciones técnicas derivadas de la intermitencia propia de este tipo de generación.
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    Gestión de la demanda orientada a la optimización de activos : aproximación vía algoritmos genéticos.
    (2008) Alamos Guzmán, Oscar Marcelo; Rudnick Van de Wyngard, Henry; Pontificia Universidad Católica de Chile. Escuela de Ingeniería
    La Gestión de la Demanda es un campo de aplicaciones utilizado en el sector eléctrico, que tiene como base el cambio en los paradigmas estáticos que tradicionalmente se le asigna a la demanda, en la búsqueda del equilibrio entre producción y consumo en los mercados de la energía. Dentro de este marco, se desarrolla una aplicación conocida como Control Directo de la Carga. Esta se utiliza como una herramienta para el manejo de la demanda de punta en los sistemas eléctricos, y ha comenzado a ser apreciada como solución a los problemas de planificación de las redes de transporte de la energía, al ser una opción más económica que la construcción de nueva capacidad para abastecer dichos consumos. Este tipo de aplicaciones actúan sobre cargas termostáticas, como los equipos de aire acondicionado central de los edificios comerciales, de modo de reducir, a través de un control remoto forzado de los equipos, la demanda de punta en aquellos períodos de congestión del sistema.