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Cambios y Posibles Mejoras en el Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano
Raúl García CarpioOSINERGMIN
Setiembre 2011
CONTENIDO
1. Estructura Institucional del Sector Eléctrico
2. Evolución del Sector
3. Generación Eléctrica
Principales logros en las licitaciones
Energías Renovables
Promoción de Centrales Hidroeléctricas
4. Transmisión Eléctrica
Plan de Transmisión
5. Distribución Eléctrica
Distribuidoras Regionales
6. Comentarios Finales y Agenda Pendiente
Estructura institucional del sector eléctrico- Supervisor y
fiscalizador
- Establece tarifas
- Resuelve controversias entre
operadores
- Resuelve reclamos de los usuarios
- Agrupa a generadores, transmisores y usuarios
- Responsable de la operación del sistema a
mínimo costo- Organismo encargado de emitir
la política y las normas del sector
MERCADOS
Distribuidoras
Libre
Concesión exclusiva
Tarifa regulada
Concesión exclusiva
Clientes
- Regulados (Tarifa regulada por sectores típicos)
Libre
CLIENTE LIBRE DISTRIBUIDOR
CLIENTE LIBRE GENERADOR
DISTRIBUCIÓN EN BT
GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN
Producción de Energía Eléctrica por Tipo de
Tecnología (GWh) 2004 – 2010
El crecimiento del consumo de electricidad es del orden del 7% anual desde el 2004.
0.00
500.00
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GW
h
Hidro Gas Natural Carbon Residual Diesel2
Hidroeléctricas
2,6542,793 2,900 2,965
3,1433,335
3,619
3,9704 198 4 294
4 596
5 107
5 584
6 085
55%57%
52%
48%
38%
34% 33%30%
23%
36%41%
27% 27%
32%
-10%
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10%
20%
30%
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9,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010P 2011P 2012P 2013P
MW
Margen de Reserva (2000 - 2013P)
Hidráulico Gas Natural Carbón Petroleo Renovable Demanda Margen de Reserva
Margen de Reserva
El margen de reserva efectivo es menor y muy bajo en ciertas zonas
Licitaciones de contratos de largo plazo para el suministro de
energía (Ley Nº 28832)
Bajo el nuevo marco (Ley de Generación Eficiente) se ha iniciado el
proceso de subastas de energía de largo plazo, concluyéndose a la
fecha 6 subastas para contratos hasta el 2025. Con ello, las
necesidades estimadas se cubrirían hasta el año 2014. Para el
periodo 2014 a 2023 se habría cubierto la demanda base, faltando
licitar los incrementos anuales desde el año 2015, los cuales
deberán ser cubiertos principalmente por nuevos proyectos de
generación.
Además el Ministerios de Energía y Minas ha encargado a
Proinversion la realización de licitaciones para nuevas
hidroeléctricas.
Electricidad - Nuevo Modelo Regulatorio
TipoPlazo
ContractualConvocatoria
Cantidad a
ContratarObjetivo
Larga
Duración
Entre 5 y 20
años
Anticipada de al
menos 3 añosHasta 100%
Contratar el grueso del
crecimiento estimado
Mediana
DuraciónHasta 5 años
Anticipada de al
menos 3 añosHasta 25%
Contratar desajustes
detectados con
antelación respecto de lo
estimado
Corta
Duración
Lo define
OSINERGMIN
Anticipada de
menos de 3 añosHasta 10%
Contratar pequeños
desajustes no previstos
respecto de lo estimado
La cobertura del Servicio Público de Electricidad se dará mediante tres tipos de
licitaciones, las cuales brindan flexibilidad al distribuidor para garantizar la cobertura
de la demanda:
Licitaciones a cargo de Distribuidoras
Evaluar y mejorar el modelos de Licitaciones
Definir el rol de la Energías Renovables No Convencionales
Promover la inversión en Centrales Hidroeléctricas
Mejoras Necesarias en Generación
Licitaciones de Largo Plazo
Año LicitaciónPotencia
Requerida (MW)
Potencia Adjudicada
(MW)
Cubierto de Licitación (%)
2009 ED-01-2009-LP : 2014-2021 1.212,85 1.212,85 100%
2009 ED-02-2009-LP : 2014-2023 662,26 662,26 100%
2009 ED-03-2009-LP : 2014-2025 649,89 649,89 100%
2009 DISTRILUZ: 2013-2022 558,138 558,138 100%
2010 LDS -01-2010-LP: 2014 -2023 669,6 669,6 100%
2010 ELD-01-2010: 2014 - 2018 29,89 29,89 100%
Totales 3.782,63 3.782,63 100%
• Las subastas de corto y largo plazo han permitido resolver en buena parte elproblema de falta de contratación de las distribuidoras. Los precios obtenidos hanestado entre los US$ 39 y US$ 44 por MWh (más US$ 8 por potencia).
• Es necesario controlar el poder de mercado para que la subasta resulte unmecanismo de adjudicación eficiente
Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW)
0
500
1000
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2000
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3000
3500
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4500
5000
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May-2
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Nov-2
9
Potencia Contratada por Licitaciones
Potencia Demandada
Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad
con el uso de energías renovables, Decreto Legislativo Nº 1002 (mayo
2008).
Reglamento de la generación de electricidad con energías renovables,
Decreto Supremo Nº 012-2011-EM (Marzo 2011). Reemplaza al anterior
Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 050-2008-EM.
Bases Consolidadas de la primera Subasta con Recursos Energéticos
Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N°
113-2009-MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas.
Bases Consolidadas de la segunda Subasta con Recursos Energéticos
Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N°
036-2011-MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas.
Los documentos actualizados y compendiados se encuentran en:
www.osinerg.gob.pe
MARCO LEGAL
Resultados de la Primera Subasta de Energías Renovables:
Primera ConvocatoriaI. Energía Requerida
Biomasa Eólica Solar Total
Energía Requerida (GWh/año) 813 320 181 1314
Energía Adjudicada (GWh/año) 143.3 571 172.94 887.24
% Adjudicado 18% 178% 96% 68%
II. Potencia RequeridaHidroeléctricas
Potencia Requerida (MW) 500
Potencia Adjudicada (MW) 161.71
% Adjudicado 32%
III. Resultados en PreciosPrecio Base fijado por OSINERGMIN
Precio Promedio Ofrecido
Nº de Proyectos Propuestos
Nº de Proyectos Adjudicados
Biomasa (Ctv US$/kWh) 12.00 8.10 2 2
Eólica (Ctv US$/kWh) 11.00 7.92 6 3
Solar (Ctv US$/kWh) 26.90 22.14 6 4
Hidroeléctrica (Ctv US$/kWh) 7.40 5.99 17 17
Resultados de la Primera Subasta de Energías Renovables:
Segunda ConvocatoriaI. Energía Requerida
Biomasa Solar Total
Energía Requerida (GWh/año) 419 8 427
Energía Adjudicada (GWh/año) 11.7 0 11.7
% Adjudicado 3% 0% 3%
II. Potencia RequeridaHidroeléctricas
Potencia Requerida (MW) 338.29
Potencia Adjudicada (MW) 19
% Adjudicado 6%
III. Resultados en Precios
Precio Base fijado por OSINERGMIN
Precio Promedio Ofrecido
Nº de Proyectos Propuestos
Nº de Proyectos Adjudicados
Biomasa (Ctv US$/kWh) 5.50 0.12 5.00 1.00
Solar (Ctv US$/kWh) 21.10 0.00 3.00 0.00
Hidroeléctrica (Ctv US$/kWh) 6.40 5.92 17.00 2.00
Diseño de la Segunda Subasta RER
Fecha de inicio del proceso: 28 de abril de 2011
Energía anual total a subastar: 1981 GWh (la primera
fue de 1314 GWh).
Asignación:
681 GWh serán para proyectos hidroeléctricos RER.
Existe un alto potencial en las Centrales
Hidroeléctricas en el Perú
Determinar lugares dónde construir hidroeléctricas que tengan menor impacto
ambiental y desarrollar un catálogo de proyectos que incluya los respectivos
estudios de pre-inversión (estudios de factibilidad), con sus correspondientes
permisos ambientales y ponerlos a disposición de los inversionistas interesados a
través de licitaciones para el otorgamiento de las concesiones reduciendo el riesgo
pre constructivo.
Continuar con los mecanismos de promoción directa como las subastas llevadas
a cabo por ProInversión (octubre de 2009) previa coordinación con el regulador.
Reducir la discrecionalidad en la regulación ambiental mediante la
sistematización de los mecanismos para la protección del medio ambiente, así como
la determinación de los beneficios y costos de los proyectos para las comunidades
vecinas.
En el Perú, sólo se ha aprovechado alrededor de un 5% del potencial hidroeléctrico con el
que se cuenta, por lo que a continuación se proponen diversas medidas para incrementar
dicho porcentaje.
Propuestas para la Promoción de Centrales
HidroeléctricasMejorar la comunicación y elaborar planes de compensación en el caso
de las comunidades afectadas por inversiones en hidroeléctricas.
Analizar posibilidades de cofinanciamiento y facilitar el financiamiento a
largo plazo dada la naturaleza de estas inversiones.
Desarrollo del mercado de bonos de carbono como fuente alternativa de
ingresos para las centrales hidráulicas.
Mejorar la coordinación entre entidades estatales, por ejemplo entre la
Autoridad Nacional del Agua (ANA) y el Ministerio del Ambiente (MINAM).
Evaluar el otorgamiento de garantías adicionales por parte del Estado.
Este mecanismo fue utilizado en las concesiones de reserva fría (600 MW)
del 2010. Entre las garantías que se consideraron estaba el cumplimiento de
los plazos legales establecidos para la obtención de permisos, licencias, entre
otros que son necesarios para el inicio de operaciones de la central.
La Ley de Concesiones Eléctricas (1992) establece dos Sistemas
de Transmisión: Sistema Principal y Sistema Secundario.
La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica (2006) añade dos Sistemas de Transmisión: Sistema
Garantizado y Sistema Complementario.
El nuevo marco normativo establece que el COES y temporalmente
el MINEM en coordinación con OSINERGMIN determinarán las
nuevas redes del sistema garantizado de transmisión.
Bajo este marco, ProInversión está licitando las nuevas líneas de
transmisión, correspondiendo a OSINERGMIN analizar los
aspectos regulatorios de dichos procesos.
Regulación de la Transmisión
Planificación de la Transmisión – Ley Nº 28832
PLAN DE TRANSMISIÓN
INSTALACIONES
SOMETIDAS A
LICITACIÓN
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES, SIN
LICITACIÓN
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES FUERA DEL
PLAN DE TRANSMISIÓN
SISTEMA GARANTIZADORemuneración por contrato
Si terceros utilizan la línea, latarifa se fija con los mismosprincipios del SST (por el uso)
Contratos
BOOT (30 años)
Se asigna en proporción al “beneficio económico” que otorga la línea.
Cálculo de Costo
Eficiente
SISTEMA COMPLEMENTARIO
Necesidades
del sistema
Generadores
Distribuidores
Fuente: Ley N° 28832, Reglamento de Transmisión y Ley de Concesiones Eléctricas
Continuar la construcción de líneas de transmisión de
500 kV.
Mayor coordinación intersectorial.
Planificación del COES y MINEM con opinión de
OSINERGMIN.
Mejoras en la asignación del Peaje a usuarios.
Mejoras Necesarias en Transmisión
Licitaciones en TransmisiónLos proyectos más relevantes licitados por ProInversión están con la siguiente marca al
final [***]:
NORTE: LT Zapallal – Chimbote – Trujillo 500 kV (2009-Consorcio ISA-CTM): La
línea permitirá un mayor flujo de potencia activa hacia el norte, el cual está limitado
por la capacidad de la línea Zapallal – Paramonga – Chimbote 220 kV. [***]
NORTE: LT Piura – Talara 220 kV (2010-Consorcio Transmantaro): La línea mejora
la confiabilidad entre Piura y Talara.
NORTE: LT Trujillo – Chiclayo (2011-Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P - ISA): Una
LT de 500 kV entre Trujillo y Chiclayo sólo sería necesaria para resolver los
problemas de transmisión del SEIN por lo menos a partir del año 2013.
NORTE: Línea de Transmisión Cajamarca Norte – Carhuaquero. (En proceso)
[***]
ORIENTE: Línea de Transmisión 220 kV Moyobamba – Iquitos y Subestaciones
Asociadas. (Plan de Transmisión)
Licitaciones en Transmisión
SUR MEDIO: LT Independencia – Ica 220 kV (2009-Consorcio ISA-CTM): La línea
va a solucionar los problemas de congestión en la zona sur medio, además de
mejorar los perfiles de tensión de la zona. [***]
SUR MEDIO: LT. Machupicchu – Abancay – Cotaruse 220 kV (2010-Consorcio
Transmantaro S.A.): La línea permitirá la entrega de la producción de la ampliación
de la central hidroeléctrica Machupicchu (100 MW). [***]
SUR: LT Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo 500 kV (2010-Consorcio ASA de
España): La línea soluciona el flujo de potencia hacia el Sur el cual actualmente
se encuentra limitado por la capacidad operativa de la línea Mantaro – Cotaruse –
Socabaya 220 kV. Además mejora la confiabilidad ante una eventual falla de los
circuitos en 220 kV. [***]
SUR: LT. Tintaya – Socabaya 220 kV (2010 - Consorcio REI – AC Capitales): La
línea permitirá abastecer las nuevas cargas mineras ubicadas en las proximidades de
Tintaya, solucionando la posible congestión entre la zona sur este y sur oeste. [***]
SUR ESTE: Línea de Transmisión 220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora –
Tintaya y Subestaciones Asociadas. (Plan de Transmisión)
El VAD se calcula como un costo total anual que corresponde a la Anualidad
del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), correspondiente al costo estándar de
inversión de un “sistema económicamente adaptado”, más los Costos de
Explotación (CE) o costos fijos de operación y mantenimiento.
VAD = aVNR + CE
El VNR es “el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar
el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes” (art. 76, LCE).
Luego se calcula un VAD unitario considerando la proyección de la máxima
demanda del sistema eléctrico para los próximos cinco años.
DemandaMáxima
CEaVNRUnitarioVAD
El cálculo del VAD supone la realización de importantes estudios de costos tanto
del VNR como de los Costos de Explotación.
Valor Agregado de Distribución
Valor Agregado de Distribución
Las tarifas de distribución eléctrica
están representadas por el Valor
Agregado de Distribución (VAD). De
acuerdo al Artículo 64° de la LCE, el
VAD considera los siguientes
componentes:
Costos asociados al usuario,
independientes de su demanda de
potencia y energía.
Pérdidas estándar de distribución en
potencia y energía.
Costos estándar de inversión,
mantenimiento y operación
asociados a la distribución, por
unidad de potencia suministrada.
Valor Agregado de Distribución (VAD)
Costos Fijos
Costos Estándar de Inversión, Mantenimiento y Operación
Costos Asociados al Usuario
Pérdidas Estándar
VAD Media Tensión VADMT
VAD Baja Tensión VADBT
Factores de Expansión de Pérdidas
Sector de
Distribución TípicoDescripción
1 Urbano de Alta Densidad
2 Urbano de Media Densidad
3 Urbano de Baja Densidad
4 Urbano - Rural
5 Rural
Sistemas Electricos
Rurales (SER)
SER calificados por el MINEN
según la Ley General de
Electrificación Rural (LGER)
EspecialSistema de Distribución
Eléctrica de Villacurí
Sectores Típicos de Distribución 2009 – 2013
Regulación de la Distribución
• Problemática: Las distribuidoras fuera de Lima, que son en su
mayoría estatales, deberían estar facultadas para ampliar su
capacidad de acuerdo a la demanda.
• OSINERGMIN ha realizado un estudio para la mejora de la
distribución de electricidad (Libro Blanco de Distribución),
que permitirá tener en cuenta los aspectos técnico-
económicos específicos a cada zona de distribución.
• Ambas propuestas han sido elevadas a las autoridades
respectivas para su análisis, revisión y promulgación.
Demanda de Energía Eléctrica Departamentos del Norte del País
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010
ANCASH LA LIBERTAD PIURA CAJAMARCA LAMBAYEQUE
MW.h
El consumo de energía en el norte registra un
crecimiento promedio anual mayor a 15%.
Modernización, Inversiones y Capacidad de Distribución.
Problemática de las Distribuidoras Regionales
El alto crecimiento que se estima para el país podría llevar a mayores
problemas de calidad del servicio eléctrico y de falta de capacidad
para el desarrollo de nuevas empresas. Ello es más importante fuera
de Lima, dado que las empresas de distribución son mayormente
estatales con escaza capacidad de inversión.
OSINERGMIN viene desarrollando un estudio que contempla
alternativas de reestructuración de las empresas del estado (permitir
financiamiento, mejorar gobernabilidad, fomentar participación
público–privada) debido a que ante una red de distribución saturada,
se puede afectar la calidad.
Restricciones para Atención de Nuevos Suministros
La capacidad de endeudamiento que demanda el giro de negocio(infraestructura) no puede ser alcanzada dentro de un esquema de empresapública con restricciones.
Las empresas regionales vienen financiando activos de largo plazo (inversiónen redes) con deudas de corto plazo (pasivo corriente).
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
2002 2004 2006 2008 2010
Nivel de Endeudamiento
(Deuda / Activos)
Electrocentro
Electronorte
Hidrandina
Electronoroeste
Luz del Sur
Edelnor0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
2002 2004 2006 2008 2010
Deuda Corriente / Deuda Total
Electrocentro
Electronorte
Hidrandina
Electronoroeste
Luz del Sur
Edelnor
Desmejoramiento de la Calidad en la Distribución
El importante crecimiento económico de los últimos
años ha generado una presión sobre las instalaciones
de distribución estatales de media y baja tensión.
Los indicadores de duración promedio y número
promedio de interrupciones (SAIDI y SAIFI) reflejan
problemas crecientes para mantener la calidad del
servicio.
Reforzar la gobernabilidad de las distribuidoras públicas.
Permitir la participación privada.
Obtener créditos a largo plazo.
Mejorar el modelo de fijación de tarifas de distribución
(Libro Blanco)
Propuestas de Política para
las Distribuidoras Regionales
Se debe:
Propuestas del Libro Blanco (Universidad de Comillas – OSINERGMIN)
Propuesta Motivo Medidas
Otorgar concesiones
utilizando áreas
geográficas en vez de
limitarlas a ciertas
zonas
Incrementar de forma
eficiente el nivel de
electrificación rural del
país.
Se recomienda continuar con el FOSE
(Fondo de Compensación Social
Eléctrico), consistente en un subsidio
entre consumidores.
Paso de concesiones por banda a
concesiones por área de servicio
Otras.
Remuneración de las
empresas
distribuidoras:
utilización de
empresa como
unidad de eficiencia
Mejor representación de
la realidad geográfica y de
mercado de cada
empresa distribuidora.
Continuar utilizando sectores típicos,
pero dentro de cada empresa.
Estudios tarifarios a nivel de empresa
Otras
Propuestas del Libro Blanco (Universidad de Comillas – OSINERGMIN)
Propuesta Motivo Medidas
Remuneración de las
empresas distribuidoras:
comprobación de
rentabilidad por separado
para cada una de las
empresas
Sincerar las situaciones
particulares de empresas
con altas o bajas
rentabilidades
Ajustar la rentabilidad de las
empresas que no estén en el
rango de 12 ± 4%
Instaurar un proceso de
contabilidad regulatoria
Otras
Remuneración de las
empresas distribuidoras:
incentivo explícito a la
mejora de calidad de
servicio
Promover mejoras en los
indicadores de calidad de
suministro en lo relativo a
interrupciones y niveles de
satisfacción de los clientes
A través de SAIDI, SAIFI y un
índice de calidad comercial
Comentarios Finales
Asegurar el suministro de electricidad en el largo plazo es un problema
complejo debido a las características de la demanda y las inversiones en el
sector eléctrico.
Las medidas van desde mecanismos regulatorios asociados a la
remuneración de la capacidad hasta el fomento de contratos a largo
plazo como los adoptados en los últimos años en los varios países
latinoamericanos.
En el caso peruano, el dinamismo de la economía ha presionado en la
última década la capacidad de respuesta de las inversiones en el
sector eléctrico, generándose algunos problemas como la reducción del
margen de reserva y congestión en las infraestructuras de transmisión y
transporte de gas natural.
Comentarios Finales
Se han tomado medidas que han logrado que el riesgo de
racionamiento se reduzca, entre las que se incluyen el esquema de
licitación de contratos de largo plazo, las licitaciones de energías
renovables, las licitaciones de reserva fría e incluso el alquiler de centrales
de emergencia.
Las subastas de corto plazo resuelven problemas de falta decontratos pero es necesario asegurar que tengan un perfil competitivo.
Las subastas de largo plazo pueden tener un perfil competitivo en lamedida que se diseñen e implementen de forma adecuada: resuelven elproblema contractual y reducen la capacidad de ejercer poder de mercado.
En los próximos años se espera que las necesidades se incrementen,
principalmente por la demanda de grandes proyectos, por lo cual es
necesario hacer un seguimiento de las inversiones a fin de solucionar
posibles cuellos de botella.
Agenda Pendiente
Establecer una unidad o institución para el planeamiento integral de la
energía.
Se recomienda planificar las inversiones en redes de gas con el fin de
evitar posibles problemas de deficits en el transporte. Conviene evaluar la
creación de una entidad que administre dichas redes.
Debe promoverse la inversión en las distribuidoras regionales. Dado
el dinamismo de la demanda de energía a nivel departamental es
conveniente evaluar mecanismos que permitan e incentiven las
inversiones en distribución eléctrica a nivel regional.
Deben buscarse mecanismos que promuevan la inversión en
centrales hidroeléctricas de forma socialmente aceptable dado el
importante potencial del país reduciéndose la dependencia del gas natural.
Debe evaluarse el potencial de las energías renovables y su espacio en
el futuro.