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Jorge Fabra - La transición energética en Europa y el cambio climático

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Entre el 30 de junio y el 2 de julio de 2014 organizamos en la Fundación Ramón Areces (C/ Vitruvio, 5, en Madrid) un curso de verano en colaboración con la Universidad Complutense de Madrid sobre los …

Entre el 30 de junio y el 2 de julio de 2014 organizamos en la Fundación Ramón Areces (C/ Vitruvio, 5, en Madrid) un curso de verano en colaboración con la Universidad Complutense de Madrid sobre los retos energéticos de Europa ante el cambio climático. En estas jornadas, diferentes expertos analizaron la transición energética en Europa para cumplir las exigencias de los compromisos internacionales en materia de emisiones de CO2.

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  • ¿Cuál es el coste de la energía? La electricidad se genera con tecnologías que tienen costes muy diferentes porque sus características son diferentes. Comparar el coste de una tecnología de alto coste con otra de bajo coste carece de sentido porque se comparan cosas distintas. Lo que sí tiene sentido comparar son los costes de cada tecnología con la retribución que percibe. Y esta comparación nos indica que las nucleares perciben una retribución que puede llegar a superar en un 300% sus costes y que la generación hidroeléctrica se beneficia de una retribución que supera sus costes en más de un 700%. ¿Alguien se atreve a afirmar que las renovables están retribuidas con una generosidad semejante? Desde luego que abundan los se atreven a decir tal sinsentido y son, precisamente, los que quieren alejar la atención del auténtico problema que presenta el coste de la electricidad: las retribuciones completamente injustificadas que perciben las centrales nucleares e hidroeléctricas, cuyas inversiones están ampliamente recuperadas a través de los fondos netos que han generado y siguen generando con independencia de que éstos se hayan destinado a dotar su fondo de amortización, otras reservas o provisiones, o haya sido destinado a remunerar a los accionistas.
  • Transcript

    • 1. La transición energética en Europa y el cambio climático UNIVERSIDAD COMPLUTENSE DE MADRID Fundación Ramón Areces La reforma eléctrica y la formación de precios en el mercado: el caso español INSTITUTO PASCUAL MADOZ DE URBANISMO Y MEDIOAMBIENTE UCIIIM ECONOMISTAS FRENTE A LA CRISIS Jorge Fabra Utray
    • 2. Algunas cuestiones previas
    • 3. No hay sostenibilidad medioambiental sin sostenibilidad económica
    • 4. Ningún regulador va a dar un solo paso hacia la transición energética si ello implica costes inasumibles para las familias y las empresas
    • 5. La regulación modela la cultura de los consumidores y de las empresas eléctricas, la comprensión de los problemas y la gobernanza corporativa
    • 6. Déficit Tarifario en España (M€) 30.000M€ Déficit acumulado
    • 7. Precios EUROSTAT Comparación por países EU
    • 8. 0,215 0,090 0,114 0,126 0,133 0,139 0,140 0,143 0,148 0,152 0,154 0,175 0,183 0,191 0,193 0,193 0,198 0,200 0,200 0,227 0,233 0,233 0,234 0,237 0,259 0,261 0,280 0,289 0,317 0,326 0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0,20 0,22 0,24 0,26 0,28 0,30 0,32 0,34 EU 27 Bulgaria Netherlands Latvia Romania Estonia Lithuania Hungary Croatia Poland Greece France Luxembourg Slovakia United Kingdom Slovenia Italy Malta Finland Sweden Portugal Czech Republic Austria Belgium Spain Cyprus Norway Ireland Germany Denmark 2013 Segmento RESIDENCIAL Eurostat: 1.000 kWh < Consumption < 2.500 kWh 20,47% •In €/kWh •All taxes and levies included ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL España + 0,018 €/kWh
    • 9. 0,201 0,090 0,130 0,136 0,136 0,136 0,137 0,138 0,146 0,151 0,153 0,157 0,163 0,163 0,166 0,169 0,170 0,177 0,184 0,192 0,205 0,207 0,211 0,219 0,231 0,233 0,235 0,262 0,292 0,297 0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 0,23 0,25 0,27 0,29 EU 27 Bulgaria Romania Estonia Croatia Hungary Latvia Lithuania Poland Czech Republic France Finland Greece Slovenia Luxembourg Slovakia Malta United Kingdom Norway Netherlands Austria Sweden Portugal Belgium Italy Spain Ireland Cyprus Germany Denmark 2013 •In €/kWh •All taxes and levies included Segmento RESIDENCIAL Eurostat: 2.500 kWh < Consumption < 5.000 kWh 26,1% ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL España + 0,018 €/kWh
    • 10. 0,190 0,091 0,096 0,102 0,113 0,114 0,115 0,116 0,127 0,134 0,145 0,145 0,148 0,151 0,151 0,153 0,154 0,164 0,176 0,180 0,185 0,185 0,193 0,195 0,204 0,243 0,246 0,257 0,269 0,290 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 0,24 0,26 0,28 EU 27 Norway Finland Bulgaria Hungary Romania Estonia Netherlands Croatia France Latvia Lithuania Sweden Poland Austria Slovenia United Kingdom Luxembourg Belgium Denmark Czech Republic Portugal Greece Ireland Slovakia Germany Cyprus Spain Italy Malta year 2013 Segmento PYMES Eurostat: Consumption < 20 MWh 35,26% •In €/kWh •Excluding VAT and other recoverable taxes and levies ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL España + 0,015 €/kWh
    • 11. 0,142 0,088 0,089 0,091 0,093 0,102 0,104 0,107 0,110 0,110 0,112 0,115 0,116 0,120 0,124 0,125 0,129 0,131 0,133 0,143 0,144 0,148 0,153 0,159 0,161 0,167 0,167 0,197 0,200 0,226 0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 0,23 0,25 EU 27 Sweden Finland Bulgaria Norway Romania Estonia Hungary Denmark France Croatia Luxembourg Poland Slovenia Latvia Netherlands Lithuania Austria United Kingdom Portugal Belgium Czech Republic Slovakia Greece Ireland Spain Germany Italy Malta Cyprus year 2013 Segmento PYMES Eurostat: 20 MWh < Consumption < 500 MWh (17,61% sobre UE) •In €/kWh •Excluding VAT and other recoverable taxes and levies ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL España + 0,015 €/kWh
    • 12. 0,107 0,067 0,068 0,071 0,073 0,073 0,075 0,077 0,079 0,081 0,085 0,085 0,090 0,095 0,096 0,097 0,098 0,099 0,103 0,105 0,107 0,108 0,116 0,116 0,117 0,121 0,128 0,156 0,160 0,192 0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 0,23 0,25 EU 27 Bulgaria Sweden Finland Romania Luxembourg Norway Poland France Croatia Netherlands Slovenia Estonia Hungary Czech Republic Belgium Austria Denmark Portugal Latvia Greece United Kingdom Lithuania Ireland Slovakia Spain Germany Italy Malta Cyprus year 2013 Segmento INDUSTRIAL Eurostat: 2 GWh < Consumption < 20 GWh (13,08% sobre EU) •In €/kWh •Excluding VAT and other recoverable taxes and levies ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL España + 0,015 €/kWh
    • 13. OFERTA Y DEMANADA DE ELECTRICIDAD La situación en el año 2013
    • 14. Balance de energía eléctrica Hechos destacados en 2013La demanda de electricidad (246,3 TWh) fue un 2,2% inferior a la del año 2012  La generación hidroeléctrica (33,9 TWh) fue un 74,5% superior a la del año anterior  El Régimen Especial (111 TWh) aumentó un 8,6% sobre el año anterior y representó el 42,6% de la producción neta  La producción nuclear (56,8 TWh) disminuyó un 7,6% respecto a 2012 y supuso un 22% del total generado  El carbón (39,7 TWh) registró una bajada del 27,3% respecto a 2012 y representó el 15% del balance de la producción neta  Los CCGT (25 TWh) registraron un descenso del 35% respecto al año anterior. Su participación en el balance fue de solo un 10%
    • 15. Crecimiento de la demanda de electricidad en los últimos años -8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 180.000 195.000 210.000 225.000 240.000 255.000 270.000 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 Demanda eléctrica peninsular GWh b.c. crec. % La demanda peninsular en b.c. se encuentra por debajo del nivel de 2005. Desde 2008 solo 2010 ha tenido una tasa de crecimiento positiva 2013: 246.314 GWh b.c. con un decrecimiento del 2,2% sobre 2012 La demanda de electricidad sigue los ciclos económicos pero también se ve influida por otros factores como la meteorología y la laboralidad
    • 16. Producción de electricidad en los últimos años El Régimen Especial ha restado cuota de mercado a las empresas del Régimen Ordinario El parque generador se ha expandido considerablemente en los últimos 10 años, tanto en el Régimen Ordinario como en el Régimen Especial 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 Producciónsistemaeléctrico peninsular GWh R.E. R.O.
    • 17. Evolución de la producción de electricidad: Régimen Especial 0% 3% 5% 8% 10% 13% 15% 18% 20% 23% 25% 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 100.000 110.000 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 Producciónen Régimen Especial GWh b.c. crec. % 2013: 111.054 GWh con un crecimiento del 8,6% sobre 2012 La producción en R.E. representó el 42,6% de la producción total neta en la península En 2013 el producible eólico fue un 11% superior a la media, lo que supuso una producción extra de 5 TWh
    • 18. Evolución de la producción de electricidad: Régimen Ordinario -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 150.000 165.000 180.000 195.000 210.000 225.000 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 Producciónen Régimen Ordinario GWh b.a. crec. % La producción en R.O. se encuentra por debajo de la del año 1999; desde entonces el parque se ha incrementado en más de 20.000 MW (+47%) 2013: 149.282 GWh (neto) con un decrecimiento del 10,7% sobre 2012 En 2013 el producible hidroeléctrico fue un 17% superior a la media, lo que supuso una producción extra de 5 TWh
    • 19. La regulación eléctrica es pieza fundamental de la transición energética El Sector Eléctrico funciona como un sistema integrado en el más estricto de los sentidos, tanto desde una perspectiva técnica y física como desde una perspectiva económica y retributiva. Si la regulación es inadecuada aparecen tensiones internas entre los diferentes elementos que lo integran: infraestructuras de transporte y distribución, centrales de generación con tecnologías y costes muy diversos, sujetos que prestan servicios en las diversas fases del suministro…
    • 20. La regulación eléctrica • Determina la sostenibilidad económica del sistema eléctrico y, por tanto, condiciona el que la política de inversión en energías renovables y en la electrificación del resto de sectores emisores sea posible. • Determina si la competencia entre tecnologías internaliza o no las externalidades (negativas y positivas) que unas y otras generan. La competencia es desleal si se articula a través de una regulación que no las tenga en cuenta. • Es, por tanto, fundamental comprender cómo opera la regulación vigente para poder identificar una regulación que haga posible e impulse la transición energética. 20
    • 21. CARBÓN CCGT IMPORTACIONES IMPORTACIONES Cantidad MWh Precio Coste Marginal del Sistema En el Mercado de Electricidad Curva de Demanda de electricidad Demanda servida Precio de mercado HIDRAÚLICARenovables Curva de costes variables NUCLEAR Margen de explotación CCGT el precio lo determina la oferta de mayor coste correspondiente a la última central que es acoplada a la red Obsérvese que el margen es diferente para cada tecnología
    • 22. COSTESFIJOS Coste Fijo Coste Fijo CCGT IMPORTACIONES Cantidad MWh Precio, Coste Marginal Coste Marginal del Sistema Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado HIDRAÚLICARenovables Curva de costes variables Costes fijos Costes Fijos NUCLEAR CARBON IMPORTACIONES ¿Pero cuáles son los costes medios de cada tecnología? Estos son los costes variables SON ESTOS
    • 23. CosteFijo Costefijo Coste Fijo CCGT IMPORTACIONES Cantidad MWh Precio, Coste Marginal Coste Marginal del Sistema Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado Renovables Curva de costes variables Costes Fijos BENEFICIOS MUY ELEVADOS CARBON Costes fijos CostesfijosCostes IMPORTACIONESHIDRAÚLICA NUCLEAR Costes fijos ¿Cuáles son las consecuencias retributivas para las diferentes tecnologías? SON ESTAS Y ESTAS
    • 24. CosteFijo COSTESFIJOS Costes fijos Costesfijos Coste Fijo Costes fijos CCGT IMPORTACIONES Cantidad Precio, Coste Marginal Coste Marginal del Sistema ¿QUÉ PAGAN LOS CONSUMIDORES? Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado Curva de costes variables Costes fijos Costes Fijos NUCLEAR COSTE PARA EL CONSUMIDOR BENEFICIOS MUY ALTOS CARBÓN IMPORTACIONES HIDRAÚLICARenovables Los costes medios altos y los beneficios que generan los costes medios bajos
    • 25. CosteFijo COSTESFIJOS Coste Fijo CCGT IMPORTACIONES Cantidad MWh Precio, Coste Marginal Coste Marginal del Sistema Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado Curva de oferta Costes fijos Costes Fijos NUCLEAR COSTE REAL DEL MIX ENERGÉTICO CARBON IMPORTACIONES HIDRAÚLICARenovables El coste del MIX de generación es inferior al coste que pagan los consumidores ES ESTE ES EL COSTE DEL MIX
    • 26. CosteFijo COSTESFIJOS CostesFijos Coste Fijo Costes Fijos CCGT IMPORTACIONES Cantidad MWh Precio Coste Marginal del Sistema El coste para los consumidores es Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado Curva de costes variables Costes fijos Costes Fijos NUCLEAR COSTE PARA EL CONSUMIDOR CARBON IMPORTACIONESHIDRAÚLICARenovables WindFall Profits Costes Fijos COSTE REAL DEL MIX ENERGÉTICO y de beneficios muy altos la envolvente de los costes medios altos
    • 27. Sobre-retribución de nucleares e hidroeléctricas Tecnología Energía Producible media (GWh) Retribució n media (€/MWh) Coste variable (€/MWh) Beneficios Regulatori os (mill. €) Total Beneficios Regulatorios (mill €) Hidroeléctrica 30.007 66 11 1.670 3.361 Nuclear 59.888 50 22 1.692 Hidroeléctrica 59 1.452 2.830 Nuclear 45 1.377 Hidroeléctrica 53 1.257 2.335 Nuclear 40 1.078 * Para hidroeléctrica corresponde al producible medio 1920-2009 (Datos REE). * Para nuclear corresponde a la producción media 2000-2009 (Datos CNE). ** Valores medios para el período 2005-2009. ** Retribución hidroeléctrica igual a 1,31 veces la retribución nuclear.
    • 28. LA REGULACIÓN DEL MERCADO ES MUY INEFICIENTE
    • 29. En España pero….
    • 30. TAMBIÉN EN EUROPA
    • 31. Hagamos la prueba
    • 32. CCGTCarbónNuclear Demanda Precio de mercado Cantidad Precio Coste Marginal Demanda servida Coste Marginal del Sistema Margen operativo CCGT . 2 Precio de mercado con bombeo, export. y CO2 Incremento del Margen operativo H FImpRE Precios de oferta Precios de oferta con CO2 Demanda con bombeo + exportaciones Demanda con bombeo Demanda servida con bombeo Demanda servida con bombeo + exportac. Incremento del Margen operativo Incremento del Margen operativoPrecio de mercado con bombeo Precio de mercado con bombeo y exportac. Impacto en el precio de la demanda con bombeo Impacto en el precio de la demanda con bombeo y exportaciones Impacto en el precio de la demanda por bombeo, exportaciones y derechos de emisión
    • 33. Año 2008 Incremento de los beneficios de las centrales inframarginales Debido al Bombeo Puro: 138 M € Debido a las Exportaciones 1.079 M € Debido a los Derechos de Emisión 1.192 M € TOTAL año 2008 2.409 M €
    • 34. ESTAS SON LAS RAZONES POR LAS CUALES LAS GRANDES EMPRESAS ELECTRICAS INCUMBENTES EUROPEAS ESTAN TAN INTERESADAS EN MERCADOS NACIONALES Y EN UN MERCADO INTERIOR EUROPEO TAL Y COMO HOY ESTÁN REGULADOS
    • 35. CONCLUSIÓN LOS WINDFALL PROFITS O BENEFICIOS INESPERADOS PERCIBIDOS POR LAS TECNOLOGÍAS NUCLEAR E HIDROELÉCTRICA SON PARTE DE LA EXPLICACIÓN FUNDAMENTAL DEL DÉFICIT TARIFARIO Y DE LOS ALTOS PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD Se trata del caso más claro y extremo de una PRIVATIZACIÓN DE BENEFICIOS que el mercado no puede legitimar 36
    • 36. ANTE ESTA SITUACIÓN LA REFORMA ELÉCTRICA DEL GOBIERNO ES LA SIGUIENTE: 37
    • 37. Costes Costes Pérdida del valor de las inversiones CosteFijoCostesFijos Coste Fijo Costes Fijos CCGT IMPORTACIONES Cantidad MWh Precio Coste Marginal del Sistema RECORTA LA RETRIBUCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS RENOVABLES Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado Curva de costes variables Costes fijos Costes Fijos NUCLEAR COSTE PARA EL CONSUMIDOR CARBON IMPORTACIONESHIDRAÚLICARenovables WindFall Profits COSTE REAL DEL MIX ENERGÉTICO y mantiene los altos beneficios de hidroeléctricas y nucleares Costes fijos LA REFORMA RECORTA POR AQUÍ fijos
    • 38. LA REFORMA CONSOLIDA UNA PRIVATIZACIÓN ILEGÍTIMA DE LOS BENEFICIOS NUCLEARES E HIDROELÉCTRICOS ROMPE LA CONFIANZA LEGÍTIMA DE INVERSORES Y CONSUMIDORES EN LAS NORMAS DEL ESTADO DESTRUYE LA SEGURIDAD JURÍDICA AUMENTA EL RIESGO PAÍS Y PARALIZA O ENCARECE LAS INVERSIONES QUE NECESITA UN MODELO ENERGÉTICO ECONÓMICA Y MEDIOANBIENTALMENTE SOSTENIBLE 39
    • 39. PERO EXISTEN ALTERNATIVAS 1-RESTAURAR EL REGIMEN RETRIBUTIVO PARA TODAS LAS INVERSIONES REALIZADAS DE ACUERDO CON EL MARCO REGULATORIO BAJO EL QUE FUERON DECIDIDAS Y REALIZADAS. Ésta medida acabará con los altos beneficios de nucleares e hidroeléctricas y derogará las normas retroactivas que afectan a las tecnologías renovables 2- MANTENER EL MERCADO SPOT DE LA ELECTRICIDAD. El mercado spot optimiza la utilización de los recursos energéticos primarios y genera competitividad en los mercados de abastecimiento de combustibles fósiles. 3-LAS INVERSIONES EXISTENTES SERÍAN RETRIBUIDAS POR DIFERENCIAS ENTRE LA RETRIBUCIÓN DE SU ESPECÍFICO MARCO RETRIBUTIVO Y LOS PRECIOS DEL MERCADO. Esta medida permitirá que los costes de la 1ª generación renovable y los pagos por capacidad que cobran las centrales térmicas sean compensados con el ajuste de los beneficios injustificables de nucleares e hidroeléctricas 4- CREAR UN MERCADO DE SUBASTAS POR TECNOLOGÍA PARA LAS NUEVAS INVERSIONES QUE DETERMINE DE MANERA COMPETITIVA SU RÉGIMEN RETRIBUTIVO. Esta medida permitirá que el mercado revele los costes medios de las inversiones futuras y su evolución en el tiempo. 40
    • 40. CosteFijo COSTESFIJOS Coste Fijo CCGT IMPORTACIONES Cantidad MWh Precio Coste Marginal del Sistema Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado Curva de costes variables Costes fijos Costes Fijos NUCLEAR COSTE REAL DEL MIX ENERGÉTICO CARBON IMPORTACIONESHIDRAÚLICARenovables COBROS del sistema PAGOS al Sistema Los consumidores pagarían el coste real del Mix Energético existente
    • 41. COSTESFIJOS Cantidad MWh Coste Medio Un mercado para las nuevas inversiones Las subastas por tecnología podrían capturar la fuerte curva de aprendizaje que presentan las tecnologías renovables Renovables COSTES FIJOS Renovables COSTES FIJOS Renovables COSTES FIJOS Renovables COSTE S FIJOS Renovables Renovables Precio de mercado del mercado spot Pagos del Sistema Pagos al Sistema Preciosestablecidosenlassubastas
    • 42. COSTESFIJOS Coste Fijo CCGT Cantidad MWh Precio Coste Marginal del Sistema El coste de la electricidad en 2030 Curva de Demanda Demanda servida Precio de mercado Curva de costes variables COSTE REAL DEL MIX ENERGÉTICO PAGADO POR LOS CONSUMIDORES CARBON Pagos del Sistema Pagos al Sistema COSTESFIJOS COSTESFIJOS COSTES FIJOS COSTES FIJOS Costes fijos IMPORTACIONES Renovables Renovables Renovables Renovables Renovables HIDRAÚLICA En los próximos años el coste real del Mix Energético iría descendiendo con la curva de aprendizaje de las tecnologías renovables que además sustituirán a las viejas centrales nucleares
    • 43. EL CAMBIO CLIMÁTICO Y LA COMPETITIVIDAD La electricidad es el principal vector energético que puede permitir el aprovechamiento masivo de recursos autóctonos renovables, cuestión no sólo clave para la gestión del CAMBIO CLIMÁTICO sino también para alcanzar, en el medio plazo, la mayor contribución a la COMPETITIVIDAD de nuestra economía que pueda imaginarse 44
    • 44. Externalidades de las energías renovables 1- Independencia energética: seguridad de abastecimiento 2- Tecnología e Innovación 3- Creación de tejido industrial, empresas y empleo 4- Mejora de nuestra Balanza de Pagos 5- Preservación de recursos naturales de alto valor económico 6- Contención de la contaminación medioambiental 7- AUMENTO DE LA COMPETITIVIDAD DE LA ECONOMÍA 45
    • 45. No habrá sostenibilidad económica sin sostenibilidad medioambiental
    • 46. LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO ES INEXCUSABLE Tan profunda tendrá que ser que la regulación del Sector Eléctrico deberá partir desde cero Si queremos seguir el camino de LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA 47
    • 47. La transición energética en Europa y el cambio climático UNIVERSIDAD COMPLUTENSE DE MADRID Fundación Ramón Areces La reforma eléctrica y la formación de precios en el mercado: el caso español INSTITUTO PASCUAL MADOZ DE URBANISMO Y MEDIOAMBIENTE UCIIIM ECONOMISTAS FRENTE A LA CRISIS Jorge Fabra Utray

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