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5to Congreso Iberoamericano de Regulación Económica

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Tendencias de la Regulación Energética

Tendencias de la Regulación Energética

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  • 1. 5to Congreso Iberoamericano de Regulación EconómicaTendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Ing. Eduardo Zolezzi Consultor del Banco Mundial Ex-Regulador del Sector Energía en Perú Lima, 24 de Noviembre de 2010
  • 2. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Contenido Contexto Mundial (Motivación) Contexto Energético Nacional Regulación Energética Situación Actual de la Regulación del Sector Eléctrico Peruano Agenda Regulatoria / Recomendaciones
  • 3. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Contexto Mundial (Motivación)Cambio Climático por efecto antropogénico del aumentode las emisiones de gases de efecto invernadero (GHG)Aumento del consumo de energía, principalmente deaquella proveniente de los combustibles fósilesProducción de petróleo ha llegado, o está por llegar, a supico (creando gran volatilidad en su precio)Reciente (y creciente) explotación de grandes recursosde gas natural no convencional (causando una baja deprecios y su desacoplamiento respecto a los precios delpetróleo)
  • 4. Rango Variación de Temperatura por el Cambio ClimáticoCambio Esperado de Temperatura (respecto a era pre-industrial)
  • 5. Potenciales Efectos del Calentamiento Global
  • 6. Emisiones CO2 por Habitante y PBI - 2007Toneladas de CO2 por Habitante Kilogramos de CO2 por US Dólar
  • 7. % Consumo Final de Energía por Tipo - 2008 Generación Eléctrica por Nuclear 2.8% Viento/Solar/Biomasa/ Geotermia: 0.7% Bio-Combustibles: 0.6% Agua Caliente, Calefacción Mediante Solar/Biomasa/ Geotermia: 1.4%Fósiles Renovables Hidroelectricidad: 3.2%78% 19% Biomasa Tradicional: 13%
  • 8. % Electricidad por Fuente Energética - 2008 Nuclear 13% Hidro 16% Fósiles 68% Otras Reno- vables 3%
  • 9. Producción de Petróleo (millones de barriles/día) Petróleo no Convencional Líquidos de GN Petróleo: campos a ser descubiertos Petróleo: campos a ser desarrollados Petróleo: campos en actual producciónPrecio esperado del petróleo al 2035 (según la IEA): US$113 (en dólares de 2009)
  • 10. Oferta Mundial y Costos de Producción de GN Progreso tecnológico presiona los costos de producción a la baja Volumen (Tera – 1012 – metros cúbicos)Nota: Tight = Arenas Compactas; Shale = Esquistos; CMB = Metano en Yacimientos de Carbón
  • 11. Efecto GN no Convencional en Importación USA Nota: AEO = Annual Energy Outlook de la Energy Information Agency de USA
  • 12. Precios del Gas Natural en Henry Hub
  • 13. Precios Relativos del Petróleo y el GN Nueva Tendencia: 16.93 Promedio: 9.13Nota: Basado en el contenido calórico, teóricamente la relación de precios debería ser 6 a 1
  • 14. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Contexto Energético Nacional Introducción del gas natural como una de las fuentes energéticas principales del país Importantes recursos energéticos, tanto de fuentes renovables de energía como fósiles “limpios” (el GN) Cambio de la matriz energética en el mediano y largo plazo (¿más verdes de lo que ya somos?) Uso de los recursos de energía renovables (uso interno y exportación)
  • 15. Perú – Matriz Energética 2007
  • 16. Cambio Composición Energética 1990 - 2008 Electricidad Industria
  • 17. Potencial Hidroeléctrico de Perú Respecto al técnicamente aprovechable 26.6
  • 18. Potencial Eólico de Perú
  • 19. Radiación Mundial y Potencial Solar de Perú
  • 20. Reservas y Demanda de GN de Camisea 2009-2029 Dos Visiones Diferentes Reservas Reservas Demanda * Reservas Probables ( )deMEM 17.2.09Informe de Reservas Pluspetrol al 31.12.08 ( ) MEM 3.3.09 Reservas Recuperables Gas Seco - TCF ** Reservas Probadas ( ) según Auditoría Gaffney, Cline & Associates con fecha efectiva 28 de febrero del 2009 MEM 16.6.09 TCF *** TCF
  • 21. Escenario 1 al 2028: “Business As Usual” Electricidad Industria
  • 22. Escenario 2: Máximo Beneficio Ambiental Electricidad Industria
  • 23. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Regulación Energética
  • 24. Marco de Referencia Regulación Energética Medio Ambiente / Cambio Climático Suministro Acceso a Energético Eficiente, Seguridad Energías Confiable, Limpio y Energética Modernas Económico Precio de la Energía
  • 25. Mercado Competitivo (Ideal) en ElectricidadEn un mercado de libre competencia y con un sistemaeconómicamente adaptado (en forma continua), el costomarginal de corto plazo (el “spot”) es igual al costo marginalde largo plazo (e igual al costo promedio mínimo).Bajo estas condiciones, un precio igual al costo marginal decorto plazo (solo de energía), debería generar ingresossuficientes para cubrir los costos totales de producción (costosfijos/inversión y costos variables/ operación y mantenimiento).Mercados solo de energía requieren rentas de escasez paracubrir costos de inversión, creando volatilidad en los preciosmarginales (spot).
  • 26. Características del Mercado en ElectricidadLa realidad de los mercados eléctricos demuestra que la existenciade ciertas particularidades, no presentes en otros mercados, hacenque no se den las condiciones de un mercado competitivo ideal ocercano al ideal. Por ejemplo: La demanda debe ser satisfecha instantáneamente. La electricidad no puede ser almacenada (por lo menos eficiente y económicamente). Las leyes físicas que gobiernan los sistemas eléctricos dificultan el funcionamiento de mercados. La necesidad de mantener una reserva importante para hacer frente a requerimientos inesperados de la demanda o reducciones de la oferta, crean condiciones muy complejas de mercado de largo plazo. Fuerte interacción de las congestiones de transmisión con el mercado de energía.
  • 27. Característica de las Inversiones en Generación Las inversiones en generación son típicamente intensivas en capital, irreversibles y dependientes de otras partes de la cadena de producción-consumo. Por otra parte, cambios en los mercados financieros, por ejemplo en las tasas de interés, tienen un impacto significativo en la rentabilidad de los proyectos. Pero quizá lo más importante es la presencia de ciclos de inversión, en los cuales la presencia de altos precios induce a mayores inversiones hasta que se crea un exceso de oferta que precipita una caída de precios, que desalienta nueva inversión. Luego el proceso se revierte. Por lo tanto, el flujo de ingresos es bastante inestable.
  • 28. Ciclo “Natural” de Inversión en GeneraciónPrecio Competencia y Exceso de Nueva Capacidad Restaura Precios Altos y Cambio de Ciclo Capacidad Causa Caída de Adecuado Margen de Reserva Reducen la Demanda Precios Disparador Exceso de Capacidad Inversiones los Precios Caen Costo Nueva Capacidad Precios Bajos Estimulan la Demanda Disminuye Exceso Capacidad Precios se Incrementan Mejoras Tecnológicas y Cambio de Ciclo Competencia Reducen Costo de Inversiones de Nueva Capacidad Tiempo
  • 29. Regulación de la TransmisiónSistema Planificado (Regulador o Grupo TécnicoDefine Requerimientos; tarifa generalmente en base atasa de retorno y costos O&M “razonables”)Por Contrato (tarifa en base a anualidades del CostoTotal del Servicio – inversión y costos O&M“razonables”; estabilidad financiera del contrato)Por incentivos de acuerdo a “perfomance” (tarifa por“price-cap” o por RPI-X)Iniciativa Privada - “Merchant” (tarifa basada en elCosto de Oportunidad de usar el sistema - uso del costode congestión y de derechos de transmisión)
  • 30. Esquemas de Regulación de “Redes”Costo del Servicio (Regulación de Tasa de Retorno)Se regula principalmente la tasa de retorno de la empresa, a través de la“base tarifaria” (que representa los ingresos requeridos calculados enbase a los costos)Regulación por Incentivos – BenchmarkControla los precios aplicados por las empresas en vez de sus utilidades.La tarifa es reducida (aumentada) en un determinado porcentaje conocidocomo factor X, o factor de productividad, en cada periodo tarifario(Price-cap o RPI-X)Regulación por Incentivos – YardstickLa tarifa es determinada para una empresa teórica modelo que provee unservicio con ciertas características técnicas y es eficiente en la expansiónde sus instalaciones y en su operación y mantenimiento. La empresamodelo, por lo tanto, establece la base contra la cual la empresa real tieneque medir su operación.
  • 31. Redes Inteligentes (GD, FER, AE, AC, EE) Google PowerMeter: “Software” de Monitoreo de Consumo de Energía en HogaresInfraestructura de Sistemas de Información y Comunicaciones (DER=Fuentes de Generación Distribuidas) Microsoft Hohm: “Software” y Equipo de Monitoreo de Consumo de Energía en Hogares
  • 32. Mecanismos de Regulación Para Limitar CO2El “Cap-and-trade” combina un tope regulatorio sobre lasemisiones de gases invernadero, con esquemas comercialesde mercado que funcionan como instrumentos financieros de“permisos” para producir estas emisiones (MDL).Un impuesto al carbono es una tasa impositiva al contenidode carbono en los combustibles — en la práctica un impuestoa las emisiones de dióxido de carbono ( CO2) producidas alquemar los combustibles fósiles. Un impuesto al carbonodebe ser neutral respecto a los ingresos, lo que significa quemuy poco (salvo los costos administrativos) de los ingresospor este impuesto deben ser conservados por el gobierno.
  • 33. Precio del CarbonoEl Precio del Carbono : Es el que hay que pagar por laemisión de 1 tonelada de CO2 (equivalente) a laatmósfera. Económicamente, el precio del carbono es elcosto social (o precio sombra) de evitar la emisión de unaunidad adicional de CO2 equivalente. En la práctica, esteprecio muchas veces se iguala a la tasa del impuesto alcarbono (si este existe) o al precio de los certificados opermisos de emisión. En el caso de existir estudioseconómicos sobre medidas potenciales de mitigación, elcosto del carbono se puede estimar como la tasa de cortede los costos marginales de abatimiento correspondientes.
  • 34. Incentivos a Renovables (1)A nivel mundial, sin duda alguna el enfoque más utilizado para elapoyo tarifario para las energías renovables es la denominada tarifa“feed-in”, en la cual los proveedores de electricidad están obligados acomprar electricidad generada por energías renovables a un preciotecnológico específico basado en la estimación de los costos delproductor.El segundo enfoque consiste en establecer una tarifa preferencialbasada en los costos evitados por el comprador. Aunque este sistema eseconómicamente racional (sobre todo porque el mercado decide sobrecuáles son las tecnologías que deben implementarse), tiene oposiciónentre quienes apoyan las energías renovables sencillamente porque amenudo la tarifa no da paso a las tecnologías de mayor costo.
  • 35. Incentivos a Renovables (2)Un tercer enfoque consiste en que se fije una cantidad de energíarenovable que las compañías distribuidoras están obligadas a comprar(usualmente como un porcentaje de sus necesidades totales), y aplicarpenalidades significativas en caso de incumplimiento. Aunque esteenfoque no es de mercado, puede tener una racionalidad económica silas metas se fijan sobre las estimaciones de la demanda de renovablesque sea económicamente eficiente.El principal problema con este enfoque es que a menos que lascantidades se fijen por tecnología, quienes proponen alternativas deenergía renovable de relativo alto costo (respecto a otras renovables)no serían escogidas.
  • 36. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Situación Actual de la Regulación del Sector Eléctrico Peruano
  • 37. Regulación de la GeneraciónOperación en base a despacho por orden de mérito por costosde O&M de las unidades.Transacciones en el mercado mayorista en base al costomarginal del sistema. Desacoplamiento de los precios de loscontratos.Pago de capacidad (potencia) separado del pago de energía;en base a Precio Base de la Potencia (unidad teórica de puntadeterminada administrativamente), la potencia firme de lasunidades y el nivel de reserva/s establecido.Sistema de subastas (licitaciones públicas) de losrequerimientos de potencia/energía de las distribuidoras(competencia por el mercado en contraposición decompetencia en el mercado)Precio regulado de generación será un promedio de precios desubasta, precios de contratos “libres” y el precio en elmercado “spot.”
  • 38. Despacho Económico por Orden de MéritoPrecio Curva de Demanda Precio del Sistema P Curva de Oferta Demanda Oferta 0 D
  • 39. Precio Básico de la PotenciaUS$/kW-año 283 176 Hidroeléctricas 120 TV Define el Costo Marginal 65 de Potencia CMgP TV Carbón Residual TGas Los precios incluyen el costo de la turbina + la conexión y el efecto del TIF y el MRFO DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y COSTOS DE INVERSION DE LAUBICACIÓN DE LA MAQUINA MAQUINA DE PUNTA Y SU DE PUNTA CONEXION PRECIO BASICO DE LA POTENCIA
  • 40. Sistema de Subastas de Suministro (1)La demanda prevista de los usuarios regulados, al menos para lospróximos dos años, debe ser contratada en su totalidad por losdistribuidores. Este suministro se puede establecer mediante: a) lacontratación directa a un precio no mayor al de las tarifas de generacióndeterminadas por el regulador, o b) contratos resultantes de subastascompetitivas. Los contratos pueden ser hasta de 20 años.Los distribuidores podrán combinar sus demandas para participarconjuntamente en las subastas de suministro, y los grandes usuarios (delibre contratación) pueden solicitar incorporar sus demandas en unasubasta de suministro.Los distribuidores deben llamar a las subastas de suministro con unaanticipación no menor de tres años antes de los requerimientos de lademanda, y con una duración contractual de no menos de cinco añosEl regulador establecerá un precio máximo en cada subasta, sobre el cualninguna oferta será aceptada. Este precio máximo se mantendrá enreserva. El regulador podrá modificar el precio máximo aceptabledespués de cada ronda si la subasta queda desierta.
  • 41. Sistema de Subastas de Suministro (2)Los distribuidores podrán optar entre un procedimiento de “sobre cerrado” o unsistema electrónico de subasta de tipo “reloj descendente”.Las cantidades ofrecidas por los generadores (potencia y energía asociada) debenser especificadas para cada mes del año, y no pueden reducirse en los añosdurante el período ofrecido .Las ofertas son aceptadas en orden ascendente de precios, de la más baja hasta lamás alta que sea inferior o igual al precio máximo establecido, hasta copar lacantidad de energía requerida, o hasta que ya no haya más ofertas. A las ofertasganadoras se les paga el precio ofertado (una subasta de precios discriminados).El precio máximo, que es mantenido en reserva, es hecho público en el caso deque la subasta es declarada total o parcialmente desierta (cuando el cien porciento de la cantidad demandada no ha sido cubierta), y que al menos una de laspropuestas haya ofertado un precio superior al precio máximo.Si las subastas son llamadas con una anticipación de más de tres años, losdistribuidores recibirán un incentivo de pago, que será añadido al precio desuministro de las subastas y pasado a los consumidores. El incentivo no podrá sersuperior a 3 % del precio resultante de las subastas.Aplicación de un “descuento” al precio ofertado por generación hidroeléctricaque participen en las subastas de suministro, en la comparación de precios conlas otras tecnologías (básicamente la generación térmica).
  • 42. Regulación de la Transmisión Plan de Transmisión Instalaciones Instalaciones Construidas por Sistema Sometidas a Agentes, sin Complementario Licitación Licitación Instalaciones Construidas por Agentes Fuera del Plan de Transmisión Contratos Cálculo de Costo CTS (30 años) Eficiente Remuneración por Contrato.El CTS se asigna en proporción al “Beneficio La Tarifa se Fija con los Mismos Económico” que otorga la línea a los Principios del Sistema generadores y a los consumidores Secundario de Transmisión
  • 43. Criterios Planificación de la TransmisiónCriterios Técnicos (Mínimos) de Desempeño (p.e.rango de tensiones; flujos máximos; estabilidad;etc.)Criterios Técnico-Económicos• Criterio de Salidas N-1• Criterios Económico-Operativos Horas de Despacho No Económico (HDN) MWh de Flujos Interrumpidos (MFI)• Criterios Económicos de Beneficio y Costo El Valor Presente del Costo Total (VPCT) Valor Presente del Pago Anual de la Demanda por Energía (VPPD)
  • 44. Metodología Planificación de la TransmisiónEnfoque metodológico de solución de compromiso Esta metodología involucra cuatro (“tradeoff”) pasos: Formular adecuadamente el problema, Nivel de demanda Ubicación de generadores en términos de Opciones, incertidumbres Flujos de líneas y Atributos. Otras Crear una base de datos (conjunto Costo relacionado de incertidumbres-opciones- Congestión Calidad atributos) y expandirla a efectos de Otros obtener información representativa de un número importante de escenarios. Nivel de tensión Ubicación de líneas Efectuar el análisis de trade-off. Número de circuitos En caso de no encontrar soluciones Otras robustas, complementar el análisis Trade-off con el análisis de minimizar el máximo arrepentimiento (Minimax).
  • 45. Remuneración de la DistribuciónLa tarifa es determinada para una empresa teórica modelo quees comparada con las empresas de distribución reales (unacombinación de Benchmark y Yardstick regulation)La tarifa es denominada Valor Agregado de Distribución(VAD) que considera: • Costos asociados al usuario, independiente del consumo • Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento por unidad de demanda suministrada • Pérdidas estándar de energía y potenciaCosto estándar de inversión es igual a la anualidad del ValorNuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado
  • 46. Regulación por VNR y COyM (VAD) Determinación de Sectores Típicos Constantes y Variables VNR Estudio de de CálculoEmpresas de Ep Costos delDistribución FBP VAD FEE Factores de Expansión de Empresa COyM Pérdidas Modelo Tarifa Base Factores de CoincidenciaEmpresas de Factores de Contribución VADDistribución Horas de Utilización Ingresos Ajuste VAD No Tm ≤ TIR ≤ TM Si VAD Final
  • 47. Cálculo de la Anualidad del VNR aVNR = FR x VNR aVNR : Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo FR : Factor de Recuperación VNR : Valor Nuevo de Reemplazo i (1+i)n FR = (para 12% el FR es 0,124144) (1+i)n -1 i = tasa de actualización (actualmente 12%) n = tiempo de vida económica (por ejemplo 30 años)Años 0 1 2 3 30 …..….... aVNR aVNR aVNR aVNR VNR
  • 48. El Estado de la Distribución en Perú Estructuras y Gestiones muy DiversasMercado de alta densidad, muy rentable, con gestiónprivada eficiente (Edelnor, Luz del Sur)Mercados de media densidad, rentables, con gestiónpública eficiente (p.e. Distriluz, Seal, Electrosur Este)Mercados de baja densidad, poco rentables, con gestiónpública no muy eficienteMercados dispersos de muy baja densidad, no rentables,con gestión pública ineficienteProyectos del MEM de expansión de servicio eléctricorural, altamente subsidiados o con gestión muydeficitaria (p.e. Adinelsa)
  • 49. El Problema de las Tarifas Rurales Indicador de los Costos de Inversión y Explotación en Distribución Proyectos de Electrificación Rural Sector 5 Zona Rural Sector 4 Zona Urbana-Rural Sector 1Zona UrbanaAlta Densidad Sector 3 Zona Urbana Baja Densidad Sector 2 Zona Urbana Media Densidad
  • 50. Ley de Promoción de RenovablesEnergía Requerida: 5% de consumo nacional de electricidad y unatasa de crecimiento no menor a la del año anterior, menos laproducción de energía del año anterior de las RERs adjudicadas (enlas RERs adjudicadas no se cuentan las hidroeléctricas).Las subastas se realizarán con una periodicidad no menor a dos años.Las bases establecen porcentajes de participación de cada tipo detecnología en la Energía Requerida.OSINERMIN establece la Tarifa Base (realmente tope) para cada tipode tecnología. Adjudicaciones se hacen en orden de mérito (precioofertado), separadamente para cada tipo de tecnología segúnporcentajes, hasta completar la energía requerida.Si no se logra cubrir porcentaje de una tecnología, se completa,proporcionalmente, con ofertas excedentes de otras tecnologías.
  • 51. Primera Subasta de Renovables de Perú - 2010
  • 52. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas?Agenda Regulatoria / Recomendaciones
  • 53. Recomendaciones Regulación GeneraciónEstablecer ”disparadores” de seguridad de suministro, enconjunto con metas de reserva “optimas”Reexaminar el pago por capacidad (pasar de un sistemaadministrado a uno que incorpore señales de mercado)“Afinar” el sistema de subastas de suministro, combinandoseñales de corto y largo plazo (p.e. duración de contratos nomayor a 10 años; obligación de contratar menor al 100%)Establecer portafolio “oficial” de proyectos de energíasrenovables y subastas “especiales” de estos proyectosEstablecer un Grupo de Vigilancia del Mercado Eléctrico,independiente del regulador, el Estado y los agentes
  • 54. Recomendaciones Regulación DistribuciónLa regulación por empresa teórica modelo parece estarllegando a su límite (es costosa y complicada). Hay queestudiar si una regulación más simple puede ser masadecuada para capturar las mejoras en eficiencia productiva.Introducir en la regulación de la distribución las nuevastecnologías: la generación distribuida; la administración decarga; las redes inteligentes; etc.)Avanzar en la regulación tarifaria de la generación confuentes de energías renovables conectadas a las redes dedistribución.Actualizar la tasa de retorno de referencia, considerando quelas condiciones económicas y financieras han cambiadoconsiderablemente en los mas de 15 años de la reforma.
  • 55. Recomendaciones InstitucionalesDefinir la Política/Estrategia Nacional de DesarrolloSectorial (y el uso de los recursos naturales energéticos)Aclarar el Rol Fundamental del Estado en el Sector(evitar/eliminar la confusión de los roles de promotor,planificador, regulador, fiscalizador y “empresario”)Consolidar la Independencia del Regulador (del gobiernoy de los grupos de interés privados)Establecer Regulación para la Importación y ExportaciónEnergética (¿dentro de un mercado regional?)Consolidar/Reestructurar la Regulación Sectorial(¿reformas de 3ra generación?)
  • 56. Gobernanza Corporativa de las Empresas Públicas La gobernanza corporativa (GC) de las Empresas Públicas (EPs) se refiere a las reglas que definen las relaciones entre una EP, el Estado como su propietario y la sociedad. La GC de la mayoría de EPs de los países en desarrollo es generalmente muy débil o inexistente en la práctica. Existen dos problemas fundamentales: (i) Los políticos y los oficiales de gobierno no actúan como accionistas normales que hacen sus inversiones de acuerdo a la rentabilidad esperada, sino que muchas veces presionan a la empresa pública para lograr metas no comerciales; y (ii) los gobiernos tienen que hacer frente a un conflicto de intereses al actuar tanto como regulador y definidor de políticas y como proveedor de servicios, lo que lleva muchas veces a actuar de forma mas o menos arbitraria en la formulación o la aplicación de las reglas, ya sea para proteger a las EPs o para lograr metas no comerciales.
  • 57. Recomendaciones Sobre Empresas PúblicasRedefinir el rol del estado en la propiedad de las EPs en elsector eléctricoRedefinir el rol de FONAFE en las EPs del sector,principalmente en la gestión/gerencia de las mismasSelección de directores de las EPs independientes de lagestión públicaSometer la fiscalización financiera de las empresas aauditoria independiente de la CGREstablecer un sistema mas ágil de supervisión deinversiones y contrataciones (en sustitución del SNIP y elOSCE)Difundir el accionariado, pero con un contrato societariocon transferencia real de la gestión (y una política adecuadade reparto de utilidades)
  • 58. Evaluación Ambiental Estratégica (1)
  • 59. Evaluación Ambiental Estratégica (2)
  • 60. Muchas Gracias por su Atención Composición: Vista de la Tierra de noche desde el espacio