Matriz Energética de Uruguay
Introducción
La matriz energética se refiere a una representación cuantitativa de toda la energía disponible en un determinado territorio, región, país o continente para ser utilizada en los diversos procesos productivos. El análisis de la matriz energética es fundamental para orientar la planificación del sector energético con el fin de garantizar la producción, la seguridad energética y el uso adecuado de la energía disponible.
Datos Demográficos y Económicos
Uruguay: Capital: Montevideo. Población: 3.395.253. Superficie: 176.220 km². Moneda: Peso (1 EUR = 21,3940 UYU).
Chile: Capital: Santiago. Población: 17.464.814. Superficie: 756.096 km². Moneda: Peso Chileno (1 EUR = 522,6700 CLP).
Evolución Reciente y Situación Actual del Sector Eléctrico en Uruguay
Breve Descripción del Sistema Eléctrico Uruguayo
La Demanda de Energía Eléctrica
El consumo final total de energía eléctrica en Uruguay alcanzó los 5.147 GWh, representando un 19,6% del consumo final total de energía del país. Según datos del Sistema de Información Económico Energética de OLADE (SIEE), esta participación fue inferior en otros países de la región: 12,4% en Argentina, 17,7% en Brasil, 13,4% en Chile y 10,1% en Paraguay, lo que destaca la mayor proporción de consumo eléctrico en Uruguay.
Distribución Territorial de la Demanda
En lo que respecta a la distribución territorial de la demanda de energía eléctrica, la información disponible permite analizar el mercado dividido en Montevideo y cuatro zonas del Interior:
- Norte: Artigas, Salto, Paysandú, Río Negro, Rivera y Tacuarembó.
- Oeste: Río Negro, Soriano, Colonia, Durazno, Flores y San José.
- Este: Cerro Largo, Treinta y Tres, Lavalleja, Maldonado y Rocha.
- Centro: Florida y Canelones.
Estimaciones propias indican que Montevideo concentra un 55% del consumo de energía eléctrica, y las zonas del interior un 10%, 10%, 10% y 15% respectivamente.
Generación
El sistema eléctrico uruguayo está constituido por dos sistemas: el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el sistema de generación autónoma, disperso en el país y de dimensión marginal (0,2% de la producción en 1996). El Sistema Hidrotérmico de Generación (SHG) asociado al SIN dispone de una potencia instalada de 2.087 MW, de los cuales 563 MW corresponden a centrales térmicas.
Transmisión
El sistema de transmisión del SIN (500 y 150 kV) puede descomponerse en los siguientes subsistemas:
- Sistema Gabriel Terra – Baygorria – Palmar – Montevideo en 150 kV.
- Línea Montevideo – San Carlos en 500 kV, con una extensión a Rocha en 150 kV y derivaciones en 60 kV.
- Sistema Montevideo – Litoral Sur, en 150 y 110 kV, alcanzando las ciudades de Colonia y Mercedes, llegando hasta San Javier.
- Sistema Gabriel Terra – Litoral Norte, alcanzando las ciudades de Paysandú, Salto y Artigas, en 150 kV.
- Líneas Gabriel Terra – Melo y Gabriel Terra – Rivera, en 150 kV, con derivaciones en 60 kV.
- Sistema Salto Grande – San Javier – Palmar – Montevideo en 500 kV.
- Anillo colector de Montevideo en 150 kV.
Una característica muy importante del SIN es su fuerte interconexión física con el sistema argentino a través de la central de Salto Grande y la línea San Javier – Colonia Elía, con una capacidad de 2.000 MW, netamente superior a la demanda máxima del sistema uruguayo.
Paralelamente, está en ejecución una conexión con el sistema sur de Brasil de 70 MW de capacidad en el nodo Rivera – Livramento, y se prevé durante los próximos años una interconexión con el sistema brasileño en alta tensión, a través de una línea de 500 kV entre San Carlos y Presidente Médici.
Cobertura de Distribución
A nivel de la distribución de energía eléctrica, la red de 30, 15 y 6 kV abarca la mayor parte del territorio del país, con un 94% de las viviendas electrificadas (98% a nivel urbano y 59% a nivel rural). Según datos publicados por la Comisión de Integración Eléctrica Regional, en 1995 Uruguay era el país de América del Sur con mayor nivel de cobertura.
Comercialización de la Energía Eléctrica
UTE es el único distribuidor y comercializador de energía eléctrica en el país. Sus redes de distribución alcanzan los diecinueve departamentos del país. La Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) es una empresa propiedad del Estado uruguayo que se dedica a las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, prestación de servicios anexos y consultoría.
Proyección y Transformación Energética
Uruguay: Líder en Energía Eólica para 2016
En 2016, Uruguay se proyecta como el país con el mayor porcentaje de energía eólica en su oferta energética a nivel mundial. Con 22 nuevos proyectos y más de 500 molinos, se espera un impacto significativo en el sector energético. Los proyectos comenzaron a vislumbrarse en 2012, y 2013 fue el año del gran desafío logístico y de construcción de parques. A esto se suma un proyecto conjunto con Electrobras de Brasil en Colonia.
Cambio de Matriz Energética
Históricamente, la matriz de abastecimiento de energía en Uruguay se ha caracterizado por una participación mayoritaria de energías no renovables, principalmente petróleo y sus derivados (50-60% del total). Sin embargo, en los últimos años se observa un aumento en la generación a través de energías renovables, con un papel cada vez más relevante de la energía eólica.
Desde 2009, un decreto ha viabilizado incentivos tributarios específicos para el sector de las energías renovables, lo que ha sido aprovechado por agentes locales e inversores extranjeros. Este atractivo régimen fiscal para la generación eólica ha llevado a que casi el 80% de los proyectos promovidos por la Comisión de Aplicación de la Ley de Inversiones el año pasado correspondieran a este sector.
Revolución Energética y Proyecciones a 2016
Uruguay está viviendo una revolución energética, reconocida a nivel internacional. Con un plan de inversiones (públicas y privadas) que rondará los US$7.000 millones al cierre del período de gobierno, el país busca una matriz energética radicalmente diferente para 2016: más autóctona y menos dependiente de condiciones climáticas y externas. Este cambio permitirá al sector privado aumentar su participación en la generación eléctrica, desde un 10% en 2012.
Para 2016, Uruguay aspira a que más de la mitad de su matriz energética provenga de fuentes renovables, un objetivo ambicioso que ningún país ha alcanzado globalmente (el promedio mundial es 17%, y Europa busca 20% para 2020). El convencimiento político y la labor técnica son claves para que esta pequeña economía sudamericana se convierta en un «país líder» en el mercado eólico, según Hugo Lucas de la Agencia Internacional de Energías Renovables.
Fin de la Dependencia del Petróleo
Entre 2000 y 2010, el petróleo fue la base de la matriz energética uruguaya, con picos del 70% del total de energía consumida, especialmente en períodos de sequía que obligaban a recurrir a combustibles fósiles para la producción de electricidad.
Impulso Eólico y Biomasa
El proceso de apropiación tecnológica que más beneficios aportará a Uruguay es la incorporación masiva de generación eólica. El primer parque eólico ingresó al sistema en marzo de 2007. No se consideran aquí los 400 MW que UTE planea instalar por su cuenta o en asociación con Eletrobrás.
Un desarrollo similar se observa en la generación térmica basada en biomasa, impulsado por el crecimiento de los sectores forestal y arrocero en el norte y este del país. Entre 2000 y 2010, la biomasa (incluyendo leña industrial y doméstica) promedió el 19,6% de la matriz primaria, con una participación del 5,8% de residuos de biomasa para energía. Esta porción creció al 8,7% el año pasado y, sumada a la leña, rondará el 30% para 2016, según cálculos oficiales.
Con este panorama, Uruguay alcanzará en 2016 un 90% de generación eléctrica basada en energía de fuente renovable, un hito sin precedentes a nivel mundial. Por ello, Uruguay, un país históricamente dependiente energéticamente, hoy atrae la atención internacional por su política energética y planificación a largo plazo, superando los estándares de países desarrollados.
Cifras Clave de Inversión y Proyección
- US$529 millones: Inversión de UTE para construir una central de 531 MW que operará con gas natural y gasoil.
- US$1.900 millones: Inversión comprometida para la prospección de petróleo y gas natural en territorio uruguayo.
- 166 MW: Potencia reservada por tres empresas en cuatro proyectos licitados por UTE (tres de 50 MW y uno de 16 MW).
- US$400 millones: Inversión en usinas de generación de electricidad en base a biomasa entre 2011 y 2015.
- US$1.000 millones: Inversión proyectada en parques de molinos eólicos hasta 2016.
Uruguay ya cuenta con su matriz proyectada al 2030, que considera el uso de un 50% de energías renovables. Además, el país ha avanzado en la participación de particulares en la compra o venta de energía a la red. La normativa, según el Decreto 173/010, permite a los usuarios de baja tensión generar su propia energía y venderla a la red eléctrica a partir de cuatro fuentes renovables: solar fotovoltaica, micro eólica, pequeñas centrales hidroeléctricas y biomasa. Asimismo, fija las condiciones comerciales de compra de excedentes de energía y asegura un período de contrato de 10 años. Uruguay es el primer país de América Latina en permitir esta modalidad.
Matriz Energética de Perú
Clasificación de Actividades del Sector Eléctrico Peruano
La normativa peruana clasifica las actividades del sector eléctrico en tres:
- Generación: Se refiere a la producción de energía eléctrica a través de distintas técnicas, como la hidráulica, térmica, eólica, nuclear, geotérmica, de ciclo combinado, etc. En Perú, se utilizan principalmente las dos primeras técnicas.
- Transmisión: Esta actividad se refiere al transporte de energía desde los generadores hacia los centros de consumo. Se compone de líneas o redes de transmisión y subestaciones de transformación o barras base. En Perú, el sistema de transmisión está compuesto por el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema Secundario de Transmisión (SST). El SPT (principal) está conformado por líneas de transmisión de muy alta y alta tensión que se conectan a las subestaciones o barras base. Luego, a través del SST (sistema secundario), compuesto por líneas de transmisión de media y baja tensión, la energía eléctrica se transporta a los consumidores finales.
- Distribución: En esta fase se transporta la energía desde las subestaciones o barras base a los consumidores finales, vía líneas de transmisión de media tensión que, antes de llegar al consumidor final, es transformada a baja tensión (360 V o 220 V).
Generación
Principales Aspectos Normativos de Impacto en la Inversión y el Abastecimiento
Hasta julio de 2006, de acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), los incentivos para la expansión de la generación en Perú se basaban en las señales de precios del mercado de contratos a precio regulado para la venta a los distribuidores y del mercado spot. La LCE establecía para los distribuidores la obligación de contar con contratos para su demanda por un plazo de al menos dos años. Sin embargo, debido a los altos costos variables de las centrales marginales y de reserva en el sistema, y la volatilidad de los precios de los combustibles, las señales no fueron lo suficientemente convincentes para atraer nuevas inversiones en generación.
Después de julio de 2006, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, buscó corregir estas ineficiencias mediante distintos mecanismos, principalmente:
- Establece la licitación o subasta como medida preventiva para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica para los distribuidores, mediante contratos.
- Prevé la participación en el mercado de corto plazo de los Generadores, de los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y de los Grandes Usuarios Libres.
Características del Sector que Influyen en la Inversión y el Abastecimiento
En el año 2010, el 58% de la energía generada en Perú fue de origen hidroeléctrico. Una gran parte de las centrales hidroeléctricas disponen de embalses (naturales y artificiales).
Existen 22 empresas de generación eléctrica. Aproximadamente, el 29,4% de la energía generada procede de empresas de propiedad estatal, siendo la más importante Electroperú, propietaria del complejo hidroeléctrico del Mantaro, que genera alrededor del 22,2% de la energía del país. Las empresas estatales poseen aproximadamente un tercio del mercado de ventas en el mercado regulado. El mayor grupo económico de empresas privadas (Endesa) cubre alrededor del 28,6% del mercado.
La interconexión internacional no es significativa para el abastecimiento; más bien, se exportaron 111,88 GWh a Ecuador. La energía generada en el SEIN en el año 2010 fue de 32.426 GWh.
Mercados para los Generadores
La Ley para el Desarrollo Eficiente de la Generación establece que ningún generador puede contratar con los usuarios libres y distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros.
La Energía Firme es la máxima producción esperada de energía eléctrica.
Mercado de Corto Plazo o Spot
El precio spot se establece para intervalos de 15 minutos, considerando el costo variable de la unidad más costosa que opera en dicho intervalo de tiempo.
Los costos variables de las unidades termoeléctricas son auditados, excepto en el caso de centrales que utilicen gas natural, donde el precio del combustible es declarado una vez al año.
La Ley N° 28832 prevé la participación en el mercado spot de corto plazo de los Generadores, de los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y de los Grandes Usuarios Libres (clientes libres con potencia mayor a 10 MW).
Mercado de Generación para los Clientes Regulados
La Ley N° 28832 de 2006 establece que las ventas de los generadores a los distribuidores, destinadas al servicio público de electricidad, se efectúan mediante:
- Contratos Sin Licitación: Cuyo precios no pueden ser superiores a los Precios de Barra a que se refiere el artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas (Precios Regulados).
- Contratos Resultantes de Licitaciones: Contratos derivados de licitaciones convocadas por los Distribuidores, las cuales se realizan de acuerdo con lo establecido en la Ley N° 28832.
Las empresas concesionarias de distribución están obligadas a tener contratos vigentes con empresas generadoras que garanticen su requerimiento total de potencia y energía por un mínimo de veinticuatro meses.
Plazos de Contratación
A continuación, se presenta un resumen sobre los plazos de contratación previstos en la Ley 28832:
- Larga duración: 5 a 10 años, anticipada de al menos 3 años, contratación 100%.
- Media duración: Hasta 5 años, anticipada de al menos 3 años, contratación 25%.
- Corta duración: El plazo lo define OSINERGMIN, anticipada de al menos 3 años, contratación 10%.
Mercado de Generación para los Clientes Libres
Los usuarios con demandas mayores a 200 kW y menores a 2.500 kW pueden elegir entre ser usuarios libres o regulados. Los suministros de electricidad con demandas mayores a 2.500 kW son clientes libres, para los que la Ley establece un Régimen de Libertad de Precios en contratos pactados con los generadores.
De acuerdo con la Ley 28832, aquellos clientes libres o agrupación de clientes libres cuya potencia contratada total sea igual o superior a 10 MW, son denominados Grandes Usuarios. El Decreto Supremo N° 017-2000-EM aprobó cambios en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, de forma tal que las tarifas y compensaciones que los clientes libres deben pagar por el uso de los sistemas de transmisión y distribución son precios regulados por el OSINERGMIN.
Remuneraciones a la Capacidad de Generación y a las Reservas
El precio básico de la potencia de punta se calcula considerando una unidad de turbina a gas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual.
El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión de ese tipo de central (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual.
El valor económico de la transferencia de potencia entre los generadores se determina mensualmente tomando en cuenta para cada generador:
- Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema.
- Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema.
- Egresos por Compra de Potencia al Sistema.
Disponibilidad de Fuentes de Energía para la Generación
La producción de energía eléctrica de origen térmico proviene de centrales termoeléctricas que utilizan Gas Natural, Residual 6, Carbón y Diésel.
El precio del Gas Natural en Boca de Pozo tiene un máximo determinado en el Contrato de Licencia de explotación del Lote 88 de Camisea: 1.0 y 1.8 dólares americanos por millón de BTU (British Thermal Unit), para los generadores eléctricos y demás usuarios, respectivamente. De acuerdo con el contrato de licencia, a este precio base se le aplica un Factor de Actualización (FA) una vez al año.
Incentivos para la Generación con Fuentes Renovables No Convencionales
Mediante el Decreto Legislativo N° 1002, Ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables y su Reglamento, el Gobierno del Perú promueve el aprovechamiento en la generación de electricidad de los Recursos Energéticos Renovables (RER), tales como: biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz y energía hidráulica. Se realizó con éxito la primera subasta de RER, que concluyó con la adjudicación de:
- Tres parques eólicos (142 MW)
- Dos centrales de biomasa (27 MW)
- Cuatro bosques solares (80 MW)
- 18 pequeñas centrales hidroeléctricas (180 MW)
Sumando un total de 429 MW.
Para sistemas aislados rurales, está en vigencia la Ley Nº 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País, cuya finalidad es promover el uso de las energías renovables no convencionales para la electrificación de estas zonas.
Comercio Internacional de Energía
El comercio internacional de energía no cumple un papel significativo en el aseguramiento del abastecimiento. Existe una línea de interconexión a 220 kV con Ecuador, pero se ha utilizado únicamente en situaciones de emergencia para resolver contingencias en dicho país. La energía eléctrica generada en Perú destinada a la exportación a Ecuador no ha sido significativa (0,35% de la energía eléctrica generada en el SEIN).
Transmisión
Estructura del Sistema de Transmisión
El sistema de transmisión eléctrica de Perú está constituido por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) desde octubre de 2000, abarcando de Norte a Sur la totalidad del país, desde Tumbes (frontera con Ecuador) hasta Tacna (frontera con Chile).
El sistema troncal de transmisión entre Tumbes y Tacna opera a 220 kV y 500 kV. Los sistemas de transmisión secundarios y complementarios están conectados a 220 kV, 138 kV y 60 kV.
La Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, establece que el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por cuatro categorías de instalaciones:
- Sistema Garantizado de Transmisión (SGT): Conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción son resultado de un proceso de licitación pública.
- Sistema Complementario de Transmisión (SCT): Conformado por instalaciones que son parte del Plan de Transmisión, pero cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres).
- Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST): Son las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo antes de la promulgación de la Ley N° 28832.
El Sistema Secundario de Transmisión es la parte del sistema de transmisión destinada a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal.
Mecanismos de Expansión de la Red de Transmisión
Después de julio de 2006, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, establece los siguientes mecanismos para la expansión de la red de transmisión:
- Plan de Transmisión: El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene a su cargo la elaboración de la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM).
- Plan de Inversiones: Se establece cada cuatro años y está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años.
Ingresos del Transportista
Instalaciones del Sistema Principal
Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión se rigen por lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992.
Los sistemas de transmisión remuneran, a través de las tarifas reguladas, la anualidad de los costos de inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento correspondientes a un Sistema Económicamente Adaptado (SEA).
Los Costos de Operación y Mantenimiento se determinan a partir de la valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad eficientes para toda una empresa en su conjunto, dado que existen procesos y/o actividades de operación y gestión asociadas a todas las instalaciones de la misma.
Instalaciones del Sistema Secundario
Las Instalaciones del Sistema Secundario se remuneran de acuerdo con lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas:
Este Costo Medio Anual será igual al ingreso anual por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario y deberá ser actualizado, en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN.
Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión
Se remuneran de acuerdo con lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, considerando:
- El costo de inversión del Sistema Eléctrico.
- La valorización de la inversión de los SCT.
- El costo anual estándar de operación y mantenimiento.
- El Costo Medio Anual.
Cargos por el Empleo de la Red de Transporte (Generadores y Cargas)
Cargos por el Empleo del Sistema Principal de Transmisión
Los generadores y demandantes de energía del sistema interconectado nacional pagan el costo del Sistema Principal de Transmisión mediante el denominado “Ingreso Tarifario” y el “Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión”.
El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada en barras.
Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo de transmisión, se determina un cargo complementario: el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).
El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario.
El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes; es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda.
El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de la Potencia de Punta en Barra, es igual al cociente entre el Peaje por Conexión y la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.
El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal es pagado mensualmente por los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Conexión, en la misma oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.
Distribución
Papel del Distribuidor como Intermediario y Traslado de Costos
Los Precios en Barra que el distribuidor traslada a las tarifas se fijan cada año junto con sus fórmulas de actualización, que contienen parámetros como el índice de precios al por mayor, el tipo de cambio del dólar, la tasa de aranceles de productos importados y el precio de los combustibles.
La Ley establece que el Precio de Barra regulado que fija el OSINERGMIN no puede diferir en más de un diez por ciento del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada año.
La Ley 28832 señala que los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados se calculan como el promedio ponderado de los siguientes precios:
- Contratos sin Licitación: Por cada contrato, los precios son iguales al promedio de los Precios en Barra y los precios del contrato sin Licitación.
- Contratos resultantes de Licitaciones: Por cada contrato, los precios son iguales a los Precios de contrato resultantes de la Licitación, considerando el régimen de incentivos definido en el artículo 10° de la Ley 28832.
Los precios de Contratos provenientes de Licitaciones tienen fórmulas de actualización que se establecen en dichos contratos. Los parámetros a utilizar son similares a los utilizados en las fórmulas de actualización de los Precios en Barra.
Determinación de los Activos del Distribuidor a Remunerar
La remuneración que recibe el distribuidor es el Valor Agregado de Distribución (VAD), que considera los siguientes componentes:
- Costos asociados al usuario: Cargos fijos mensuales por lectura, reparto, facturación y cobranza.
- Pérdidas estándar de distribución.
- Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación por unidad de potencia suministrada.