“Fijación de Precios en Barra Mayo 2014 – Abril 2015”

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1 “Fijación de Precios en Barra Mayo 2014 – Abril 2015”
Prepublicación Audiencia Pública Exposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos Económicos Ing. Severo Buenalaya Cangalaya Especialista de la División Generación y Transmisión 18 de marzo de 2014

2 Introducción

3 PRECIO BASICO DE ENERGIA PRECIO BASICO DE POTENCIA
Introducción (1 de 4) Otras Leyes, Decretos Legislativos y Decretos de Urgencia Ley de Concesiones eléctricas y Ley N° 28832 Generación Transmisión PRECIO BASICO DE ENERGIA PRECIO BASICO DE POTENCIA CARGOS ADICIONALES PEAJE DE TRANSMISION PRECIOS EN BARRA

4 Introducción (2 de 4) Tarifas de Generación Eléctrica
Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de generación eléctrica (los que dependen de la cantidad de energía que produzca) Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad de energía que produzca) Tarifas de Sistema Principal y Garantizado de Transmisión Ingreso tarifario: Monto que los generadores deben transferir a los transmisores Peaje unitario: Monto (en por unidad) que los consumidores deben pagar al transmisor para completar los costos de Transmisión

5 Introducción (3 de 4) Cargos Adicionales vigentes: (Continuación)
Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS), que implica la compensación a las centrales duales que operan con gas natural o diesel y las centrales de Reserva Fría licitadas por PROINVERSION (Artículo 6° de DL-1041) Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (Prima RER), que implica la compensación a las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de DL-1002) Cargo por Compensación de Generación Adicional (CUGA), que implica el pago por instalación de unidades de emergencia (Artículo 5° de DU ) Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional (CVOA-Cmg), que implica los sobrecostos de las unidades que operan con costo variable mayor al costo marginal (Artículo 1° del DU ) Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos (CVOA-RSC), que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU ) Cargo por Compensación por FISE, que implica la compensación a los generadores eléctricos por el recargo en el transporte de gas natural que financia el FISE (Artículo 4° de la Ley N° 29852)

6 Introducción (4 de 4) Cargos Adicionales aún no vigentes:
(Continuación) Cargos Adicionales aún no vigentes: Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASE), destinado a completar los ingresos garantizados para implementar proyectos de suministro de gas natural y líquidos de gas natural para el afianzamiento de la seguridad energética contratados por PROINVERSION (Artículo 4° de Ley N° 29970) Cargo por Capacidad de Generación Adicional, que implica la compensación a las centrales de generación contratadas por PROINVERSION como parte del Nodo Energético del Sur (1 000 MW Adjudicados a la Fecha), así como la C.T. Quillabamba (200 MW) (Artículo 4° de Ley N° 29970) Cargo por Desconcentración de la Generación Eléctrica, que implica compensar los costos del gas natural para generación eléctrica en norte y sur del país con el objeto de desconcentrar la generación eléctrica y, de ser necesario favorecer el Nodo Energético en el Sur del Perú, para compensar el costo fijo de los contratos de transporte firme de gas natural que no sean asumidos por la centrales existentes (incluye C.T. Quillabamba) (Artículo 5° de Ley N° 29970) Cargo por Mecanismo de Compensación para la Generación en Sistemas Eléctricos Aislados, cargo destinado a beneficiar a los sistemas aislados que defina el Ministerio de Energía y Minas con tarifas similares a las del SEIN. Esta compensación será adicional a la compensación actual de sistemas aislados (Artículo 5° de Ley N° 29970)

7 Tarifas de Generación Eléctrica (SEIN)

8 Tarifas de Generación Eléctrica (1 de 5)
Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. Costos de Producción de Electricidad 350 140 300 120 250 100 200 80 Costo Fijo: US$/kW-año Costo Variable: US$/MWh 150 60 100 40 50 20 Hidráulica TV Carbón TV R6 CC-GN CS-GN CS-D2 Costo Fijo Costo Variable

9 Tarifas de Generación Eléctrica (2 de 5)
Precio de Potencia: Unidad más económica a construir US$/kW-año Este es el precio de potencia que paga el consumidor Hidroeléctricas TV TV Carbón Ciclo Combinado Ciclo Simple Residual

10 Tarifas de Generación Eléctrica (3 de 5)
Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta atender la demanda en cada momento del tiempo 130 130 Precio = ( )/3 = 40,00 70 70 25 25 70 US$/ MWh 25 US$/ MWh 25 22 22 16 Nuevo Valor Agua Valor Agua Costo de producción Demanda del consumidor Costo de producción

11 Tarifas de Generación Eléctrica (4 de 5)
Mecanismo de ajuste: La tarifa regulada de generación no debe diferir en más (ni menos) de 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones. Se ajusta hasta la línea punteada +10% Precio promedio ponderado Licitaciones (nivel de referencia) -10% Se ajusta hasta la línea punteada Tarifa de Generación

12 Tarifas de Generación Eléctrica (5 de 5)
¿Qué ordena la legislación? Utilizar la oferta y demanda de los últimos 12 meses. Proyectar la oferta y demanda para los próximos 24 meses. Determinar el precio de energía a partir del equilibrio de la oferta y la demanda. Determinar el precio de potencia como el costo de inversión en una turbina a gas. Los precios de energía y potencia no podrán diferir en 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.

13 Cálculo del Precio de Energía (1 de 5)
Proyección de Demanda En el pronóstico de demanda se utiliza el Modelo Econométrico de Corrección de Errores. Se considera el crecimiento de PBI calculado por el INEI para el 2013 (5,01%). Se considera el crecimiento de PBI proyectado para los años 2014 de y 2015 realizado por el BCR en base a sus encuestas con analistas económicos (5,7% y 6%, respectivamente). Para el año 2016 se considera un crecimiento similar a 2015. No corresponde la inclusión de demanda extranjera, debido a que en el año 2013, no se llevaron a cabo importaciones de Ecuador. Las pérdidas en los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución están en el orden de 5,80%, 2,07% 7,88%, respectivamente. Las cargas especiales (Electroandes, Shougesa, Antamina, Cerro Verde, Southern, Toromocho etc.) representan aprox. el 21% de la demanda.

14 Cálculo del Precio de Energía (2 de 5)

15 Cálculo del Precio de Energía (3 de 5)
Programa de Obras El plan de obras debe contemplar los proyectos con compromiso de implementación y sus respectivos avances. Se ha considerado los proyectos de generación que se encuentran en desarrollo, tales como: CC de CT Fénix (556 MW) Segunda Etapa de CH Machupicchu (101 MW) CH Quitaracsa (112 MW) CH Santa Teresa (98 MW) CH Cheves (168 MW) CH Chaglla (406 MW) CH Cerro del Águila (525 MW) Centrales Eólicas (230 MW) Se ha considerado los proyectos de transmisión que se encuentran en desarrollo.

16 Cálculo del Precio de Energía (4 de 5)

17 Cálculo del Precio de Energía (5 de 5)
Precio de combustibles líquidos Precios de combustibles y tipo de cambio al 28 de febrero de 2014. Menor entre Precio Ponderado de Referencia y Precio de Lista de Petroperú. Precio del Gas Natural Para las centrales que operen con GN de Camisea, el precio es el efectivamente pagado en boca de pozo más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda. Para centrales que utilicen GN de fuentes distintas a Camisea, es el precio único resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, teniendo como límite superior (Procedimiento aprobado por Resolución OSINERG N° OS/CD). En este caso por aplicación de la Tarifa Única de Distribución a partir de enero 2014, se tiene un precio de gas natural para 2013: 2,5464 US$/MMBTU; mientras para el periodo de 2014 a 2016 de: 2,7729 US$/MMBTU. Precio del carbón Precio resultado de la aplicación del “Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”: ,53 US$/Ton.

18 Cálculo del Precio de Potencia (1 de 3)
El Precio Básico de la Potencia se determina a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº OS/CD. Se actualizó el precio FOB de la unidad de Punta, con la revista Gas Turbine World del año 2013. Se actualizaron los costos de conexión eléctrica de acuerdo con la última versión de la “ Base de datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° OS/CD.

19 Cálculo del Precio de Potencia (2 de 3)
Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia. MW Revista GTWH MW En el SEIN 199,8 TG8 Santa Rosa 199,8 149,9 199,8 149,9 194,3 TG3 Chilca M501F3 GT13E2 – 7 FA 170,2 TG1 Chilca AE94.2K 169,97 168,0 SGT5-2000F 152,7 TG4 Ventanilla Se toman los que están dentro del rango para la Inversión May.13 May.14

20 Cálculo del Precio de Potencia (3 de 3)
En el cuadro siguiente se presenta la comparación del precios de potencia por cada componente, entre la propuesta y la fijación anterior: Año Costo anuales (US$/kW-año) Con MRFO y TIF Generadores Conexión Eléctrica Costo Fijo de Operación y Mantenimiento Total 2013 47,83 2,49 11,31 61,63 85,18 2014 48,98 3,27 11,30 63,55 80,99 La disminución del PBP, se debe principalmente a la actualización del MRFO de 33,3% a 22,91%, por la entrada en operación de las RF Talara e ILO.

21 Comparación de Precios
De acuerdo el “Procedimiento para Comparación de Precios Regulados” que se aprobó con la Resolución OSINERGMIN N° OS/CD, se comparó el precio teórico con el precio promedio de las licitaciones, resultando que el precio teórico se encuentra en menos del 10% del precio promedio de las licitaciones, por lo cual se tuvo que aplicar el Factor de Ajuste a este precio, con la finalidad que se encuentre en el rango de ±10% exigido por la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley N° Precio Licitación 15,788 ctm S/./kWh -10 % 14,2091 ctm S/./kWh Precio Teórico Ajustado 10,442 ctm S/./kWh Precio Teórico

22 Remuneración de Transmisión
23 Julio 2006 (Ley 28832) Sistema Principal de Transmisión (SPT) Sistema Secundario de Transmisión (SST) Sistema Complementario de Transmisión (SCT) Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para las instalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT

23 ¿Qué ordena la legislación? (1 de 3)
Tarifas de Sistema Principal de Transmisión Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión son aquellas que fueron calificadas como tales antes de la promulgación de la Ley Se determina el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales). Se agregan los Cargos Adicionales. Tarifas de Sistema Garantizado de Transmisión Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión son aquellas que forman parte del Plan de Transmisión y cuya concesión y construcción son resultado de un proceso de licitación. Las componentes de inversión, operación y mantenimiento que forman parte de la base tarifaria, serán los valores que resulten de los procesos de licitación.

24 ¿Qué ordena la legislación? (2 de 3)
Criterio de costo medio: Se paga el costo del sistema de transmisión necesario para transmitir la energía requerida por la demanda, considerando criterios de eficiencia. Costo Total de la transmisión (inversión y operación) ± Liquidación Ingreso tarifario Responsabilidad de generadores Peaje por Transmisión A la tarifa de los consumidores Recaudación

25 ¿Qué ordena la legislación? (3 de 3)
Cargos Adicionales (CA): Criterios de compensación: Se estiman los costos que deben ser compensados en cumplimiento de la Ley N° 29852, los Decretos Legislativos N° 1041 y N° 1002, así como de los Decretos de Urgencia N° y N° Estos costos son asignados a los usuarios de electricidad dentro del Peaje del Sistema Principal de Transmisión y en las formas que establecen dichos decretos. Los costos son asignados en misma proporción para los usuarios de electricidad, con excepción del Cargo por Compensación de Generación Adicional el cual establece, en el Decreto de Urgencia N° , que debe ser asignado en base a los siguientes factores: Usuario Regulado factor 1,0 Usuario Libre factor 2,0 (mayor que 2,5 MW y menor que 10 MW) Grandes Usuarios factor 4,0 (mayor o igual que 10 MW)

26 Cálculo de Peaje SPT (1 de 5)
Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión VNR de Instalaciones de Transmisión: ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA, REP : Se actualizó parte de las instalaciones de REP, que fueron actualizada en Mayo 2010. ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a contratos. COyM de Instalaciones de Transmisión: REP, ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA: Determinado sobre la base de módulos estándares de operación y mantenimiento, y considerando la mejor información disponible. ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a sus contratos de concesión.

27 Cálculo de Peaje SPT (2 de 5)
Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (continuación) Liquidaciones TRANSMANTARO, REDESUR e ISA: Se aplicó el procedimiento de liquidación, Resolución OSINERG N° OS/CD y se tomo en cuenta las adendas a sus respectivos contratos. REP: Se aplicó el procedimiento de liquidación (Resolución OSINERG N° OS/CD) y se tomó en cuenta las dieciséis (16) adendas.

28 Cálculo de Peaje SPT (3 de 5) Liquidación año anterior = 0,13
Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión Cálculo del Peaje por Sistema de Transmisión Principal Costo Total Anual = 101,13 Ingreso Tarifario = 1,21 Ingresos (MMUS$) Liquidación año anterior = 0,13 EXPRESADO EN UNIDADES DE DEMANDA Peaje SPT = 100,05 PCUSPT = 3,992 S/./kW-mes Año tarifario

29 Cálculo de Peaje SPT (4 de 5)
EMPRESA PEAJE ANUAL (Miles S/. / Año) INGRESO TARIFARIO UNITARIO (S/./ kW - mes) REP 59 359 302 0,847 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 257 0,004 ANTAMINA 383 0,005 ETESELVA 9 476 10 0,135 REDESUR 40 852 76 0,583 TRANSMANTARO 2 824 1,971 ISA 31 829 167 0,454

30 Cálculo de Peaje SPT (5 de 5)
Peajes de SPT S/./kW–mes (%) Peaje de SPT 3,992 30% Cargo Unitario de Prima por Generación RER 2,608 70% Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro No RF 0,193 RF Talara 0,748 RF de ILO 1,698 RF de Pucallpa 0,185 RF de Puerto Maldonado 0,107 Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional 0,014 Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional 3,665 Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0,000 Cargo Unitario por Compensación de FISE 0,409

31 Cálculo de Peaje SGT (1 de 3) LIQUIDACIÓN (miles US$/año)
Peaje de Transmisión En el siguiente cuadro se presenta de resumen de VNR, COyM y Liquidación de las instalaciones de SGT que se encuentran en servicio. Empresa Proyecto VNR (miles US$) COyM LIQUIDACIÓN (miles US$/año) TRANSMANTARO LT Chilca - Zapallal 220 kV 54 995 3 695 -240 LT Talara - Piura 220 kV 14 761 472 438 LT Zapallal – Trujillo 500 kV 5 117 763 LT Pomacocha – Carhuamayo 16 567 414 -119 ABENGOA NORTE LT Carhuamayo - Cajamarca (Tramos 1,2,3, 4 y SVC) 4 781 (*) ABENGOA SUR LT Chilca – Marcona –Montalvo 500 kV 12 065 (*): La empresa ABENGOA no ha presentado información para Liquidaciones

32 Cálculo de Peaje SGT (2 de 3)
Peaje de Transmisión Para el periodo de mayo 2014 a abril 2015, se tiene previsto el ingreso de los siguientes proyectos de transmisión SGT: Empresa Proyecto VNR (miles US$) COyM Fecha de Entrada TRANSMANTARO LT Machupicchu – Abancay – Cotaruse 220 kV 75 005 1 989 Enero 2015 LT Trujillo - Chiclayo 500 kV 3 168 Junio 2014 TESUR LT Socabaya – Tintaya 220 kV 43 568 1 285 Mayo 2014

33 Cálculo de Peaje SGT (3 de 3)
Peaje de Transmisión Se establecieron los Peajes del SGT para las empresas TRANSMANTARO , ABENGOA NORTE, ABENGOA SUR Y TESUR. EMPRESA PEAJE ANUAL (Miles S/. / Año) INGRESO TARIFARIO UNITARIO (S/./ kW - mes) TRANSMANTARO 3 033 2,735 ABENGOA NORTE 50 184 10 0,716 ABENGOA SUR 1,927 TESUR 18 703 47 0,267

34 Tarifas de los Sistemas Aislados (1 de 3)
Criterios Básicos: Aplicar, en lo pertinente, los mismos criterios aplicados al Sistema Interconectado Nacional. Se utiliza como base la información de los titulares de generación y transmisión. El cálculo de la tarifa corresponde al costo medio de los costos de inversión y operación (generación y transmisión) en que se incurriría para atender la demanda del sistema aislado. Desde la fijación del año 2007 corresponde aplicar lo dispuesto en el Artículo 30° de la Ley N° 28832, en lo relacionado con la aplicación del Mecanismo de Compensación para la determinación de los Precios en Barra Efectivos de los Sistemas Aislados (MCSA).

35 Tarifas de los Sistemas Aislados (2 de 3)
El Artículo 30° de la Ley N° dispone la creación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN. Se han actualizado los precios de los Sistemas Aislados, considerando precios de combustibles y tipo de cambio al El Ministerio de Energía y Minas ha determinado, mediante Resolución Ministerial N° , el Monto Específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, en el período entre el y el , que corresponde a un valor de S/

36 Tarifas de los Sistemas Aislados (3 de 3)
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN COSTOS DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN COMPENSACION SEIN LEY 28832 DEMANDA DETERMINAR COSTO ANUAL DEL SERVICIO PRECIOS EN BARRA DE ENERGÍA Y POTENCIA PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS DE ENERGÍA Y POTENCIA

37 Fórmulas de Actualización

38 Formulas de Actualización
¿Qué son? Son expresiones matemáticas que permiten ajustar, en el tiempo, el valor de las tarifas debido a las variaciones de variables económicas (precios de combustibles, IPM y tipo de cambio). Sus factores indican el impacto de cada variable en el valor total de la tarifa. ¿Cuándo se aplican? Se aplican cuando la variación conjunta de las variables económicas, conforme a la fórmula de actualización, supere el 5%

39 Precio de Energía (1 de 2) SEIN: d e f g s cb 0,1100 --- 0,8900
Factor de Actualización del Precio de la Energía: FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB Precio en Hora de Punta: PEMP1 = PEMP0 * FAPEM Precio en Fuera de Hora de Punta: PEMF1 = PEMF0 * FAPEM

40 Precio de Energía (2 de 2) SISTEMAS AISLADOS: Empresas d e f g s
Adinelsa 0,1372 --- 0,8628 Chavimochic Edelnor Electro Oriente 0,1004 0,0646 0,7282 0,1068 Electro Sur Este 0,0094 0,9256 0,0650 Electro Ucayali Eilhicha Electronorte 0,1923 0,3475 0,4602 Hidrandina 0,0497 0,6915 0,2588 Seal 0,0653 0,5679 0,3668 Precio en Hora de Punta: PEMP1ef = PEMP0ef + PEMP0 * (FAPEM-1) Precio en Fuera de Hora de Punta: PEMF1ef = PEMF0ef + PEMF0 * (FAPEM-1)

41 Precio de Potencia SEIN: Sistema a b SEIN 0,7775 0,2225
PPM1 = PPM0 * FAPPM FAPPM = a*FTC + b*FPM SISTEMAS AISLADOS: En los Sistemas Aislados se utilizan los mismos Factores de Actualización del Precio de Energía (FAPEM) de la forma siguiente: PPM1ef = PPM0ef + PPM0 * (FAPEM-1)

42 Peajes de SPT y SGT l m n o p SPT de REP 1,0000 --- SPT de Eteselva
0,4973 0,3692 0,1262 0,0073 SPT de Antamina 0,5256 0,4689 0,0055 SPT de San Gabán 0,4774 0,5213 0,0013 SPT de Redesur SPT de Transmantaro SPT de ISA Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro Cargo Unitario por CVOA-CMg Cargo Unitario por CVOA-RSC Cargo por Prima Cargo Unitario por Generación Adicional PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT FAPCSPT = l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu + p

43 Impacto de la Propuesta

44 Impacto de la Propuesta (1 de 3)
Precio en Barra (SEIN) Artículo 29° de la Ley 28832: Los Usuarios Regulados pagarán el Precio a Nivel Generación, el cual será único salvo por efecto de las pérdidas y limites de transmisión eléctricas. El Precio a Nivel Generación será el promedio ponderado de: (i) Promedio entre Precio en Barra y precios de contratos bilateralmente pactados; y (ii) Precios de contratos producto de licitaciones.

45 Impacto de la Propuesta (2 de 3)
Precio en Barra (SEIN)

46 Precio en Barra (Aislados)
Impacto de la Propuesta (3 de 3) Precio en Barra (Aislados) Empresa Tensión PPM PEMP PEMF Variación kV S/./kW-mes ctm. S/./kWh (%) Adinelsa MT 21,68 16,77 -4% Chavimochic Edelnor Electro Oriente 27,17 3% Electro Sur Este 27,23 Electro Ucayali Eilhicha Electronorte 17,40 -2% Hidrandina 16,43 Seal 21,50 -3%

47 Transparencia en la Información

48 Muchas Gracias

49 Reporte de Inflación del mes de Diciembre 2013

50 Programa de Obras de Generación

51 Programa de Obras de Transmisión

52 Precio de Combustibles Líquidos

53 Instalaciones de REP que corresponde actualizar

54 LIQUIDACIÓN (miles US$/año)
VNR, COyM y Liquidación Empresa VNR (miles US$) COyM LIQUIDACIÓN (miles US$/año) REP 4 252 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 556 23 ANTAMINA 921 22 ETESELVA 21 642 700 REDESUR 93 421 2 655 327 TRANSMANTARO 8 427 -391 ISA 72 766 2 183 194

55 Variación del Peaje por Conexión SPT
Año Total (Miles US$) Liquidación IT Peaje MD (1) (MW) Costo Unitario (US$/kW-año) 2013 95 948 -917 3 705 91 326 5 455,8 16,739 2014 129 1 205 5 538,0 18,064 Incremento por actualización de VNR Disminución por despacho sin congestión (1) A nivel de barras de demanda