Análisis de riesgo financiero de una empresa de suministro eléctrico del SING, vía simulación de Montecarlo (página 2)

Los principales mecanismos de privatización usados fueron: devolución en acciones de los aportes financieros reembolsables, que los usuarios hacían al solicitar servicio, licitación pública, remate de paquetes de acciones en la bolsa, y venta al público de pequeños montos de acciones, denominado "capitalismo popular" que en algunas ocasiones contempló cupos reservados para los trabajadores de las mismas empresas privatizadas.

Para fomentar la participación del sector privado, se establecieron reglas claras y estables, que fomentaban la competencia. Es así como por medio del capitalismo popular, impulsado por el gobierno de la época, la propiedad de las empresas quedó repartida entre muchos inversionistas nacionales y extranjeros, naturales e institucionales.

En el proceso de reestructuración, el subsector de generación fue considerado como una industria proveedora de tipo mayorista, con condiciones para un desarrollo descentralizado y competitivo. En el caso de la distribución, y a pesar de ser un servicio público operable por particulares, no se requería que permaneciera como empresa estatal. Bastaba tener un marco regulatorio en el cual se garantiza la cobertura generalizada, que caracteriza a los servicios públicos, como también la rentabilidad demandada por la empresa privada en sus inversiones.

Algunos hitos destacables en el proceso de privatización son: en 1980, la privatización de las primeras distribuidoras, SAESA y FRONTEL; entre 1983 y 1987 las distribuidoras Chilectra Metropolitana y Chilectra V Región; y entre 1988 y 1990 se privatizó ENDESA, incluyendo su sistema de transmisión, todo lo anterior en el caso del Sistema Interconectado Central, SIC.

En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, el proceso de privatización fue más tardío, se inicio con la separación de la empresa Edelnor, la cual integraba las etapas de generación y distribución. En el caso de la distribución, que incluía el abastecimiento a las principales ciudades de la I y II región, dio origen a las empresas de distribución Emelari, Eliqsa y Elecda. Efectuado lo anterior se inicio el proceso de privatización de Edelnor en 1992. Posteriormente en el año 1996 se privatiza la central termoeléctrica Tocopilla, propiedad de Codelco, dando origen a la empresa Electroandina S.A. con capitales belgas. Estas dos empresas, en conjunto con la llegada de nuevos actores al sistema, producto de un fuerte incremento de la demanda, dio origen a un mercado de alta competencia con la bajada consiguiente en los precios.

• Marco Legal.

En 1982 se dicta la actual Ley General de Servicios Eléctricos, el DFL Nº1, que entrega a la CNE, Comisión Nacional de Energía, y a la SEC, Superintendencia de Electricidad y Combustibles, atribuciones normativas y fiscalizadoras, respectivamente. El DFL Nº1 regula la producción, transporte, distribución, concesiones, servidumbres, precios, condiciones de calidad y seguridad. El propósito del DFL Nº1 fue promover la competencia en generación, y regular transmisión y distribución. El DFL Nº1 de 1982 fue complementado en 1985 con el Reglamento de Coordinación de la Operación Interconectada de Centrales Generadoras y Líneas de Transporte, a través del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC).

Buscando el perfeccionamiento de los cuerpos legales, en 1998 entra en vigencia el Reglamento Eléctrico de la Ley General de Servicios Eléctricos, Decreto Supremo N°327. Este decreto especifica muchas de las normas contenidas en la ley, aproximándose en la definición de los estándares de calidad de servicio y una nueva reglamentación para la operación de los CDEC, reemplazando el reglamento de 1985. Al mismo tiempo, también en 1998, se modifica la Ley N°18.410 de creación de la SEC, fundamentalmente aumentándose sus atribuciones y poderes de fiscalización, incluyendo multas sustancialmente mayores a las anteriormente vigentes.

La industria de la generación de energía eléctrica en Chile

La industria de la generación de energía eléctrica en Chile desde el punto de vista de la operación de las mismas, para efectos del presente trabajo, es posible describirla sobre la base de tres aspectos principales:

• Centros de Despachos Económicos de Carga, CDEC.

• Características de la Generación de Energía Eléctrica.

• Transacciones de Electricidad, Características de los Precios.

Al efectuar una descripción de cada uno de los aspectos anteriormente mencionadas, se tiene que:

• Centros Despachos Económicos de Carga, CDEC

La operación interconectada de las distintas unidades de generación de las empresas, se efectúa a través de la unión de centros de consumo y generadoras de distinta naturaleza admitiendo que los excesos de oferta en un nudo de la red sean aprovechados en otros nudos, permitiendo con ello funcionar con márgenes de reserva rodantes o en giro utilizable en todo el sistema. Esto último evita tener capacidad instalada de reserva en cada nudo, lo que permite globalmente optimizar el tamaño y momento de las nuevas inversiones. Con esto se consigue:

• Minimizar los costos de producción mediante el uso e instalación de generadores con costos de producción baratos.

• Reducir las necesidades locales de capacidad o potencia instalada.

• Mejorar la confiabilidad, seguridad y calidad de suministro a los usuarios o clientes conectados al sistema interconectado.

De acuerdo con la legislación chilena, la operación de centrales interconectadas, como ocurre en los casos del SIC y el SING, se debe realizar centralizadamente por el CDEC respectivo. En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SING) fue constituido el 30 de julio de 1993 en cumplimiento de las disposiciones legales establecidas en los artículos 81 y 91 del D.F.L. N°1 de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, y de las contempladas en el Decreto

Reglamentario N° 6 de 1985, del Ministerio de Minería, teniendo como misión fundamental coordinar la operación del sistema correspondiente.

El artículo 81° del DFL N°1 de 1982 establece que los concesionarios que operen sistemas interconectados deberán coordinar dicha operación, a través de la formación de los CDEC con el fin de:

• Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.

• Garantizar la operación más económica del sistema.

• Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión.

La obligación que la ley impone a las empresas conlleva a coordinarse en la operación del sistema para lograr diversos objetivos, entre ellos, el primero "preservar" la seguridad del servicio en el sistema eléctrico. Cumplido el objetivo anterior, la operación del sistema eléctrico debe efectuarse considerando el menor costo.

En la operación real del sistema, es el CDEC el ente que determina la valorización horaria de la energía que se transa entre las empresas de generación de energía eléctrica, a partir de los costos marginales que el sistema presente.

• Características de la Generación de Energía Eléctrica.

La industria de la generación eléctrica tiene tres particularidades fundamentales, es un producto no almacenable, por lo que necesariamente el conjunto de centrales conectadas a un sistema eléctrico produce en todo momento lo que se está consumiendo; es una industria altamente regulada, por lo que las decisiones de cómo producir y cuánto no es autónoma de cada empresa y se realiza según criterios de eficiencia de acuerdo a los costos variables de las unidades y de consideraciones de calidad y seguridad de suministro que se maneja en forma centralizada por una entidad independiente a las empresas. El tercer elemento característico es el ser una industria altamente intensa en inversiones de capital, por lo cual el período de retorno es de largo plazo, 20 a 25 años, por lo que los inversionistas necesariamente estarán fuertemente motivados a buscar contratos de suministro de energía eléctrica que permitan minimizar los riesgos y asegurar los retornos sobre la inversión efectuada.

Si en algún momento una empresa no esté calzada en su producción respecto del consumo de sus clientes contratados, se genera un mercado de intercambio entre generadoras, tanto en el producto energía como en el de potencia. De ellos, el principal es el de intercambio de energía o mercado spot, en donde se efectúan los saldos horarios de las empresas, generación y déficit, así como el precio asociado a las energías horarias de intercambio que se originan entre las empresas. Este precio de intercambio, conocido como costo marginal, viene definido por el costo variable de producción de la unidad más

cara en generación en la hora respectiva y que permite aportar el KWH adicional de suministro a la red.

• De los Sistemas Eléctricos de Chile.

Chile posee cuatro sistemas eléctricos interconectados que son independientes entre sí, siendo los dos principales el SING y SIC, los cuales presentan las siguientes características:

• Sistema Interconectado Central, SIC.

Se extiende entre Tal-Tal y la Isla Grande de Chiloé, con una potencia instalada de 6.737 MW a diciembre del 2002. La demanda máxima durante dicho año alcanzó los 4.878 MW y con una generación anual de 31.971 GWh. El parque generador está constituido por aproximadamente un 39,8% de unidades térmicas y un 60,2% de unidades de generación hidráulicas. De los cuatro sistemas, el SIC es el más importante por su extensión y capacidad, donde este última concentra el 64,4% de la capacidad instalada del país, abasteciendo al 92,6% del total de la población nacional.

• Sistema Interconectado del Norte Grande, SING.

El SING se extiende desde Arica hasta Antofagasta, primera y segunda región de Chile, respectivamente, cubriendo una superficie de 185.148 Km2, equivalente al 24,5% del territorio de Chile Continental. Si bien abastece a sólo el 5,72% de la población, que está concentrada mayoritariamente en el borde costero y en lugares distantes unos de otros, es de vital importancia para suplir los altos requerimientos de electricidad por parte de la minería que se desarrolla en la zona. El territorio que abastece el SING es predominantemente de un clima árido. Durante el año 2002 la demanda máxima alcanzó los 1.420 MW y la generación anual de energía llegó a 10.400 GWh. El parque generador está constituido por aproximadamente un 99% de unidades térmicas y sólo un 1% de unidades de generación hidráulicas, por lo que la generación del sistema se efectúa sobre unidades que utilizan como combustible: petróleo diesel, petróleo pesado, carbón y gas natural como insumo principal.

Las características desérticas de la zona en que opera el SING, la dispersión de la población en pocos y distantes lugares, situados mayoritariamente en el borde costero, y la actividad minera en la región, que representa un 10% del Producto Interno Bruto y un tercio de las exportaciones del país, se traducen en que el SING se caracteriza por:

• Escasos recursos de agua para usos de generación eléctrica.

• Centros de consumo de electricidad separados por grandes distancias.

• Consumo de energía de las ciudades muy inferior al de las empresas mineras.

• Demanda individual de potencia y energía por parte de las empresas mineras que es significativa respecto del tamaño del mercado.

En un comienzo el sistema eléctrico del Norte Grande se desarrolló fundamentalmente con varios subsistemas eléctricos separados, basados mayoritariamente en plantas de generación termoeléctrica. El SING como tal nace a fines de 1987 cuando se interconectan los principales subsistemas asociados a las ciudades de Arica, Iquique, Tocopilla y Antofagasta, con el sistema eléctrico Tocopilla – Chuquicamata de Codelco Chile.

Sistema sing y su industria de generación de energía eléctrica

• Competidores y Potencia Instalada del Sistema.

A diciembre del año 2002, la potencia total instalada en el SING asciende a un total de 3.634 MW, repartidos entre tres empresas principales, y que aglutinan un parque generador que utilizan combustible del tipo hidráulico, petróleo pesado, diesel, carbón y gas natural. Un resumen del parque instalado por empresas y combustibles, se indica en el cuadro siguiente:

() Las empresas están reunidas según la existencia de al menos un accionista común.

Del total de 3.634 MW brutos instalados, aquellos que resultan económicamente atractivos de comercializar, corresponden a los asociados a la generación Hidro, Carbón y Gas Natural, con lo cual el total de MW factible de ofrecer a los clientes a los actuales precios de mercado, alcanzan un total de 3.211 MW. La diferencia respecto al total instalado se utiliza para dar respaldos al sistema cuando las unidades bases se encuentran en mantención programada y/o salen fuera de servicio por una condición forzada.

• Demanda Proyectada para el SING.

A diferencia del sistema SIC donde la proyección futura de demanda se encuentra directamente correlacionadas con la tasa de crecimiento del producto interno bruto, los crecimientos del sistema SING, se encuentran dados fundamentalmente por el desarrollo de nuevos proyectos mineros y/o ampliaciones de instalaciones mineras existentes. El efecto del incremento de la demanda de las distribuidoras resulta ser menor, del orden del 1% respecto al total de la demanda total del sistema. Al considerar los aspectos anteriores, una proyección, baja, media y alta, de la demanda futura del sistema SING, en MW, seria la siguiente:

En forma gráfica, las demandas entregadas asumen las siguientes curvas de crecimiento:

• Transacciones de Electricidad, Características de los Precios en el SING.

Una empresa generadora que se incorpore a la industria, tiene la posibilidad de comercializar energía eléctrica, sobre la base de cualquiera de los precios que más adelante se mencionan. Cabe destacar que la energía vendida por la empresa no necesariamente coincide en cuanto a volumen con la producida por sus propias unidades, pues las diferencias, a favor o en contra, las salda en el mercado spot.

• Precios regulados.

Este precio es fijado por la autoridad cada seis meses, determina el máximo valor que las empresas generadoras pueden vender a las empresas distribuidoras, las cuales están obligadas a vender a precios regulados a todos sus clientes cuya potencia conectada no sea superior a los 2.000 KW.

En el caso del SING, los precios regulados son los fijados para la venta a las empresas distribuidoras Emelari, Eliqsa y Elecda, las que suministran energía a las ciudades de Arica, Iquique, Tocopilla, Calama, Mejillones y Antofagasta. Dentro del SING, el volumen de energía vendida a las empresas distribuidoras bordea aproximadamente el 15 % del total de la demanda del sistema.

• Precios Libres.

A este mercado pueden acceder los consumidores, a quienes se les denomina clientes libres, que tienen una potencia conectada mayor a 2.000 KW. Los precios de venta de la electricidad, energía y potencia, son libremente acordados con las empresas generadoras en contratos privados, que surgen de llamados de licitación efectuada por los mismos clientes.

A nivel del SING, del total de la energía demandada por el sistema, el 85 % corresponde a clientes libres, siendo su mayoría compañías mineras dedicadas a la explotación de cobre, que destacan por ser intensivas en el uso de energía eléctrica para sus procesos productivos. En el SING, el desarrollo de importantes nuevos proyectos mineros comenzó a partir del año 1995, originando incrementos sustanciales en la demanda, como en la incorporación de nuevos actores a la industria de la generación de energía eléctrica, traduciéndose en un mayor nivel de competencia y en una baja relevante en los precios.

A nivel de sistema, los clientes libres que conforman los principales consumos de energía, a Diciembre del año 2002, son los siguientes:

(ir Codelco Norte: 360 MW.

(ir Minera Escondida: 310 MW.

(ir El Abra: 100 MW.

(ir Minera Collahuasi: 90 MW.

(ir Minera Zaldivar: 65 MW.

(ir Minera Cerro Colorado: 42 MW.

(ir Minera Soquimich. 40 MW.

(ir Fundición Altonorte: 35 MW.

(ir Minera Mantos Blancos: 32 MW.

(ir Minera Tesoro: 25 MW.

(ir Minera Lomas Bayas: 25 MW.

(ir Minera Michilla: 20 MW.

(ir Minera Quebrada Blanca: 15 MW.

(ir Minera Ivan: 5 MW.

(ir Otros Menores: 20 MW.

• Precios Spot.

Este precio es el utilizado entre los generadores para sus transferencias de energía y potencia de los excedentes o déficit que se produzcan entre su producción y la venta a sus clientes finales. En este mercado, el CDEC es el encargado de realizar la valorización de las transferencias de energía y potencia.

Desde un punto de vista comercial, las empresas generadoras buscan tener una cartera óptima, equilibrando las ventas a clientes libres, regulados y en el mercado spot. La idea básica es comprometer una energía con clientes similar a la energía media producida por sus propias unidades generadoras y minimizar las transferencias en el mercado spot.

En el mercado del SING, dado que el mayor nivel de consumo está asociado a clientes libres, intensivos en consumo y gran nivel de demanda, origina que la competencia por la captación de nuevos clientes sea muy fuerte. Esta competencia se incrementa con la existencia de la gran capacidad de generación económica existente, y se puede visualizar a través de la caída en los costos marginales de los últimos años.

• Nivel de Sobrecapacidad actual del SING. Posibles razones de su existencia.

La situación actual del SING en cuanto a nivel de capacidad instalada, se tiende a pensar que se alcanzó producto de una competencia fuera de toda lógica económica, con tres actores grandes que pugnaron por introducir sus proyectos de forma unilateral. Por ello se desarrollaron dos gasoductos desde Argentina y una gran central en Salta, Argentina, conectada eléctricamente al SING vía una línea de transmisión en 345 kV, con lo que la capacidad instalada pasó del equilibrio a una sobreinstalación de 2,5 veces lo necesario, quedando un potencial por desarrollar en los gasoductos igual a la demanda proyectada para el año 2004.

El fuerte crecimiento en la capacidad instalada del SING, también se explica por:

• El importante crecimiento en la demanda de energía eléctrica producto de la realización de nuevos proyectos mineros y la ampliación de faenas mineras existentes. Si consideramos las demandas reales presentadas por el SING, en términos de MW, para el período 1994 al 2002, indican altas tasas de crecimiento del consumo, por lo que pudo motivar un alto nivel de competencia entre los proveedores por tomar los contratos de suministro asociados a los nuevos consumos. Lo anteriormente descrito, se refleja en la gráfica siguiente:

• La carrera por parte de las nuevas empresas entrantes, de tomar una relativa importante cuota de mercado, por los crecimientos esperados como por los contratos de suministro existente, dado el cambio tecnológico que llevaban las nuevas instalaciones y que reemplazarían el carbón por gas natural.

• Respuesta de las empresas existentes de no permitir quedar fuera de competencia al mantener unidades generadoras con menor tecnología y menor eficiencia, base fundamental para mantener su nivel de competitividad en el mercado.

• Los dos últimos efectos mencionados se tradujeron en la incorporación de centrales de última generación que permitían la producción de energía eléctrica sobre la base de gas natural, de notable mejor eficiencia. Este aspecto posibilitó una sustitución tecnológica en la base de generación del SING, desde fuentes con mayores costos variables de operación hacia fuentes con menores costos de producción. Esta sustitución se ve además posibilitada porque la legislación asegura el despacho de unidades de menor costo variable, independientemente de los contratos existentes.

• Existencia de la normativa legal del pago de potencia firme a aquellos generadores que ingresaban al sistema, independientes si los mismos captaban contratos de suministro o si el sistema requería la presencia de nuevas unidades. A lo anterior se suma el hecho que el precio básico de la potencia para el mercado spot de la generación, permanece constante, e independiente de la relación oferta – demanda del sistema en términos de capacidad.

• De la Competencia en el SING.

En el SING, Sistema Interconectado del Norte Grande, existen básicamente tres empresas que están compitiendo en un reducido mercado, por lo cual las expectativas están dirigidas a la concentración en unos pocos, más que al ingreso de nuevas empresas. A lo anterior debe agregarse que a la fecha existen dos gasoductos con capacidad disponible para la potencial instalación de nuevas centrales, lo que concentrará los futuros desarrollos en los propietarios de esos ductos.

El nivel de competencia entre los actores existentes es muy alto, en especial por las empresas que participaron en la construcción de los dos gasoductos, los cuales, con el fin de asegurar retornos en las inversiones en transporte de gas como en generación, se traduce en una bajada importante en los niveles de precios de la energía eléctrica. Un resumen que permiten entender el nivel de competencia existente en la industria, se visualiza a través de los siguientes antecedentes:

• El alto grado de sobreinstalación, a Diciembre del 2002.

• Reducido tamaño del sistema para lo que es el negocio de generación eléctrica, en torno a los 1.426 MW para Diciembre del 2004.

• La existencia de 6 empresas en el negocio, número que se considera alto para un mercado de las características del SING, por lo que se deberá esperar que en el largo plazo permanezcan sólo dos competidores.

• La alta concentración de la demanda en pocos clientes, de los cuales el mayor representa 25% de demanda y los 4 mayores el 60%.

• La saturación en el desarrollo de nuevos proyectos mineros para el actual nivel de precio del cobre, (de 76,5 US$c/lb al mes de Junio del 2003). Los incrementos de la demanda se espera que vengan por el desarrollo de ampliaciones marginales de proyectos existentes y/o por una interconexión robusta con el sistema SIC (Al respecto se sabe que se está estudiando interconexiones del orden de 600 a 1.200 MW de capacidad de transferencia, pero que su desarrollo puede quedar limitado según las incertidumbres legales asociadas al tema de la transmisión).

• Existe un alto nivel de competencia por la adjudicación de nuevos contratos o por la renovación de los existentes, lo que ha llevado rápidamente a una caída violenta en los precios, incluso mas allá del nivel de equilibrio del largo plazo que se obtienen con las nuevas tecnologías.

• El alto nivel de competencia existente entre las empresas, se puede visualizar a través de la caída en los precios de nudo del sistema SING, referidos a subestación Crucero nivel 220 kV, los que se aproximan a los valores actuales existentes en el SIC. Una gráfica de la variación del valor monómico de los precios, a factor de carga del 90%, se puede visualizar en la curva siguiente:



• Volatilidad de los Precios Spot en el SING.

Aún cuando el sistema SING presenta una importante capacidad instalada respecto a las necesidades requeridas para suplir la demanda, el mercado spot de energía presenta importantes variaciones en el nivel de precios, y que se origina fundamentalmente por el desequilibrio entre oferta – demanda, al no contar con la inyección de una unidad generadora ante su salida en forma imprevista, originando por tanto, un incremento en los precios, producto de la necesidad de suplir la demanda con unidades de costos variables más altos respecto a las unidades que normalmente se encontraban operando. El fenómeno mencionado, es típico de la industria de generación de energia eléctrica, y se traduce en un incremento en los precios medios del mercado spot, respecto a una condición sin falla de unidades. El incremento mencionado se puede agudizar si el sistema enfrenta déficit de capacidad instalada, sea por falta de nuevas unidades generadoras o bien por condiciones hidrológicas extremas de sequía en sistema con una componente importante de generación hidráulica, caso del SIC.

A pesar que se ha mencionado que la variación más importante en los precios spot es originada por la salida intempestiva de unidades, otras fuentes de alteración en los precios, pero relativamente menos importante se origina por aumentos o decrementos relevantes en la demanda, o por cambios en los precios de los insumos básicos para la generación: gas, carbón y petróleo.

Para entender el efecto de la salida de unidades sobre los precios del mercado spot, considérese la operación del año 2002, y el valor de los costos marginales de energía que las empresas del SING utilizaron para determinar la valorización de las energías transferidas entre las mismas. La variación de los precios diarios se refleja en la curva siguiente:



Los costos marginales indicados, aún cuando pueden presentar fuertes variaciones ante salida de unidades, después de restituido el equilibrio tiende a su valor medio precontingencia, (reversión a la media). El efecto final de la perturbación, es un incremento en el promedio anual de los precios. Para visualizar este último punto, considérese la operación del año 2001, si a los precios spot diarios de energía que incorpora todo el efecto volatilidad anteriormente explicado, se superpone a la misma curva una estimación de los precios ante ausencia de perturbaciones, la diferencia entre las mismas, indicará las variaciones en los precios producto de las contingencias que el sistema presenta. Lo anterior se visualiza en la gráfica siguiente:



El efecto de la volatilidad en los precios del mercado spot, se puede analizar considerando un análisis estadístico de los precios diarios en un cierto horizonte de tiempo. Para lo anterior, se determinaron los histogramas de los precios diarios tanto para el año 2001 y 2002. Los histogramas obtenidos son los siguientes:

(ir Histograma de precios spot año 2001.



(ir Histograma de precios spot año 2002.



Por la forma de la distribución de los histogramas, visualmente se estima que se aproximan a una distribución de probabilidades del tipo log normal. Para comprobar lo anterior, los datos asociados a los años 2001 y 2002, se analizaron con ayuda del software de aplicación, de manera que vía el análisis de los datos, sea éste software que determine la mejor función de distribución que representa la variación de los precios en el mercado spot. Los análisis efectuados por la vía mencionada, determinó que la función de distribución toma la forma siguiente:

Voltdad. CMg 2007



Los resultados de los análisis de los datos diarios, en un horizonte anual, determinaron que la forma de la distribución de probabilidades para los precios spot, en tanto °/1 del valor medio sin contingencia, es del tipo Gamma. Por lo anterior, es que los análisis a efectuar en el presente escrito, consideran dicho tipo de distribución para las variaciones esperadas de los precios del mercado spot.

• Precios Mercados Spot sin Falla Unidades.

Si se consideran las proyecciones de demanda para el SING para los próximos años planteadas en el punto 3.2, así como una estimación de los precios de la energía que pueden estar presente en el mercado spot, vía un modelo ad hoc, pero que no incorpore el efecto volatilidad mencionado, se determinan los siguientes niveles de precios:



Para los estudios anuales de los precios esperados del mercado spot de la energía, la volatilidad de los mismos, se incorpora a través del uso de una representación vía función de distribución de probabilidad tipo Gamma determinada en el punto 3.6

 

El presente trabajo contiene más capítulos. Para ver la versión completa seleccionar DESCARGAR del menú superior.

Autor:

Sr. Elio Cuneo H.

Octubre 2003

Partes: 1, 2