INNOVARE. Revista de Ciencia y Tecnología. Vol. 12, No. 3, 2023
INNOVARE
Revista de Ciencia y Tecnología
Disponible en CAMJOL - Sitio web: www.unitec.edu/innovare/
1
Autor corresponsal: ozzydamedo@gmail.com, Universidad Nacional Autónoma de Honduras, Tegucigalpa, Honduras
Disponible en: http://dx.doi.org/10.5377/innovare.v12i3.17161
© 2023 Autores. Este es un artículo de acceso abierto publicado por UNITEC bajo la licencia https://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/
Artículo Original
Análisis de la efectividad regulatoria de diferentes regiones
internacionales para viabilizar la participación de autoproductores
residenciales
Analysis of regulatory effectiveness of different international regions to enable the residential prosumers
participation
Carlos E. Alvarado Mejía
a
,
Humberto Amador
a
, Ozy D. Melgar-Domínguez
a,b,1
a
Departamento de Ingeniería Eléctrica, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional Autónoma de Honduras, UNAH,
Tegucigalpa, Honduras
b
Dirección de Planificación de Expansión del Sistema, Operador del Sistema Eléctrico – Centro Nacional del Despacho,
CND, Tegucigalpa, Honduras
Historia del artículo:
Recibido: 8 abril 2023
Revisado: 21 mayo 2023
Aceptado: 13 noviembre 2023
Publicado: 30 diciembre 2023
Palabras clave
Evaluación comparativa
Fuente de energía no renovable
Política energética
Keywords
Benchmarking
Energy policy
Renewable energy sources
RESUMEN. Introducción. Existe la necesidad de establecer una reglamentación más adecuada que incremente la
efectividad e incentivo de la participación de autoproductores en el mercado energético hondureño. La presente
investigación tuvo el objetivo de contribuir a la discusión de marcos de regulación efectiva que nutran la actual
propuesta de norma técnica. Métodos. El estudio tuvo un diseño no-experimental con enfoque transeccional
descriptivo y utilizó el benchmarking como herramienta principal. Se discutieron las trayectorias de capacidades
instaladas anuales de California en Estados Unidos de América, Northern Territory en Australia y Costa Rica. Se
realizó un benchmarking respecto a parámetros preestablecidos. Las curvas de capacidad instalada anual se
normalizaron respecto a las poblaciones anuales de cada una de las primeras tres regiones, para comparar sus
capacidades instaladas per cápita. Resultados. De todas las regiones analizadas, los habitantes del Northern Territory
de Australia obtuvieron el mayor acceso a potencia instalada fotovoltaica debido a la altura máxima de su Feed-in-
Tariff (FIT) (tarifa de suministro a la red), como su consistencia a través de los años. Esto les concedió un mayor
volumen de energía que pudieran vender en el mercado energético local. Conclusión. Una tarifa de altura máxima 1:1
aumentó la capacidad instalada, mientras la adopción de una restricción de capacidad desacelera la participación de los
autoproductores.
ABSTRACT. Introduction. There is a need to establish a more appropriate regulation that increases its effectiveness
by encouraging the participation of prosumers in the Honduran energy market. The research aim was to contribute to
the discussion of effective regulatory frameworks that shape the proposal technical regulations. Methods. This study
had a non-experimental design with a descriptive cross-sectional approach and used benchmarking as its main tool.
The trajectories of annual installed capacities of California in the United States, Northern Territory in Australia, and
Costa Rica were benchmarked against pre-established parameters. We normalized the annual installed capacity curves
with respect to the annual populations of each of the first three regions to compare their installed capacities per capita.
Results. Of all the regions analyzed, the inhabitants of the Northern Territory in Australia had the greatest access to
photovoltaic installed power due to the maximum value of their Feed-in-Tariff (FIT), as well as their consistency
through the years. This allowed them a greater volume of energy they could sell in the local energy market. Conclusion.
For Honduran residential prosumers to achieve a greater participation in the energy market, it may be necessary to
define a FIT close to the 1:1 ratio under a long-term validity. A maximum rate of 1:1 led to increase the installed
capacity, meanwhile the adoption of a capacity constraint slows down the prosumer participation.
1. Introducción
Durante el período 2014-2016, Honduras ha logrado
escalar del puesto 14 al 4 en materia de energía limpia en
Latinoamérica y el Caribe (Bloomberg New Energy
Finance, 2016). El país registró una inversión sólida en
energía solar de 2014-2019 (International Renewable
Energy Agency [IRENA], 2020). Hoy en día, Honduras
tiene la mayor capacidad instalada en la región, con 514
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megavatios instalados (Statista, 2023a). El progreso de
Honduras se ha documentado únicamente para grandes
instalaciones centralizadas (Banco Mundial, 2016).
Actualmente, no existen datos oficiales que indiquen el
estado de adopción solar residencial, siendo probable su
escasa difusión en la red de baja tensión. En ese sentido,
incentivos para incrementar la participación de
autoproductores residenciales podría ser un aspecto
crucial para estudio. Incentivos como el Feed-in-Tariff o
FIT (tarifa de suministro a la red) y el Net-Metering o NM
(medición neta) han demostrado ser herramientas capaces
de esparcir esta tecnología a menores escalas (Ramalho et
al., 2017). No obstante, su implementación también debe
ser efectiva por parte de las autoridades regulatorias.
Recientemente, la Comisión Reguladora de Energía
Eléctrica (CREE) publicó la Norma Técnica para
Usuarios Autoproductores Residenciales y Comerciales
(NTUARC) (CREE, 2022). Existen dos puntos de gran
importancia que deben ser revisados en detalle en la
norma. El primero debe definir la tarifa binómica, relación
entre la tarifa por exportación de energía a la red versus la
de importación. El segundo podría aclarar restricciones en
la capacidad de hospedaje en la red.
Con la necesidad de establecer una reglamentación
adecuada para incrementar su efectividad e incentivar la
participación de los autoproductores en el mercado
hondureño, la presente investigación busca discutir
marcos regulatorios que nutran la actual NTUARC. El
objetivo de esta investigación fue analizar las políticas
adoptadas en otras reglamentaciones e interpretar sus
mecanismos implementados para sugerir cambios a la
normativa hondureña. Como alcance de la investigación,
se delimitó el área de estudio a la generación distribuida
(GD) fotovoltaica de pequeña escala.
2. Métodos
2.1. Diseño de estudio
El presente estudio tuvo un diseño no-experimental con
enfoque transeccional descriptivo. Se utilizó el
benchmarking como herramienta principal. El
benchmarking consistió en comparar la efectividad
regulatoria de cuatro regiones internacionales respecto a
parámetros preestablecidos, los cuales fueron extraídos
del estudio realizado en la referencia (Dijkgraaf et al.,
2018). Ese estudio determinó tres factores que influyen en
la efectividad de incentivos al autoproductor: altura de
FIT, consistencia regulatoria y hosting capacity o HC.
2.1.1. Altura de Feed-in-Tariff (FIT)
La altura del FIT se aplica al remunerar el prosumidor,
el cual es un ente que participa tanto en producción como
en consumo de energía.
La medición de esta altura es en referencia a la tarifa
vigente por uso de la red eléctrica para los consumidores
residenciales. Esta relación de tarifas puede ser de uno a
uno (1:1), siendo que la valoración de energía inyectada a
la red es igual a la energía consumida de la red.
Es importante diferenciar el FIT del NM. El NM es la
diferencia entre la energía importada de la red y la energía
exportada durante un período de lectura. La diferencia
puede ser a favor tanto del distribuidor como del
autoproductor. El NM asume que el valor unitario de la
energía inyectada es igual al valor unitario de la energía
consumida. El FIT no se basa en esta suposición y
remunera a los autoproductores por cada kWh hora
inyectado a la red, indistintamente del precio unitario de
la energía consumida.
2.1.2. Consistencia regulatoria
La consistencia de los incentivos está directamente
ligada con la longevidad de las normas regulatorias
implementadas. Por ejemplo, en California las normas
tienen un período de vigencia, aún después de ser
sustituidas por versiones subsiguientes. Estas brindan
mayor seguridad al inversionista al mantener los términos
acordados en el corto o mediano plazo.
2.1.3. Hosting capacity
HC o denominado límite de capacidad se refiere a la
capacidad de una red eléctrica para conectar sistemas de
GD, sin que la operación del sistema sea impactada. Dicha
limitante regula la capacidad fotovoltaica instalada por
usuario y el porcentaje de la demanda pico suministrada
por la GD.
El objetivo del estudio de Dijkgraaf et al. (2018) fue
contrastar y comparar regulaciones FIT en 30 países. Los
autores analizaron el impacto en las adopciones solares.
El estudio concluyó que la combinación de una alta tarifa
con una alta consistencia de implementación representó la
mejor ruta para una rápida difusión solar. Además, se
concluyó que la presencia de un HC desacelera esta
propagación. Los autores excluyeron las regiones de
California en Estados Unidos de América (E.E. U.U),
Northern Territory (NT) en Australia y Costa Rica. Por lo
tanto, la propuesta de este trabajo fue realizar un
benchmarking de la efectividad regulatoria energética en
estas regiones y verificar la conclusión del estudio previo.
2.2. Tratamiento de datos previo al benchmarking
En la primera parte, se discutieron las trayectorias de
capacidades instaladas anuales de cada región mediante
un benchmarking. Para analizar dichas capacidades, se
utilizaron datos extraídos de sitios oficiales que
reportaban el crecimiento en adopciones solares.
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Figura 1. Capacidad instalada anual en California, E.E. U.U.
1. Para el caso de California se utilizaron datos de las
estadísticas de generación distribuida publicadas por
el gobierno estatal de 2022 (California Distributed
Generation Statistics, 2023). Se seleccionaron datos
del sector residencial y se trataron en un único paso.
Se desagregaron datos históricos de la instalación
fotovoltaica acumulada para obtener una curva del
cambio anual en instalación fotovoltaica desde el
2002.
2. Para el caso de Australia se utilizó datos publicados
por el Instituto Fotovoltaico de Australia. Datos que
se obtuvieron del Regulador de Energía Limpia,
agencia del gobierno australiano encargada de la
administración de los objetivos nacionales de energía
renovable (Australian PV Institute, 2023a). Los
sistemas fotovoltaicos con una capacidad nominal
inferior a 100 kW se consideraron unidades de
generación de pequeña escala (Australian PV
Institute, 2023b).
3. Para cumplir con el enfoque residencial de este
estudio, estas unidades pequeñas se consideraron en
el tratamiento de los datos. Primero, se desagregaron
los datos de instalaciones menores a 100 kW de los
reportes mensuales del estado de NT. Luego, se
agregaron estos datos para llegar a una visualización
de incrementos de capacidad instalada por año.
4. Para el caso de Costa Rica, se utilizó datos publicados
por el Ministerio de Ambiente y Energía del país de
2022. Es importante notar que, aunque el tratamiento
de datos también se realizó en un único paso, se
efectuó una tabulación en los reportes de potencia por
tipo de sistema y potencia por sistemas inscritos para
verificar que las potencias instaladas fueran
representativas de pequeños sistemas fotovoltaicos.
Se encontró que más del 91% de los sistemas fueron
fotovoltaicos y alrededor del 94% fueron menores a
100 kW de capacidad instalada. Se observó un alto
porcentaje de generación fotovoltaica y se adoptó el
criterio de unidades de generación de pequeña escala
que se realizó para Australia. Se utilizaron los datos
reportados mensualmente de la potencia instalada y
se procedió a agregarlos para poder construir una
curva de cambio en instalación fotovoltaica anual.
2.3. Normalización de datos previo a resultados
La segunda parte comparó las capacidades instaladas
fotovoltaicas anuales per cápita de cada región. Para
comparar las capacidades instaladas de manera equitativa,
se normalizaron las curvas de sus poblaciones anuales. Al
dividir las capacidades instaladas entre el número de
habitantes por región a lo largo de los años, se obtuvieron
capacidades anuales per cápita. En el caso de NT se
utilizaron datos demográficos publicados por el Buró de
Estadísticas Australianas de 2022; para California, los del
Buró de Censo de los Estados Unidos de 2022; para Costa
Rica, los del Banco Mundial de 2022 (Australian Bureau
of Statistics, 2023; Statista, 2023b; The World Bank,
2023).
2.3.1. California, E.E. U.U.
En la primera versión del Net Energy Metering (NEM)
1.0, la tarifa de compensación fue determinaba por cada
distribuidor, según los costos evitados para cada caso de
interconexión (Ramalho et al., 2017). La altura de la tarifa
fue indeterminada en sus comienzos. Con la primera
actualización del NEM en 1998, la remuneración por
excedentes se anuló con la excepción de que la
distribuidora tuviera necesidad de inyección, mediante
acuerdo con autoproductores. La altura de la tarifa cambió
drásticamente con la regulación AB 327 en 2013,
elevándose de cero a $0.045/kWh con la compensación
por excedente neto (Ramalho et al., 2017).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
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Figura 2. Capacidad instalada anual en Northern Territory, Australia.
En la Figura 1, elaborada mediante el tratamiento de
datos explicado previamente, se observa que la curva de
capacidad instalada obtuvo su mayor pendiente en el
período 2013-2015, un efecto correlacionado con la
implementación de la regulación AB 327. A finales de
2016 se migró al NEM 2.0 y su impacto inmediato fue
reducir la capacidad instalada anual. A diferencia del
NEM 1.0, el NEM 2.0 consideró que los autoproductores
pagaran algunos cargos por uso de red al mismo monto
que los usuarios pasivos (California Public Utilities
Commission, 2021). Esto resultó en una reducción de la
altura de la compensación por excedente neto. La Figura
1 muestra que existe un descenso en la capacidad instalada
de 2016 a 2017 e indicó que el cambio a una tarifa menor
desincentivó a posibles autoproductores.
No obstante, el NEM 2.0 obtuvo un impacto positivo a
largo plazo. A partir del 2017, la tendencia retomó el alza
influida por dos factores durante dicha transición. El
primero dado por la disminución significativa de los
costos de las instalaciones solares residenciales en los EE.
UU. (Feldman et al., 2021). El segundo factor dado por la
anulación del impuesto de HC sobre los autoproductores
y las redes de distribución en el 2016. Previo a 2000, se
restringió 10 kW por usuario y el 0.1% de la demanda pico
de red. El HC fue cada vez más permisivo desde el 2001
hasta su completa invalidación al implementarse el NEM
2.0.
2.3.2. Northern Territory, Australia
Australia se distingue por incentivar los sistemas de
energía solar con almacenamiento programable. También,
se trabaja en la regulación para que los inversores de
instalaciones futuras estén listos para integrarse a las
plantas virtuales de los distribuidores (PowerWater,
2023). No obstante, no todas las provincias de Australia
avanzan a un ritmo acelerado. NT es una de las provincias
australianas rezagada con respecto a la adopción
residencial solar (Zander, 2021). La tarifa FIT se
implementó teniendo la máxima relación de 1:1, la cual
no es un simple NM, debido a que el distribuidor paga al
autoproductor por cualquier energía inyectada a la red,
independientemente si es excedente o no. Esta altura se
mantuvo en 2020, hasta una reducción del FIT en
alrededor 75%, el cual provocó un descenso en las
instalaciones solares. Este declive se ilustra en la Figura
2, elaborada mediante el tratamiento explicado en los
métodos.
En términos de consistencia, NT mantuvo constante su
tarifa FIT durante 15 años (Zander, 2021). A pesar de que
muchas otras provincias australianas no dieron alta
remuneración, NT no recortó el beneficio por más de una
década a sus usuarios. En la Figura 2, se observa la
creciente tendencia para el período 2005-2019. En 2022,
la máxima capacidad instalada pasó de 4.5 a 5 kVA para
el usuario residencial (PowerWater, 2023). Los únicos
cambios encontrados en restricciones de HC se presentan
en la Figura 2. Al no contar con suficiente información,
no se estimó alguna correlación entre restricciones de HC
y capacidad instalada.
2.3.3. Costa Rica
En Costa Rica, la generación de electricidad proviene
casi en su totalidad de fuentes renovables (IRENA, 2022).
Como resultado, es un país con bajas emisiones de gases
de efecto invernadero, superado por Islandia y
Luxemburgo (Organization for Economic Cooperation
and Development [OECD], 2023). La Figura 3 presenta la
curva de capacidad instalada anual en el país.
En Costa Rica, existen dos tipos de tarifas para
remunerar a los autoproductores por sus excedentes de
energía. Una se establece por medio de la Medición Neta
Sencilla (MNS) y la otra por la Medición Neta Completa
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
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(MNC) (Echeverría & Monge Guevara, 2017).
Figura 3. Capacidad instalada anual en Costa Rica.
(Barbero & Guevara, 2017). Los prosumidores solamente
pueden escoger una tarifa, previo a la instalación de sus
generadores. La mayor diferencia entre la MNS y la MNC
está en la manera de remunerar al autoproductor por sus
excedentes de energía. La primera, remunera a través de
créditos energéticos, mientras la segunda mediante
créditos monetarios.
En el MNC, el monto de la tarifa de compensación no
es homogénea para cada empresa distribuidora, Esta
depende de los costos evitados y se analiza solamente la
tarifa dentro del marco del MNS al cual aplica de forma
estándar con cualquier distribuidora (Chavarría &
Rodríguez, 2021). En ese sentido, la altura de esta tarifa
es alta por la relación binómica de 1:1, cobrando al
prosumidor un costo de peaje por uso bidireccional
(Chavarría & Rodríguez, 2021). No hubo cambios de
tarifa en la regulación MNS durante los años (Figura 3).
Costa Rica carece de una regulación consistente para
su GD. En un reporte financiado por el Banco
Interamericano de Desarrollo (BID) se discuten las
oportunidades y desafíos para los autoconsumidores de
energía (Echeverría & Monge Guevara, 2017). Además,
se explica como la ausencia de un marco legal fomenta
una falta de sinergia entre el ente regulador, distribuidores
y autoproductores. Los años expuestos en la Figura 3 han
sido marcados por una falta de consistencia. A pesar de
esto, se aprecia que en el período 2016-2019 la capacidad
instalada tuvo una pendiente positiva. Según el reporte del
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) (ICE, 2020),
esta se debió a la caída de los costos de paneles solares
dentro de ese período.
La creciente saturación de la HC autorizada en varios
circuitos se pudo relacionar con la caída de la capacidad
instalada (Figura 3). Con el MNS, se establecen
restricciones de HC, siendo que un circuito en particular
puede recibir hasta 15% de su demanda máxima anual
(Sistema Costarricense de Información Jurídica, 2015).
Cuando se alcanza el límite de saturación de GD, las
nuevas solicitudes de interconexión son rechazadas. Para
el 2016, se rechazaron el 3% de todas las solicitudes a
nivel nacional (Echeverría & Monge Guevara, 2017).
Posteriormente, dicho porcentaje incrementó debido a la
saturación de los circuitos. La Compañía Nacional de
Fuerza y Luz (CNFL) tiene 10 circuitos cerrados (CNFL,
2023). La Cooperación de Electrificación Rural de San
Carlos (COOPELESCA) tiene el 75% de todos sus
circuitos clausurados (Ministerio de Ambiente y Energía
de Costa Rica, 2020). En la Figura 3 se evidencia que, a
partir de 2019, se inició el descenso de capacidad.
3. Resultados
El resultado comparativo entre regiones se presenta en
la Figura 4, el cual se elaboró según la normalización de
datos explicada en los métodos. Para los casos de Costa
Rica y NT, el valor máximo se encontró en el 2019
seguido por un descenso, mientras que California tuvo un
claro ascenso a partir de ese año. Para el 2021, California
tuvo una capacidad instalada per cápita aproximada de 40
W/habitante, Costa Rica de 2 W/habitante y NT de 74
W/habitante. Una mayor capacidad instalada per cápita
representó mayor participación de prosumidores en el
mercado energético. Los autoproductores de NT
obtuvieron un mayor acceso a potencia instalada,
concediéndoles un mayor volumen de energía para vender
en el mercado energético local. Con el mismo análisis, los
autoproductores en Costa Rica obtuvieron la menor
participación en su mercado energético.
4. Discusión
El contexto regulatorio bajo el cual suceden las alzas y
bajas de las capacidades instaladas se puede sintetizar de
la siguiente manera. En California, la tarifa fue de altura
mediana, aunque su consistencia careció de solidez. El HC
fue cada vez menos restrictivo desde el 2001 hasta el
2016, donde ya no se impuso un límite para dicha
capacidad.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
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Figura 4. Capacidad instalada per cápita en California, Northern Territory y Costa Rica.
En el caso de Costa Rica, la tarifa fue alta, pero de baja
consistencia, donde también se ejerció una regulación HC
a partir de la mitad de los años expuestos. En el caso de
NT, tanto la tarifa como su consistencia fueron altas.
Además, existió la presencia de un HC, pero su
comportamiento a lo largo de los años fue indeterminado.
Con los resultados obtenidos, se constatan las dos
predicciones realizadas por el estudio de Dijkgraaf et al.
(2018). La primera consistió en la verificación de una
tarifa FIT alta combinada con una consistencia sólida que
produjo un aumento en la capacidad instalada
fotovoltaica, como se observó al comparar los casos de
California y NT. Durante los años estudiados, California
cambió su regulación de tarifa FIT dos veces, mientras
que NT solamente una vez. Previo al único cambio en su
tarifa, NT mantuvo la altura máxima de 1:1 por 15 años,
lo que conllevó a una capacidad instalada per cápita
mayor que California.
Para la segunda comprobación, se verificó que la
presencia de una restricción de capacidad desacelera el
aumento de instalaciones fotovoltaicas. En Costa Rica en
2019, se observó que, al cerrar gradualmente varios
circuitos debido a una HC saturada, la curva de capacidad
instalada per cápita inició su descenso. El estudio de
Dijkgraaf et al. (2018) no fue el único en predecir esta
correlación entre el nivel de saturación del HC y la
capacidad instalada. Un informe del crecimiento e
impacto de la generación distribuida en Costa Rica de
2019 ya pronosticaba este evento en el país (ICE, 2020).
Posteriormente, dichos efectos fueron documentados
(Chavarría & Rodríguez, 2021).
La regulación hondureña podría considerar este
análisis para nutrir la NTUARC. Se destaca la
clasificación de usuarios según la magnitud de su
generación y los autoproductores A, B y C. Sin embargo,
no se establece una restricción de HC para estos. Este
lineamiento podría ser explorado considerando los casos
de California y Costa Rica, donde en el primero se liberó
gradualmente la limitación de HC, mientras que en el
segundo se mantuvo estática.
5. Conclusión
Este trabajo presentó un benchmarking y comparó la
efectividad regulatoria de diferentes regiones
internacionales para viabilizar la participación de
autoproductores. Se verificó que la tarifa FIT alta de 1:1
aumentó la capacidad instalada. Además, se comprobó
que la adopción de una restricción de capacidad
desacelera ese aumento.
Para que Honduras acelere su difusión solar en el
mercado residencial, es necesario definir una tarifa
binómica cercana a la relación 1:1 con un período de
vigencia dentro de los lineamientos de la norma técnica.
Esto lograría un mayor número de adopciones solares a
escala residencial y mayor participación del autoproductor
en el mercado energético. El usuario residencial podría
vender sus excedentes de energía a medida que aumente
su capitalización solar. Se recomienda realizar un
levantamiento de usuarios con GD fotovoltaica para
conocer el potencial del mercado actual (e.g. pilotaje en la
zona de Islas de la Bahía). Además, se recomienda realizar
una investigación relacionada con la HC de las redes de
distribución para una participación de autoproductores,
sin impactar negativamente las operaciones del sistema.
6. Contribución de los Autores
CEAM contribuyó en la conceptualización del
problema, revisión de la literatura, obtención de datos,
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
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ápita
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desarrollo de la metodología, análisis y discusión de
resultados y redacción del documento. HA contribuyó en
el análisis y discusión de resultados y en la supervisión y
revisión de la redacción. ODMD contribuyó en la
conceptualización del problema, supervisión del
desarrollo de la metodología, análisis y discusión de
resultados y revisión de la redacción. Todos los autores
leyeron y aprobaron la última versión del manuscrito.
7. Reconocimientos
Al Dr. Esaú Figueroa Escoto por su contribución en la
discusión del problema bajo estudio.
8. Conflictos de Interés
Los autores declaran no tener ningún conflicto de
interés.
9. Referencias Bibliográficas
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