Tendencias de la Regulación Energética

1. Tendencias de la Regulación Energética
¿Tercera Generación de Reformas?
Ing. Eduardo Zolezzi
Consultor del Banco Mundial
Ex-Regulador del Sector Energía en Perú
Lima, 24 de Noviembre de 2010
5to Congreso Iberoamericano de
Regulación Económica

2. Tendencias de la Regulación Energética
¿Tercera Generación de Reformas?
Contenido
Contexto Mundial (Motivación)
Contexto Energético Nacional
Regulación Energética
Situación Actual de la Regulación del
Sector Eléctrico Peruano
Agenda Regulatoria / Recomendaciones

3. Tendencias de la Regulación Energética
¿Tercera Generación de Reformas?
Contexto Mundial (Motivación)
Cambio Climático por efecto antropogénico del aumento
de las emisiones de gases de efecto invernadero (GHG)
Aumento del consumo de energía, principalmente de
aquella proveniente de los combustibles fósiles
Producción de petróleo ha llegado, o está por llegar, a su
pico (creando gran volatilidad en su precio)
Reciente (y creciente) explotación de grandes recursos
de gas natural no convencional (causando una baja de
precios y su desacoplamiento respecto a los precios del
petróleo)

4. Rango Variación de Temperatura por el
Cambio Climático
Cambio Esperado de Temperatura (respecto a era pre-industrial)

5. Potenciales Efectos del Calentamiento Global

6. Emisiones CO2 por Habitante y PBI - 2007
Toneladas de CO2 por Habitante Kilogramos de CO2 por US Dólar

7. % Consumo Final de Energía por Tipo - 2008
Fósiles
78%
Nuclear 2.8%
Renovables
19%
Generación Eléctrica por
Viento/Solar/Biomasa/
Geotermia: 0.7%
Bio-Combustibles: 0.6%
Agua Caliente, Calefacción
Mediante Solar/Biomasa/
Geotermia: 1.4%
Hidroelectricidad: 3.2%
Biomasa
Tradicional: 13%

8. % Electricidad por Fuente Energética - 2008
Fósiles
68%
Nuclear
13%
Hidro
16%
Otras
Reno-
vables
3%

9. Producción de Petróleo (millones de barriles/día)
Petróleo no Convencional
Líquidos de GN
Petróleo: campos a ser
descubiertos
Petróleo: campos a ser
desarrollados
Petróleo: campos en actual
producción
Precio esperado del petróleo al 2035 (según la IEA): US$113 (en dólares de 2009)

10. Oferta Mundial y Costos de Producción de GN
Volumen (Tera – 1012 – metros cúbicos)
Nota: Tight = Arenas Compactas; Shale = Esquistos; CMB = Metano en Yacimientos de Carbón
Progreso tecnológico presiona los
costos de producción a la baja

11. Efecto GN no Convencional en Importación USA
Nota: AEO = Annual Energy Outlook de la Energy Information Agency de USA

12. Precios del Gas Natural en Henry Hub

13. Precios Relativos del Petróleo y el GN
Nueva Tendencia: 16.93
Promedio: 9.13
Nota: Basado en el contenido calórico, teóricamente la relación de precios debería ser 6 a 1

14. Tendencias de la Regulación Energética
¿Tercera Generación de Reformas?
Contexto Energético Nacional
Introducción del gas natural como una de las fuentes
energéticas principales del país
Importantes recursos energéticos, tanto de fuentes
renovables de energía como fósiles “limpios” (el GN)
Cambio de la matriz energética en el mediano y largo
plazo (¿más verdes de lo que ya somos?)
Uso de los recursos de energía renovables (uso interno
y exportación)

15. Perú – Matriz Energética 2007

16. Cambio Composición Energética 1990 - 2008
Electricidad Industria

17. Potencial Hidroeléctrico de Perú
Respecto al técnicamente aprovechable
26.6

18. Potencial Eólico de Perú

19. Radiación Mundial y Potencial Solar de Perú

20. Reservas Reservas Demanda
*Reservas Recuperables de Gas Seco - Informe de Reservas Pluspetrol al 31.12.08 (TCF) MEM 3.3.09
**Reservas Probables (TCF) MEM 17.2.09
***Reservas Probadas (TCF) según Auditoría Gaffney, Cline & Associates con fecha efectiva 28 de febrero del 2009 MEM 16.6.09
Reservas y Demanda de GN de Camisea 2009-2029
Dos Visiones
Diferentes

21. Escenario 1 al 2028: “Business As Usual”
Electricidad Industria

22. Escenario 2: Máximo Beneficio Ambiental
Electricidad Industria

23. Tendencias de la Regulación Energética
¿Tercera Generación de Reformas?
Regulación Energética

24. Medio Ambiente / Cambio Climático
Precio de la Energía
Seguridad
Energética
Acceso a
Energías
Modernas
Suministro
Energético
Eficiente,
Confiable, Limpio y
Económico
Marco de Referencia Regulación Energética

25. Mercado Competitivo (Ideal) en Electricidad
En un mercado de libre competencia y con un sistema
económicamente adaptado (en forma continua), el costo
marginal de corto plazo (el “spot”) es igual al costo marginal
de largo plazo (e igual al costo promedio mínimo).
Bajo estas condiciones, un precio igual al costo marginal de
corto plazo (solo de energía), debería generar ingresos
suficientes para cubrir los costos totales de producción (costos
fijos/inversión y costos variables/ operación y mantenimiento).
Mercados solo de energía requieren rentas de escasez para
cubrir costos de inversión, creando volatilidad en los precios
marginales (spot).

26. Características del Mercado en Electricidad
La realidad de los mercados eléctricos demuestra que la existencia
de ciertas particularidades, no presentes en otros mercados, hacen
que no se den las condiciones de un mercado competitivo ideal o
cercano al ideal. Por ejemplo:
La demanda debe ser satisfecha instantáneamente.
La electricidad no puede ser almacenada (por lo menos eficiente y
económicamente).
Las leyes físicas que gobiernan los sistemas eléctricos dificultan el
funcionamiento de mercados.
La necesidad de mantener una reserva importante para hacer frente a
requerimientos inesperados de la demanda o reducciones de la oferta, crean
condiciones muy complejas de mercado de largo plazo.
Fuerte interacción de las congestiones de transmisión con el mercado de
energía.

27. Característica de las Inversiones en Generación
Las inversiones en generación son típicamente intensivas en
capital, irreversibles y dependientes de otras partes de la
cadena de producción-consumo. Por otra parte, cambios en
los mercados financieros, por ejemplo en las tasas de interés,
tienen un impacto significativo en la rentabilidad de los
proyectos. Pero quizá lo más importante es la presencia de
ciclos de inversión, en los cuales la presencia de altos precios
induce a mayores inversiones hasta que se crea un exceso de
oferta que precipita una caída de precios, que desalienta
nueva inversión. Luego el proceso se revierte. Por lo tanto, el
flujo de ingresos es bastante inestable.

28. Ciclo “Natural” de Inversión en Generación
Precio
Tiempo
Competencia y Exceso de
Capacidad Causa Caída de
Costo Nueva
Capacidad
Precios
Precios Bajos
Estimulan la Demanda
Nueva Capacidad Restaura
Adecuado Margen de Reserva
Exceso de Capacidad
los Precios Caen
Disminuye Exceso Capacidad
Precios se Incrementan
Cambio de Ciclo
de Inversiones
Mejoras Tecnológicas y
Competencia Reducen Costo
de Nueva Capacidad
Precios Altos y Cambio de Ciclo
Reducen la Demanda
Disparador
Inversiones

29. Regulación de la Transmisión
Sistema Planificado (Regulador o Grupo Técnico
Define Requerimientos; tarifa generalmente en base a
tasa de retorno y costos O&M “razonables”)
Por Contrato (tarifa en base a anualidades del Costo
Total del Servicio – inversión y costos O&M
“razonables”; estabilidad financiera del contrato)
Por incentivos de acuerdo a “perfomance” (tarifa por
“price-cap” o por RPI-X)
Iniciativa Privada - “Merchant” (tarifa basada en el
Costo de Oportunidad de usar el sistema - uso del costo
de congestión y de derechos de transmisión)

30. Esquemas de Regulación de “Redes”
Costo del Servicio (Regulación de Tasa de Retorno)
Se regula principalmente la tasa de retorno de la empresa, a través de la
“base tarifaria” (que representa los ingresos requeridos calculados en
base a los costos)
Regulación por Incentivos – Benchmark
Controla los precios aplicados por las empresas en vez de sus utilidades.
La tarifa es reducida (aumentada) en un determinado porcentaje conocido
como factor X, o factor de productividad, en cada periodo tarifario
(Price-cap o RPI-X)
Regulación por Incentivos – Yardstick
La tarifa es determinada para una empresa teórica modelo que provee un
servicio con ciertas características técnicas y es eficiente en la expansión
de sus instalaciones y en su operación y mantenimiento. La empresa
modelo, por lo tanto, establece la base contra la cual la empresa real tiene
que medir su operación.

31. Redes Inteligentes (GD, FER, AE, AC, EE)
Infraestructura de Sistemas de Información y Comunicaciones
(DER=Fuentes de Generación Distribuidas)
Google PowerMeter: “Software” de Monitoreo
de Consumo de Energía en Hogares
Microsoft Hohm: “Software” y Equipo de
Monitoreo de Consumo de Energía en Hogares

32. Mecanismos de Regulación Para Limitar CO2
El “Cap-and-trade” combina un tope regulatorio sobre las
emisiones de gases invernadero, con esquemas comerciales
de mercado que funcionan como instrumentos financieros de
“permisos” para producir estas emisiones (MDL).
Un impuesto al carbono es una tasa impositiva al contenido
de carbono en los combustibles — en la práctica un impuesto
a las emisiones de dióxido de carbono ( CO2) producidas al
quemar los combustibles fósiles. Un impuesto al carbono
debe ser neutral respecto a los ingresos, lo que significa que
muy poco (salvo los costos administrativos) de los ingresos
por este impuesto deben ser conservados por el gobierno.

33. Precio del Carbono
El Precio del Carbono : Es el que hay que pagar por la
emisión de 1 tonelada de CO2 (equivalente) a la
atmósfera. Económicamente, el precio del carbono es el
costo social (o precio sombra) de evitar la emisión de una
unidad adicional de CO2 equivalente. En la práctica, este
precio muchas veces se iguala a la tasa del impuesto al
carbono (si este existe) o al precio de los certificados o
permisos de emisión. En el caso de existir estudios
económicos sobre medidas potenciales de mitigación, el
costo del carbono se puede estimar como la tasa de corte
de los costos marginales de abatimiento correspondientes.

34. Incentivos a Renovables (1)
A nivel mundial, sin duda alguna el enfoque más utilizado para el
apoyo tarifario para las energías renovables es la denominada tarifa
“feed-in”, en la cual los proveedores de electricidad están obligados a
comprar electricidad generada por energías renovables a un precio
tecnológico específico basado en la estimación de los costos del
productor.
El segundo enfoque consiste en establecer una tarifa preferencial
basada en los costos evitados por el comprador. Aunque este sistema es
económicamente racional (sobre todo porque el mercado decide sobre
cuáles son las tecnologías que deben implementarse), tiene oposición
entre quienes apoyan las energías renovables sencillamente porque a
menudo la tarifa no da paso a las tecnologías de mayor costo.

35. Incentivos a Renovables (2)
Un tercer enfoque consiste en que se fije una cantidad de energía
renovable que las compañías distribuidoras están obligadas a comprar
(usualmente como un porcentaje de sus necesidades totales), y aplicar
penalidades significativas en caso de incumplimiento. Aunque este
enfoque no es de mercado, puede tener una racionalidad económica si
las metas se fijan sobre las estimaciones de la demanda de renovables
que sea económicamente eficiente.
El principal problema con este enfoque es que a menos que las
cantidades se fijen por tecnología, quienes proponen alternativas de
energía renovable de relativo alto costo (respecto a otras renovables)
no serían escogidas.

36. Tendencias de la Regulación Energética
¿Tercera Generación de Reformas?
Situación Actual de la Regulación
del Sector Eléctrico Peruano

37. Regulación de la Generación
Operación en base a despacho por orden de mérito por costos
de O&M de las unidades.
Transacciones en el mercado mayorista en base al costo
marginal del sistema. Desacoplamiento de los precios de los
contratos.
Pago de capacidad (potencia) separado del pago de energía;
en base a Precio Base de la Potencia (unidad teórica de punta
determinada administrativamente), la potencia firme de las
unidades y el nivel de reserva/s establecido.
Sistema de subastas (licitaciones públicas) de los
requerimientos de potencia/energía de las distribuidoras
(competencia por el mercado en contraposición de
competencia en el mercado)
Precio regulado de generación será un promedio de precios de
subasta, precios de contratos “libres” y el precio en el
mercado “spot.”

38. Precio
Oferta
00
P
Precio del
Sistema
D
Demanda
Curva de Demanda
Curva de Oferta
Despacho Económico por Orden de Mérito

39. Hidroeléctricas TV
Carbón
TV
Residual TGas
65
US$/kW-año
Define el Costo Marginal
de Potencia
Los precios incluyen el costo de la turbina + la conexión y el efecto del TIF y el MRFO
120
176
283
CMgP
PRECIO BASICO DE
LA POTENCIA
DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y
UBICACIÓN DE LA MAQUINA
DE PUNTA
COSTOS DE INVERSION DE LA
MAQUINA DE PUNTA Y SU
CONEXION
Precio Básico de la Potencia

40. Sistema de Subastas de Suministro (1)
La demanda prevista de los usuarios regulados, al menos para los
próximos dos años, debe ser contratada en su totalidad por los
distribuidores. Este suministro se puede establecer mediante: a) la
contratación directa a un precio no mayor al de las tarifas de generación
determinadas por el regulador, o b) contratos resultantes de subastas
competitivas. Los contratos pueden ser hasta de 20 años.
Los distribuidores podrán combinar sus demandas para participar
conjuntamente en las subastas de suministro, y los grandes usuarios (de
libre contratación) pueden solicitar incorporar sus demandas en una
subasta de suministro.
Los distribuidores deben llamar a las subastas de suministro con una
anticipación no menor de tres años antes de los requerimientos de la
demanda, y con una duración contractual de no menos de cinco años
El regulador establecerá un precio máximo en cada subasta, sobre el cual
ninguna oferta será aceptada. Este precio máximo se mantendrá en
reserva. El regulador podrá modificar el precio máximo aceptable
después de cada ronda si la subasta queda desierta.

41. Sistema de Subastas de Suministro (2)
Los distribuidores podrán optar entre un procedimiento de “sobre cerrado” o un
sistema electrónico de subasta de tipo “reloj descendente”.
Las cantidades ofrecidas por los generadores (potencia y energía asociada) deben
ser especificadas para cada mes del año, y no pueden reducirse en los años
durante el período ofrecido .
Las ofertas son aceptadas en orden ascendente de precios, de la más baja hasta la
más alta que sea inferior o igual al precio máximo establecido, hasta copar la
cantidad de energía requerida, o hasta que ya no haya más ofertas. A las ofertas
ganadoras se les paga el precio ofertado (una subasta de precios discriminados).
El precio máximo, que es mantenido en reserva, es hecho público en el caso de
que la subasta es declarada total o parcialmente desierta (cuando el cien por
ciento de la cantidad demandada no ha sido cubierta), y que al menos una de las
propuestas haya ofertado un precio superior al precio máximo.
Si las subastas son llamadas con una anticipación de más de tres años, los
distribuidores recibirán un incentivo de pago, que será añadido al precio de
suministro de las subastas y pasado a los consumidores. El incentivo no podrá ser
superior a 3 % del precio resultante de las subastas.
Aplicación de un “descuento” al precio ofertado por generación hidroeléctrica
que participen en las subastas de suministro, en la comparación de precios con
las otras tecnologías (básicamente la generación térmica).

42. Regulación de la Transmisión
Plan de Transmisión
Instalaciones
Construidas por
Agentes Fuera del
Plan de Transmisión
Instalaciones
Sometidas a
Licitación
Instalaciones
Construidas por
Agentes, sin
Licitación
Contratos
CTS (30 años)
El CTS se asigna en proporción al “Beneficio
Económico” que otorga la línea a los
generadores y a los consumidores
Cálculo de Costo
Eficiente
Sistema
Complementario
Remuneración por Contrato.
La Tarifa se Fija con los Mismos
Principios del Sistema
Secundario de Transmisión

43. Criterios Planificación de la Transmisión
Criterios Técnicos (Mínimos) de Desempeño (p.e.
rango de tensiones; flujos máximos; estabilidad;
etc.)
Criterios Técnico-Económicos
• Criterio de Salidas N-1
• Criterios Económico-Operativos
Horas de Despacho No Económico (HDN)
MWh de Flujos Interrumpidos (MFI)
• Criterios Económicos de Beneficio y Costo
El Valor Presente del Costo Total (VPCT)
Valor Presente del Pago Anual de la Demanda por Energía (VPPD)

44. Metodología Planificación de la Transmisión
Esta metodología involucra cuatro
pasos:
Formular adecuadamente el problema,
en términos de Opciones, incertidumbres
y Atributos.
Crear una base de datos (conjunto
relacionado de incertidumbres-opciones-
atributos) y expandirla a efectos de
obtener información representativa de un
número importante de escenarios.
Efectuar el análisis de trade-off.
En caso de no encontrar soluciones
robustas, complementar el análisis
Trade-off con el análisis de minimizar el
máximo arrepentimiento (Minimax).
Nivel de demanda
Ubicación de generadores
Flujos de líneas
Otras
Costo
Congestión
Calidad
Otros
Nivel de tensión
Ubicación de líneas
Número de circuitos
Otras
Enfoque metodológico de solución de compromiso
(“tradeoff”)

45. Remuneración de la Distribución
La tarifa es determinada para una empresa teórica modelo que
es comparada con las empresas de distribución reales (una
combinación de Benchmark y Yardstick regulation)
La tarifa es denominada Valor Agregado de Distribución
(VAD) que considera:
• Costos asociados al usuario, independiente del consumo
• Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento por
unidad de demanda suministrada
• Pérdidas estándar de energía y potencia
Costo estándar de inversión es igual a la anualidad del Valor
Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado

46. Regulación por VNR y COyM (VAD)
VNR
Empresas de
Distribución
VAD Final
Determinación
de Sectores
Típicos
COyM
Empresas de
Distribución
Estudio de
Costos del
VAD
Empresa
ModeloTarifa Base
VAD
Constantes y Variables
de Cálculo
Ep
FBP
FEE
Factores de Expansión de
Pérdidas
Factores de Coincidencia
Factores de Contribución
Horas de Utilización
TmTm ≤≤ TIRTIR ≤≤ TMTM
Ajuste VAD
Ingresos
Si
No

47. aVNR = FR x VNR
aVNR : Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo
FR : Factor de Recuperación
VNR : Valor Nuevo de Reemplazo
i = tasa de actualización (actualmente 12%)
n = tiempo de vida económica (por ejemplo 30 años)
(1+i)n - 1
i (1+i)n
FR =
…..…....
VNR
aVNR aVNR aVNRaVNR
Años 0 1 2 3 30
(para 12% el FR es 0,124144)
Cálculo de la Anualidad del VNR

48. El Estado de la Distribución en Perú
Estructuras y Gestiones muy Diversas
Mercado de alta densidad, muy rentable, con gestión
privada eficiente (Edelnor, Luz del Sur)
Mercados de media densidad, rentables, con gestión
pública eficiente (p.e. Distriluz, Seal, Electrosur Este)
Mercados de baja densidad, poco rentables, con gestión
pública no muy eficiente
Mercados dispersos de muy baja densidad, no rentables,
con gestión pública ineficiente
Proyectos del MEM de expansión de servicio eléctrico
rural, altamente subsidiados o con gestión muy
deficitaria (p.e. Adinelsa)

49. Indicador de los Costos de Inversión y Explotación en Distribución
Sector 1
Zona Urbana
Alta Densidad
Sector 2
Zona Urbana
Media Densidad
Sector 3
Zona Urbana
Baja Densidad
Sector 4
Zona Urbana-Rural
Sector 5
Zona Rural
Proyectos de
Rural
Electrificación
El Problema de las Tarifas Rurales

50. Ley de Promoción de Renovables
Energía Requerida: 5% de consumo nacional de electricidad y una
tasa de crecimiento no menor a la del año anterior, menos la
producción de energía del año anterior de las RERs adjudicadas (en
las RERs adjudicadas no se cuentan las hidroeléctricas).
Las subastas se realizarán con una periodicidad no menor a dos años.
Las bases establecen porcentajes de participación de cada tipo de
tecnología en la Energía Requerida.
OSINERMIN establece la Tarifa Base (realmente tope) para cada tipo
de tecnología. Adjudicaciones se hacen en orden de mérito (precio
ofertado), separadamente para cada tipo de tecnología según
porcentajes, hasta completar la energía requerida.
Si no se logra cubrir porcentaje de una tecnología, se completa,
proporcionalmente, con ofertas excedentes de otras tecnologías.

51. Primera Subasta de Renovables de Perú - 2010

52. Tendencias de la Regulación Energética
¿Tercera Generación de Reformas?
Agenda Regulatoria / Recomendaciones

53. Establecer ”disparadores” de seguridad de suministro, en
conjunto con metas de reserva “optimas”
Reexaminar el pago por capacidad (pasar de un sistema
administrado a uno que incorpore señales de mercado)
“Afinar” el sistema de subastas de suministro, combinando
señales de corto y largo plazo (p.e. duración de contratos no
mayor a 10 años; obligación de contratar menor al 100%)
Establecer portafolio “oficial” de proyectos de energías
renovables y subastas “especiales” de estos proyectos
Establecer un Grupo de Vigilancia del Mercado Eléctrico,
independiente del regulador, el Estado y los agentes
Recomendaciones Regulación Generación

54. La regulación por empresa teórica modelo parece estar
llegando a su límite (es costosa y complicada). Hay que
estudiar si una regulación más simple puede ser mas
adecuada para capturar las mejoras en eficiencia productiva.
Introducir en la regulación de la distribución las nuevas
tecnologías: la generación distribuida; la administración de
carga; las redes inteligentes; etc.)
Avanzar en la regulación tarifaria de la generación con
fuentes de energías renovables conectadas a las redes de
distribución.
Actualizar la tasa de retorno de referencia, considerando que
las condiciones económicas y financieras han cambiado
considerablemente en los mas de 15 años de la reforma.
Recomendaciones Regulación Distribución

55. Definir la Política/Estrategia Nacional de Desarrollo
Sectorial (y el uso de los recursos naturales energéticos)
Aclarar el Rol Fundamental del Estado en el Sector
(evitar/eliminar la confusión de los roles de promotor,
planificador, regulador, fiscalizador y “empresario”)
Consolidar la Independencia del Regulador (del gobierno
y de los grupos de interés privados)
Establecer Regulación para la Importación y Exportación
Energética (¿dentro de un mercado regional?)
Consolidar/Reestructurar la Regulación Sectorial
(¿reformas de 3ra generación?)
Recomendaciones Institucionales

56. La gobernanza corporativa (GC) de las Empresas Públicas (EPs) se
refiere a las reglas que definen las relaciones entre una EP, el
Estado como su propietario y la sociedad. La GC de la mayoría de
EPs de los países en desarrollo es generalmente muy débil o
inexistente en la práctica. Existen dos problemas fundamentales: (i)
Los políticos y los oficiales de gobierno no actúan como accionistas
normales que hacen sus inversiones de acuerdo a la rentabilidad
esperada, sino que muchas veces presionan a la empresa pública
para lograr metas no comerciales; y (ii) los gobiernos tienen que
hacer frente a un conflicto de intereses al actuar tanto como
regulador y definidor de políticas y como proveedor de servicios, lo
que lleva muchas veces a actuar de forma mas o menos arbitraria en
la formulación o la aplicación de las reglas, ya sea para proteger a
las EPs o para lograr metas no comerciales.
Gobernanza Corporativa de las Empresas Públicas

57. Recomendaciones Sobre Empresas Públicas
Redefinir el rol del estado en la propiedad de las EPs en el
sector eléctrico
Redefinir el rol de FONAFE en las EPs del sector,
principalmente en la gestión/gerencia de las mismas
Selección de directores de las EPs independientes de la
gestión pública
Someter la fiscalización financiera de las empresas a
auditoria independiente de la CGR
Establecer un sistema mas ágil de supervisión de
inversiones y contrataciones (en sustitución del SNIP y el
OSCE)
Difundir el accionariado, pero con un contrato societario
con transferencia real de la gestión (y una política adecuada
de reparto de utilidades)

58. Evaluación Ambiental Estratégica (1)

59. Evaluación Ambiental Estratégica (2)

60. Muchas Gracias por su Atención
Composición: Vista de la Tierra de noche desde el espacio