desafíos del sector eléctrico boliviano (parte i)

Carmen Crespo

Rio de Janeiro, Agosto 2010

Desafíos del Sector Eléctrico Boliviano(Parte I)

Contenido

Descripción del Sector Eléctrico Boliviano Desafío 1: Readecuación institucional Desafío 2: Redefinición de la regulación de precios y tarifas Propuesta de definición de precios

Descripción del Sector Eléctrico Sistema (s) Interconectado

Nacional (SIN) Aislados Supervisados

Aislados No Regulados

Supervisado por la Autoridad Regulatoria (AE)

Si Si No

Poblaciones interconectadas

Si No No

Energía primaria Hídrica (41%), gas natural y diesel oil, biomasa

97% Térmica (gas natural y diesel oil), 3% hidro

Térmica (diesel oil), solar, micro centrales hidráulicas

Potencia efectiva 1164,2 204,8 sd

Sistema Interconectado Nacional

Organización Institucional

Desafío 1: Readecuación institucional

Nueva estructura institucional: Redefina roles institucionales para los gobiernos

nacional y subnacionales (departamentales y municipales)

Redefina roles entre las institucionesLa AE no debe tener tuición sobre el tema de

competenciaLa AE no debe tener tuición sobre el tema de

defensa del consumidor Incorpore la participación y control social

Propuesta de Distribución General de Competencias en el Sector Eléctrico

Sistemas Eléctricos Generación Transmisión Distribución Sistema Interconectado Nacional

Nacional Nacional Nacional, excepto la operación que debe

ser municipal

Sistemas Aislados

Localizados en más de un municipio

Departamental

Localizados en un solo municipio Municipal

Desafío 2: Redefinición de la regulación de precios y tarifas en el SIN

Composición del precio final en el SIN

•Tarifa estampilla•Problemas de regulación

•Incentivos a la sobreinversión•Problemas de regulación

Supone mercado competitivo

Determinación de precios de generación en el SIN

Precios de generación en el mercado eléctrico mayorista

Precio spot (basado en costos marginales)

Precio de nodo (ponderado por la demanda y actualizado por una tasa (actualmente 12%)

Las distribuidoras cargan a sus tarifas el precio de nodo

0

50

100

150

200

250

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Nodo Kenko

Precio spot Precio nodo

Mercado Eléctrico MayoristaCOMO DEBERÍA SER COMO ES

Libre entrada de generadores al mercado

Restricción de entrada por seis años

Mercado Eléctrico MayoristaCOMO DEBERÍA SER COMO ES

Basado en contratos de suministro de largo plazo (mínimo 80% de la demanda máxima de las distribuidoras según la Ley de Electricidad)

No existen contratos

Competencia entre un gran número de generadores y distribuidores

Concentrado

Mercado Eléctrico MayoristaCOMO DEBERÍA SER COMO ES

Competencia entre un gran número de generadores y distribuidores

Concentrado

ELECTROPAZ (Nodo Kenko)

0

20

40

60

80

100

120

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Precio contrato Precio spot

ELFEO (Nodo Vinto)

0

20

40

60

80

100

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Precio contrato Precio spot

Indicadores de concentración por la demanda

1999 2004 2009n 11 11 11

CR2 64,7 66,9 59,3CR3 81,9 85,1 75,7CR4 88,3 91,4 81,7HHI 2482 2654 2222

10000/n 909,1 909,1 909,1

Indicadores de concentración por la oferta

1997 2001 2005 2009n 4 8 8 10

CR2 57,5 57,9 48,2 48,8CR3 82,1 74,0 66,2 65,8CR4 100,0 87,6 80,2 80,6HHI 2590 2268 1874 1910

10000/n 2500 1250 1250 1000

Mercado Eléctrico MayoristaCOMO DEBERÍA SER COMO ES

Competencia entre generadores termoeléctricos a través de la declaración de precios de gas natural

Precio es único fijado por el gobierno – se elimina competencia

Precio de gas natural de acuerdo al costo de oportunidad

El precio fijado es de US$ 1,30 /MPCPrecio promedio de exportación: US$ 6/MPC (aproximado)

Inversión anual media (millones US$/año)

Período 1995-2005 2006-2009 2010 Total

Generación 37,27 8,96 159,33 37,82

Transmisión 11,07 17,18 45,70 14,76

Distribución 24,40 35,37 - 25,62

TOTAL 72,74 61,51 205,03 78,20

La inversión estatal en generación es importante el año 2010

Consecuencias de precios bajos del gas natural

Disminución de los niveles de reserva

Falta de incentivos en la exploración y explotación de gas natural

Subsidio de los productores de gas y petróleo y de los gobiernos subnacionales a los consumidores finales de electricidad (VAN 2010 –26: 35% de los ingresos del sector de hidrocarburos)

Solución: inversión pública

Mercado Eléctrico MayoristaCOMO DEBERÍA SER COMO ES

La diferencia de costos marginales entre las hidros y termos provee incentivos para la generación hídrica

•Desincentivo a generación hídrica•Propuesta de la ENH: fijar el precio del gas natural en casi 0US$/MPC!!!

Mercado Eléctrico MayoristaCOMO DEBERÍA SER COMO ES

Despacho de carga buscando minimizar el costo de operación (despacho óptimo)

Seguridad de áreas: áreas cautivas (competencia restringida eliminada por áreas)

Ejemplo de generación forzada: Caso Sucre – Central Aranjuez

Propuesta: Mejorar los incentivos en el mercado eléctrico mayorista

Hacer cumplir la Ley de Electricidad: contratos de largo plazo entre generadores y distribuidores.

Levantar la restricción de que sólo se reconozca precio de nodo para las tarifas de distribución.

Propuesta: Mejorar los incentivos en el mercado eléctrico mayorista

Vender el gas natural a las generadoras eléctricas a su costo de oportunidad (precio paridad de exportación)

Consecuencias:Mejorar los ingresos de las productoras de gas naturalMejorar los ingresos de los gobiernos subnacionalesMejora incentivos a la hidroeléctricasMejora incentivos a la inversiónAumenta margen de reserva (confiabilidad del sistema)

Propuesta: Mejorar los incentivos en el mercado eléctrico mayorista

Subir las tarifas de electricidad al consumidor final requiere medidas complementarias:

Opción de política 1: focalizar subsidios Opción de política 2: políticas de eficiencia

energética en el consumo final