desafíos del sector eléctrico boliviano (parte i)
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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