Enrique Gómez

El sector eléctrico boliviano(continuación)

Desafío 3: Exportación de electricidadInterrogante: ¿Es factible exportar electricidad?

El sector eléctrico boliviano es pequeño en relación a los países vecinos.

La generación de electricidad está subsidiada por el precio del gas natural de 1,30 US$ por millar de pies cúbicos.

El precio del gas natural en el mercado internacional es superior. (5 a 7 US$ por millar de pies cúbicos)

El sector eléctrico boliviano es pequeñoConsumo de electricidad año 2006 (OLADE)

País Consumo (TWh) Relación

Argentina 118,55 22Brasil 460,5 87Chile 57,61 11Paraguay 8,12 1,5Perú 27,36 5,1Bolivia 5,32 1,0

Potencial de exportaciónLas tarifas eléctricas al consumidor final en Bolivia son inferiores a las tarifas en los países vecinos (año 2006)

Precios al consumidor final $us cent/kWh Residencial Comercial Industrial

Argentina 9,72 6,3 6,4

Brasil 19,06 16,64 12,37

Chile 13,06 13,98 8,53

Paraguay 6,17 6,58 4,14

Perú 12,4 10,02 7,31

Bolivia 6,72 10,14 4,68

Estudio PNUD: Exportación de electricidad

Los Costos Marginales de la energía eléctrica en Bolivia son inferiores a los otros países, a precios regulados.

Fuente: PNUD

Estudio PNUD: Exportación de electricidad

Con un costo de oportunidad del gas natural de 6 US$/MMBTU, Bolivia y Chile pueden intercambiar energía en torno a los 65 US$/MWh

Conclusiones: Exportación de electricidad

• Para exportar electricidad, Bolivia debe generar electricidad a un costo económico inferior al de los países vecinos (sincerando el precio del gas natural).

• Los proyectos hidroeléctricos sobre el río Madera: • Necesitan cuantiosas inversiones.• Proveen electricidad al Brasil.• Tienen impactos positivos y negativos en territorio

boliviano.

Desafío 4: Cambio en la matriz energética El Plan de expansión del sector eléctrico

boliviano prevé la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas

Mirada al futuro ¿Cómo se ampliará la capacidad de generación para el

mercado interno boliviano? A precios de mercado la alternativa de costo mínimo es la

instalación de generadores termoeléctricos a gas natural A precios económicos, se deben construir varias centrales

hidroeléctricas y una geotérmica. Existe una distorsión de precios de mercado por el subsidio

al gas natural

Nuevos generadores previstos a mediano plazo en el Plan NacionalLOCALIZACIÓN CENTRAL FECHA DE

INGRESOINVERSIÓN

(millones US$)*INVERSIÓN (US$/kW) MW

Tarija Térmica a gas, LM6000PC Jun-11 25,22 741 34,02 Tarija Térmica a gas, LM6000PC Jun-11 25,22 741 34,02 Santa Cruz Guabirá y Yane, Biomasa Jun-12 N.D. 39,00 Potosí Geotermal, Laguna Colorada Ene-14 358,82 3.588 100,00 Cochabamba Hidroeléctrica Misicuni, Fase 2 Ene-14 102,29 2.557 40,00 Cochabamba Hidroeléctrica San José, Fase 1 Ene-14 101,86 1.468 69,40 La Paz Hidroeléctrica Tangara y Vilcara Ene-15 357,18 2.135 167,30 La Paz Hidroeléctricas río Unduavi Dic-15 65,41 1.454 45,00 Santa Cruz Térmica a gas, LM6000PC Jun-16 25,22 650 38,80 La Paz Térmica a gas, LM6000PC Dic-16 25,22 886 28,45 Santa Cruz Hidroeléctrica Rositas Ene-18 1.231,18 3.078 400,00 La Paz Térmica a gas, LM6000PC May-20 25,22 886 28,45 TOTAL 2.342,84

Resumen: Nuevos generadores previstos a mediano plazo

Inversión Potencia(millones US$) (%) (MW) (%)

Hidroeléctricos y geotérmica 2.216,74 94,6% 821,70 83,4%Termoeléctricos 126,10 5,4% 163,74 16,6%

Total 2.342,84 100,0% 985,44 100,0%

Fuente: Plan de Expansión del SIN 2010-2020; CNDC

Conclusiones: Centrales Hidroeléctricas

El Estado fija los precios de la energía y potencia y los mantiene por debajo de equilibrio.

A fin de bajar el precio de la energía eléctrica, el gobierno de Bolivia subsidia el precio del gas natural manteniéndolo debajo de 1,3 US$/MPC, mientras que el precio de exportación es mayor.

El Estado interviene porque desea reducir el precio de mercado de la electricidad.

Esta abierta intervención del Estado en el mercado eléctrico reduce la rentabilidad de las empresas generadoras.

Enfoque de análisis alternativo:Inversión Hidroeléctrica rentable

En el supuesto de tener una central hidroeléctrica de 1.000 kW (Un MW) de potencia y en función de los precios con que se remunera a los generadores actualmente, se puede determinar cuál debería ser el costo de inversión para una rentabilidad anual de 12%.A continuación efectuaremos este análisis.

Parámetros de variación

Se responde a dos interrogantes. Primero, qué sucede si la empresa eléctrica tiene

costos de operación, mantenimiento entre 40% y 75% de sus ingresos por venta de electricidad.

En segundo lugar, cuál será el impacto si la empresa tiene un factor de planta entre 30% y 85%.

Centrales existentes Están caracterizadas por:Factor de plantaPorcentaje de costos de operación vs. ingreso

total

Interrogante. ¿Qué monto de inversión pueden pagar?

Inversión rentable por kW (US$/kW)Kanata

Corani

Hidroeléctrica Boliviana

Conclusión:

A los precios vigentes en el mercado eléctrico, las más importantes centrales hidroeléctricas de Bolivia no están en condiciones de financiar costos de inversión superiores a los 600 US$ por kW, si quieren tener rentabilidades del orden de 12% por año

Nuevas Centrales a ser construidasEl Plan de Expansión recientemente elaborado por el CNDC, por encargo del gobierno identifica la conveniencia de construir nuevas centrales hidroeléctricas:

Proyecto Potencia (MW) Año de operación

Misicuni, Fase 2 40 2014Laguna Colorada 100 2014San José, Fase 1 69,4 2014Tangara y Vilcara 167,3 2015Río Unduavi 45 2016Rositas 400 2018

Costo de Inversión previsto

Centrales Inversión(000 US$)

Potencia(MW)

Inversión(US$/kW)

Factor de planta

Misicuni, fase 2 102.290 40 2.557 66%

L. Colorada 358.818 100 3.588 93%

S. José, Fase 1 101.860 69.4 1.468 74%

Tangara, Vilcara 357.180 167,3 2.135 60%

Río Unduavi 65.410 45 1.454 54%

Rositas 1.231.180 400 3.078 70%

Nuevas centrales

Están caracterizadas por:Factor de planta Inversión prevista

Interrogante. ¿Qué porcentaje de costos de operación pueden enfrentar para tener una rentabilidad de 12% a su inversión?

Nuevas Centrales HidroeléctricasSan José, Fase 1

Río Unduavi

Las otras centrales están fuera del rango del cuadro, es decir no son rentables ni con costos operativos cero

Nuevas Centrales HidroeléctricasConclusión: A las tarifas eléctricas vigentes en el mercado mayorista los

ingresos no cubrirán los costos de operación y de pago de la deuda contraída para los proyectos hidroeléctricos cuya ejecución está prevista en los próximos años de acuerdo con las recomendaciones del Plan de Expansión 2010-2020.

Estos proyectos requerirán cuantiosos subsidios para su ejecución y funcionamiento.

Desafío 5: Electrificación rural

Año Hogares Con electricidad Cobertura (%)2001 763.242 186.752 24

2002 780.962 211.805 27

2003 799.236 226.557 28

2004 815.358 243.595 30

2005 824.044 271.685 33

2006 842.758 302.043 36

2007 860.099 336.750 39

2008 877.979 388.148 44

La cobertura del servicio eléctrico en el área rural es baja y avanza lentamente

Programa “Electricidad para Vivir con Dignidad”

Periodo Conexiones(US$/conexión)Inversión (millones US$)

Etapa I 2006-2010 210.501 900 189Etapa II 2011-2015 220.335 1.000 220Etapa III 2016-2020 297.500 1.100 327Etapa IV 2021-2025 297.500 1.200 357

El programa tiene como objetivo lograr una cobertura de 100% en el área rural, el año 2025. Para su ejecución se requerirá una inversión del orden de $us 1.000 millones.

Electrificación rural: Amenazas El consumo de electricidad en el área rural es muy bajo, del

orden de 20 kWh/mes. La electrificación rural no es atractiva para las empresas

distribuidoras, incluso si el 100 % de la inversión es asumida por el Estado.

Se requiere invertir más de $us 1.000 millones para universalizar el servicio eléctrico en el área rural.

Desafíos: Conclusiones finales Para atender el mercado interno, el sector eléctrico boliviano

requerirá inversiones importantes en los próximos años en generación, transmisión, distribución y electrificación rural.

Para lograr un despegue económico es imperativo que dichas inversiones sean ejecutadas eficientemente.

Una de las condiciones que se requiere para lograr eficiencia en el uso de los recursos es eliminar las distorsiones de precios (gas natural).

Desafíos: Conclusiones finales (continúa)

Tanto las empresas públicas como las privadas deben obtener retornos razonables a sus inversiones, que les permitan generar nuevos recursos de inversión para continuar con la expansión del servicio eléctrico.

Existen otros obstáculos adicionales que enfrentan las empresas públicas y privadas que dificultan lograr eficiencia, y los mencionamos a continuación:

Desafíos: Conclusiones finales (continúa)

Las empresas privadas necesitan:

No intervención estatal en el mercado eléctrico ya que la misma introduce elementos de incertidumbre que ahuyentan inversiones privadas.

Claridad y estabilidad en las “reglas de juego”

Desafíos: Conclusiones finales (continúa)Las empresas públicas necesitan:

Acceso oportuno a recursos de inversión Supresión de restricciones salariales que les impiden

contratar personal capacitado Ser libres de presiones políticas en sus decisiones de

contratación de bienes y servicios.Responsabilidad de alcanzar metas pre-establecidas

(accountability)

Desafíos: Conclusiones finales (continúa)

• Para exportar electricidad, Bolivia debe generar electricidad a un costo económico inferior al de los países vecinos.

• Los proyectos hidroeléctricos sobre el río Madera: • Necesitan cuantiosas inversiones.• Proveen electricidad al Brasil (monopsonio).• Tienen impactos positivos y negativos en

territorio boliviano.

GRACIAS Enrique Gómez E-mail: egomez645@supernet.com.bo Tel. (591) 44-257815 Cel. (591) 717-26390 Cochabamba - Bolivia