Transcript Generación de Electricidad en Bolivia: Estado Actual y

El sector eléctrico boliviano
Enrique Gómez
Centrales de Generación Existentes:
Termoeléctricas
AGENTE
GUARACACHI
CENTRAL
GUARACACHI
KARACHIPAMPA
ARANJUEZ
TOTAL
CAPACIDAD EFECTIVA
(MW)
314,27
13,91
43,19
371,37
BULO-BULO
BULO-BULO
89,64
V. HERMOSO
CARRASCO
VALLE HERMOSO
TOTAL
111,86
74,23
186,09
COBEE
KENKO
18,62
GUABIRA
GUABIRA
21
TOTAL TERMOELÉCTRICAS
686,72
Centrales de Generación Existentes:
Hidroeléctricas
AGENTE
CENTRAL
CAPACIDAD EFECTIVA
(MW)
COBEE
ZONGO
188,4
MIGUILLAS
20,9
CORANI
CORANI
149,88
HIDRO. BOLIVIANA
TAKESI
90,35
RIO ELÉCTRICO
YURA
19,05
SYNERGIA
KANATA
7,6
SDB
QUEHATA
1,96
TOTAL HIDROELÉCTRICAS
478,14
Bolivia: Potencia Instalada (MW)
1800
1600
1400
1200
1000
Hidro
Térmica
Total
800
600
400
200
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Bolivia (SIN): Generación 2009 (GWh)
15
0%
59.7
1%
2264.9
40%
3294.9
59%
Hidro
Gas natural
Diesel/Gas
Biomasa
Regulación del Sector Eléctrico
Generación:
Competencia Perfecta
Transmisión:
Monopolio Natural
Distribución:
Monopolio Natural
Desafíos
Desafío 1:
Garantizar el suministro de electricidad al Sistema
Interconectado Nacional, ampliando la capacidad de
generación de electricidad.
Desafío 2:
Universalizar el acceso a la energía eléctrica en el área rural
de Bolivia propuesta en el Programa “Electricidad para Vivir
con Dignidad”
Desafío 3:
Exportar electricidad a los países vecinos
Desafío 1: Problemas en Generación
 Tarifas a generadores son bajas
 Rentabilidades pobres ahuyentan las inversiones
 Amenaza de intervención estatal
Precios Monómicos a Nivel de Generación
Las tarifas reales son descendentes a pesar de reservas decrecientes
24.0
360
22.0
340
320
20.0
16.0
260
14.0
240
Precio monómico US$ constantes del año 1983
Precio monómico Bs constantes del año 2007
May09-Oct-09
Nov08-Abr09
May08-Oct-08
Nov07-Abr08
May07-Oct-07
Nov06-Abr07
May06-Oct-06
Nov05-Abr06
May05-Oct-05
Nov04-Abr05
May04-Oct-04
Nov03-Abr04
May03-Oct-03
Nov02-Abr03
May02-Oct-02
Nov01-Abr02
200
May01-Oct-01
10.0
Nov00-Abr01
220
May00-Oct-00
12.0
Bs/MWh
280
Nov99-Abr00
US$/MWh
300
18.0
SIN: Reserva Mensual, Año 2009
• Existe una tendencia a disminuir
el margen de reserva entre la oferta
y la demanda de electricidad
iniciada a partir del año 2003.
•Los márgenes de reserva están por
encima del 20% hasta el año 2006.
A partir del año 2006, se reduce
gradualmente la reserva alcanzando
niveles inferiores al 10% en el año
2009.
Año
Reserva promedio
2001
25,4%
2002
30,9%
2003
30,8%
2004
27,7%
2005
25,3%
2006
17,3%
2007
15,7%
2008
16,2%
2009
11,1%
SIN: Reserva Mensual, Año 2009
Capacidad Potencia No Potencia
Demanda
bruta
disponible disponible
Reserva
Enero
1113,1
45,0
1.068,1
895,0
173,1 19,3%
Febrero
1118,7
91,2
1.027,5
899,4
128,1 14,2%
Marzo
1121,7
157,0
964,7
907,5
57,2
6,3%
Abril
1130,8
139,7
991,1
921,9
69,2
7,5%
Mayo
1134,3
152,8
981,5
911,4
70,1
7,7%
Junio
1142,7
156,2
986,5
892,0
94,5 10,6%
Julio
1138,3
98,3
1.040,0
917,4
122,6 13,4%
Agosto
1141,5
94,1
1.047,4
947,1
100,3 10,6%
Septiembre
1134,5
104,5
1.030,0
954,9
75,1
7,9%
Octubre
1115,4
93,1
1.022,3
949,7
72,6
7,6%
Noviembre
1120,7
84,0
1.036,7
950,2
86,5
9,1%
Diciembre
1141,6
24,1
1.117,5
942,5
175,0 18,6%
Rentabilidades de las empresas
generadoras
 Se examinó los Estados Financieros de las empresas eléctricas
generadoras: Valle Hermoso, Guaracachi, Corani,
Hidroeléctrica Boliviana, Bulo – Bulo y Kanata.
Estados Financieros Disponibles
Empresa
Valle Hermoso
Kanata
Guaracachi
Hidroeléctrica Boliviana
Corani
Bulo – Bulo
Período
2000 – 2008
2000 – 2008
2001 – 2008
2001 – 2008
2000 – 2008
2001 – 2008
Rentabilidad de Activos (ROA)
8,00%
6,00%
4,00%
ROA
2,00%
0,00%
-2,00%
-4,00%
-6,00%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Años
PROMEDIO PONDERADO TOTAL
PROMEDIO PONDERADO HIDROELÉCTRICAS
PROMEDIO PONDERADO TERMOELÉCTRICAS
2008
ROA: Conclusiones
 A pesar de subir levemente las rentabilidades en los últimos
años, las mismas son insuficientes para atraer nuevas
inversiones ya que la rentabilidad media permanecen en
valores inferiores al 5% anual.
 En estas condiciones, la intervención del Estado en el
financiamiento de inversiones significará en el mediano y
largo plazo un incremento sostenido del correspondiente
peso fiscal. Es decir, estas inversiones no generarán retornos
suficientes para pagar las obligaciones contraídas para su
financiamiento.
Desafío 1: Intervención estatal
 El Estado mantiene deprimidas las tarifas de energía eléctrica




estableciendo un precio tope del gas natural de 1,30 US$ por
millar de pies cúbicos;
Se ha nacionalizado varias empresas de generación el año
2010;
Se ha creado la “Tarifa Dignidad”, un subsidio a los
consumidores residenciales con menos de 70 kWh/mes.
La Tarifa Dignidad beneficia aproximadamente al 50% de los
consumidores residenciales, con una rebaja de 25%.
La Tarifa Dignidad incide en el 1,6% del Ingreso Bruto de los
Generadores y disminuye aun más sus rentabilidades.
Consecuencia: Inversión escasa
Inversiones ejecutadas (MMUS$)
1,400.00
1,200.00
1,000.00
800.00
Generación
Transmisión
600.00
Distribución
Total
400.00
200.00
-
1995-2005
2006-2009
2010
Periodo
Total
Inversión anual media (millones US$/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
TOTAL
72,74
61,51
205,03
25,62
78,20
La inversión estatal en generación es importante el año 2010
Desafío 2: Electrificación rural
La cobertura del servicio eléctrico en el área rural
es baja y avanza lentamente
Año
2001
Hogares
763.242
Con electricidad Cobertura (%)
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
Programa “Electricidad para Vivir
con Dignidad”
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
$us 1.000 millones.
Inversión
Periodo Conexiones (US$/conexión) (millones
US$)
Etapa I
Etapa II
Etapa III
Etapa IV
2006-2010
2011-2015
2016-2020
2021-2025
210.501
220.335
297.500
297.500
900
1.000
1.100
1.200
189
220
327
357
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 $us 1.000 millones para
universalizar el servicio eléctrico en el área rural.
Desafío 3: Exportación de electricidad
Interrogante: ¿Es factible exportar electricidad?
 El sector eléctrico boliviano es pequeño en relación a los países
vecinos.
 La generación de electricidad está subsidiada por el precio del gas
natural de 1,30 US$ 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 pequeño
Consumo de electricidad año 2006 (OLADE)
País
Consumo (TWh)
Relación
Argentina
118,55
22
Brasil
460,5
87
Chile
57,61
11
Paraguay
8,12
1,5
Perú
27,36
5,1
Bolivia
5,32
1,0
Potencial de exportación
Las tarifas eléctricas al consumidor final en Bolivia son
inferiores a las tarifas en los países vecinos (año 2006)
Precios al consumidor
final $us cent/kWh
Residencial
Comercial
Industrial
Argentina
9,72
6,3
6,4
Brasil
19,06
16,64
12,37
Chile
13,06
13,98
8,53
Paraguay
6,17
6,58
4,14
Perú
12,4
10,02
7,31
Bolivia
6,72
10,14
4,68
80.00
550.00
75.00
500.00
70.00
450.00
65.00
400.00
60.00
350.00
55.00
300.00
50.00
250.00
45.00
200.00
40.00
150.00
35.00
100.00
30.00
Año
Bs/MWh
US$/MWh
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
Bs/MWh
600.00
US$/MWh
Tarifas Nominales al Consumidor Final
Mes
Con peaje
Sin peaje
Dic-10
Ago-10
Abr-10
Dic-09
Ago-09
Abr-09
Dic-08
Ago-08
Abr-08
Dic-07
Ago-07
Abr-07
Dic-06
Ago-06
Abr-06
Dic-05
Ago-05
Abr-05
Dic-04
Ago-04
Abr-04
Dic-03
Ago-03
Abr-03
Dic-02
Ago-02
Abr-02
Dic-01
Ago-01
Abr-01
Dic-00
Ago-00
Abr-00
Dic-99
Ago-99
44.0
Abr-99
Dic-98
Ago-98
Abr-98
Dic-97
Ago-97
Abr-97
Dic-96
Ago-96
46.0
Precio Monómico a nivel de
generación
42.0
40.0
38.0
36.0
34.0
32.0
30.0
28.0
26.0
24.0
22.0
20.0
Estudio PNUD: Exportación de electricidad
Costos Marginales
Precios actuales del gas natural
100
Los Costos
Marginales de la
energía eléctrica en
Bolivia son inferiores
a los otros países, a
precios regulados.
(con gas natural
subsidiado)
90
80
US$/MWh
70
60
50
40
30
20
10
0
2014
Chile
2015
2016
Ecuador
2017
2018
Colombia
2019
2020
Perú
2021
2022
Bolivia
Fuente: PNUD
Estudio PNUD: Exportación de electricidad
Costos Marginales
Costo de oportunidad del gas natural
80
Con un costo de
oportunidad del gas
natural de 6US$/MMBTU,
Bolivia y Chile pueden
intercambiar energía en
torno a los 65 US$/MWh.
70
60
US$/MWh
50
40
30
20
10
0
2014
2015
Chile
2016
Ecuador
2017
2018
2019
Colombia
2020
Perú
2021
2022
Bolivia
Conclusiones: Exportación de
electricidad
• Para exportar electricidad, Bolivia debe generar electricidad a
un costo económico inferior al de los países vecinos (sincerando
el precio del gas natural).
• Los proyectos hidroeléctricos sobre el río Madera:
• Necesitan cuantiosas inversiones.
• Proveen electricidad al Brasil.
• Tienen impactos positivos y negativos en territorio
boliviano.
Mirada al futuro
 ¿Cómo se ampliará la capacidad de generación para el
mercado interno boliviano?
 A precios de mercado la alternativa de costo mínimo es la
instalación de generadores termoeléctricos a gas natural
 A precios económicos, se deben construir varias centrales
hidroeléctricas y una geotérmica.
 Existe una distorsión de precios de mercado por el subsidio
al gas natural
Nuevos generadores previstos a
mediano plazo en el Plan Nacional
LOCALIZACIÓN
CENTRAL
FECHA DE
INVERSIÓN
INGRESO (millones US$)*
Tarija
Térmica a gas, LM6000PC
Jun-11
Tarija
Térmica a gas, LM6000PC
Jun-11
Santa Cruz
Guabirá y Yane, Biomasa
Jun-12
Geotermal, Laguna Colorada
Ene-14
Cochabamba
Hidroeléctrica Misicuni, Fase 2
Ene-14
Cochabamba
Hidroeléctrica San José, Fase 1
Ene-14
La Paz
Hidroeléctrica Tangara y Vilcara
Ene-15
La Paz
Hidroeléctricas río Unduavi
Dic-15
Santa Cruz
Térmica a gas, LM6000PC
Jun-16
La Paz
Térmica a gas, LM6000PC
Dic-16
Hidroeléctrica Rositas
Ene-18
Térmica a gas, LM6000PC
May-20
Potosí
Santa Cruz
La Paz
TOTAL
25,22
25,22
N.D.
358,82
102,29
101,86
357,18
65,41
25,22
25,22
1.231,18
25,22
2.342,84
INVERSIÓN
(US$/kW)
741
741
3.588
2.557
1.468
2.135
1.454
650
886
3.078
886
MW
34,02
34,02
39,00
100,00
40,00
69,40
167,30
45,00
38,80
28,45
400,00
28,45
Resumen: Nuevos generadores
previstos a mediano plazo
Inversión
(millones US$)
Hidroeléctricos y geotérmica
Termoeléctricos
Total
2.216,74
126,10
2.342,84
Potencia
(%)
(MW)
(%)
94,6%
5,4%
100,0%
821,70
163,74
985,44
83,4%
16,6%
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$/MPC, mientras que
el precio de exportación es mayor.
 El Estado interviene porque desea reducir el precio de
mercado de la electricidad.
 Esta abierta intervención del Estado en el mercado
eléctrico reduce la rentabilidad de las empresas
generadoras.
Enfoque de análisis alternativo:
Inversión Hidroeléctrica rentable
En el supuesto de tener una central hidroeléctrica
de 1.000 kW (Un MW) de potencia y en función
de los precios con que se remunera a los
generadores actualmente, se puede determinar
cuál debería ser el costo de inversión para una
rentabilidad anual de 12%.
A continuación efectuaremos este análisis.
Parámetros de variación
Se responde a dos interrogantes.
 Primero, qué sucede si la empresa eléctrica tiene
costos de operación, mantenimiento entre 40% y
75% de sus ingresos por venta de electricidad.
 En segundo lugar, cuál será el impacto si la
empresa tiene un factor de planta entre 30% y
85%.
Centrales existentes
 Están caracterizadas por:
 Factor de planta
 Porcentaje de costos de operación vs. ingreso
total
 Interrogante. ¿Qué
pueden pagar?
monto de inversión
Inversión rentable por kW (US$/kW)
Hidroeléctrica Boliviana
Factor de planta
Kanata
Gastos como porcentaje del ingreso
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
30%
683
626
569
513
456
399
342
285
35%
724
664
604
543
483
423
362
302
40%
765
702
638
574
510
446
383
319
45%
806
739
672
605
538
470
403
336
50%
847
777
706
635
565
494
424
353
55%
888
814
740
666
592
518
444
370
60%
929
852
774
697
619
542
465
387
65%
970
889
808
728
647
566
485
404
70%
1.011
927
843
758
674
590
506
421
75%
1.052
964
877
789
701
614
526
438
80%
1.093
1.002
911
820
729
638
547
455
85%
1.134
1.039
945
850
756
661
567
472
Corani
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 construidas
El 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
Laguna Colorada
San José, Fase 1
40
100
69,4
2014
2014
2014
Tangara y Vilcara
Río Unduavi
167,3
45
2015
2016
400
2018
Rositas
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%
65.410
45
1.454
54%
1.231.180
400
3.078
70%
Río Unduavi
Rositas
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 Hidroeléctricas
San José, Fase 1
Río Unduavi
Factor de planta
Gastos como porcentaje del ingreso
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
0%
1.207
1.275
1.344
1.412
1.480
1.549
1.617
1.685
1.753
5%
1.147
1.212
1.277
1.341
1.406
1.471
1.536
1.601
1.666
10%
1.086
1.148
1.209
1.271
1.332
1.394
1.455
1.517
1.578
15%
1.026
1.084
1.142
1.200
1.258
1.316
1.374
1.432
1.490
20%
966
1.020
1.075
1.130
1.184
1.239
1.293
1.348
1.403
25%
905
957
1.008
1.059
1.110
1.161
1.213
1.264
1.315
30%
845
893
941
988
1.036
1.084
1.132
1.180
1.227
35%
785
829
873
918
962
1.007
1.051
1.095
1.140
Las otras centrales están fuera del rango del cuadro,
es decir no son rentables ni con costos operativos
cero
80% 1.822 1.731 1.640 1.548 1.457 1.366 1.275 1.184
85% 1.890 1.795 1.701 1.606 1.512 1.417 1.323 1.228
90% 1.958 1.860 1.762 1.664 1.567 1.469 1.371 1.273
Nuevas Centrales Hidroeléctricas
Conclusión:
 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.
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: [email protected]
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