Enrique Gómez

Tendencias y desafíos del sector eléctrico boliviano

IntroducciónEs importante tener en mente las ingentes

necesidades de inversión para alcanzar las metas de la Nueva Constitución Política en lo que se refiere a la universalidad del acceso a los servicios públicos.

La sostenibilidad de esta política se verá seriamente perjudicada si las inversiones del sector público y privado no logran rentabilidades adecuadas. De ser asi, sólo una fracción privilegiada de la población boliviana se beneficiará con las inversiones que la limitada capacidad financiera del Estado permita.

En el caso del sector eléctrico, la expansión del servicio es intensiva en capital, por lo cual sus inversiones requerirán especial cuidado. Adicionalmente, es obvio que las primeras inversiones favorecerán en forma particular a las poblaciones urbanas.

DesafíosDesafío 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

Centrales de Generación Existentes:Termoeléctricas

AGENTE CENTRALCAPACIDAD EFECTIVA

(MW)GUARACACHI GUARACACHI 314,27

KARACHIPAMPA 13,91ARANJUEZ 43,19

TOTAL 371,37

BULO-BULO BULO-BULO 89,64

V. HERMOSO CARRASCO 111,86VALLE HERMOSO 74,23

TOTAL 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

Generadores comprometidos en los próximos años

FECHA AGENTE CENTRAL MW

01-Dic-09 ENDE Termoeléctrica Entre Ríos 26,1

01-Ene-10 ENDE Termoeléctrica Entre Ríos 26,1

01-Feb-10 ENDE Termoeléctrica Entre Ríos 26,1

01-Mar-10 ENDE Termoeléctrica Entre Ríos 26,1

01-May-10 GUARACACHI Ciclo combinado 82,0

01-Jun-13 MISICUNI Hidroeléctrica, primera Fase 80,0

Nuevos generadores previstos a mediano plazo

LOCALIZACIÓN CENTRAL FECHA DE INGRESO

INVERSIÓN (millones US$)*

INVERSIÓN (US$/kW)

MW

Tarija Térmica a gas, LM6000PC Jun-1125,22 741 34,02 Tarija Térmica a gas, LM6000PC Jun-1125,22 741 34,02 Santa Cruz Guabirá y Yane, Biomasa Jun-12 N.D. 39,00 Potosí Geotermal, Laguna Colorada Ene-14358,82 3.588 100,00 Cochabamba Hidroeléctrica Misicuni, Fase 2 Ene-14102,29 2.557 40,00 Cochabamba Hidroeléctrica San José, Fase 1 Ene-14101,86 1.468 69,40 La Paz Hidroeléctrica Tangara y Vilcara Ene-15357,18 2.135 167,30 La Paz Hidroeléctricas río Unduavi Dic-1565,41 1.454 45,00 Santa Cruz Térmica a gas, LM6000PC Jun-1625,22 650 38,80 La Paz Térmica a gas, LM6000PC Dic-1625,22 886 28,45 Santa Cruz Hidroeléctrica Rositas Ene-181.231,18 3.078 400,00 La Paz Térmica a gas, LM6000PC May-2025,22 886 28,45 TOTAL 2.342,84

Plan de Expansión 2010 – 2020:Nuevas Inversiones

El monto total de inversión previsto expresado en dólares americanos constantes del año 2009 para los proyectos identificados en el cuadro anterior asciende a 2.342 millones de dólares;

Si se añade la primera fase del proyecto Misicuni (102,29 millones de dólares) y las cuatro turbinas a gas natural de Entre Ríos (90 millones de dólares), la inversión total se eleva a 2.524 millones de dólares;

Es decir, se requiere invertir aproximadamente 250 millones de dólares por año en proyectos de generación de electricidad para satisfacer la demanda prevista.

Este monto no incluye las inversiones en el sistema de transmisión de electricidad ni tampoco las inversiones en la red de gasoductos.

Funcionamiento del mercado eléctrico mayorista

El mercado eléctrico requiere condiciones de equilibrio Demanda/Oferta instantáneas;

La Demanda y la Oferta se modulan constantemente;

La operación en condiciones de seguridad y confiabilidad requiere de una reserva de al menos 10% para responder a eventuales fallas;

Se ha examinado los niveles de demanda, oferta y margen de reserva de potencia en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el periodo Noviembre 1999 – Octubre 2009.

Sistema Interconectado NacionalMargen de Reserva Mensual, 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%

• 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.

Sistema Interconectado NacionalMargen de Reserva Mensual, Año 2009

Capacidad bruta

Potencia No disponible

Potencia disponible

Demanda 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%

Regulación del Sector Eléctrico

Equilibrio en Competencia Perfecta

P Una firma P

Mercado

Demanda CMg CMe

Oferta C.Plazo

Oferta LP

Q Q

(firma) (mercado)

Demanda y Oferta de Generación

Precio

Cantidad, MWh; kW

Po

Qo

Mercado en EquilibrioDemanda

Oferta

Equilibrio en Competencia Perfecta

En Condiciones de Equilibrio:Precio de equilibrio;La firma cubre todos sus costos de

producción;Logra un retorno razonable al

capital invertido.

Incremento de Demanda

Precio

Cantidad, MWh; kW

Po

Qo

La mayor demanda incrementa el precio a P1

Demanda

Oferta

Nueva Demanda

P1

Desequilibrio en Competencia Perfecta

Exceso de Demanda:Precio sube;La firma percibe utilidades

extraordinarias;Logra elevados retornos al capital

invertido;Se atrae nuevas inversiones;La oferta se incrementa;El precio retorna a equilibrio.

Incremento de Oferta

Precio

Cantidad, MWh; kW

Po

Qo

Demanda

Oferta

Nueva Oferta

P2

La mayor oferta reduce el precio a P2

Desequilibrio en Competencia Perfecta

Exceso de Oferta:Precio baja;La firma no percibe utilidades ( o pierde);No logra retornos suficientes al capital

invertido;Se desincentiva nuevas inversiones;La oferta se paraliza (o se reduce);El precio retorna a equilibrio.

Funcionamiento del mercado eléctrico mayorista

La reserva evolucionó a niveles críticos inferiores al 10% deseable;

El correcto funcionamiento de los mecanismos de mercado debió elevar las tarifas percibidas por las empresas generadoras;

Sus ganancias, también debieron crecer, lo cual debería reflejarse en mayores rentabilidades, para incentivar la ejecución de nuevas inversiones.

Precios en el mercado eléctrico mayorista

En el mercado eléctrico se hace distinción entre la energía entregada, que se expresa en megawatios-hora (MWh) y la potencia o capacidad instantánea de generación, que se expresa en kilowatios (kW).

Para simplificar se examinan únicamente los precios monómicos, los cuales son simplemente resultado de dividir el valor monetario total de la electricidad (energía y potencia) generada, por los MWh entregados.

Precios en moneda constante

Precios Monómicos a Nivel de Generación

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

22,0

24,0

No

v99

-Ab

r00

May

00

-Oct

-00

No

v00

-Ab

r01

May

01

-Oct

-01

No

v01

-Ab

r02

May

02

-Oct

-02

No

v02

-Ab

r03

May

03

-Oct

-03

No

v03

-Ab

r04

May

04

-Oct

-04

No

v04

-Ab

r05

May

05

-Oct

-05

No

v05

-Ab

r06

May

06

-Oct

-06

No

v06

-Ab

r07

May

07

-Oct

-07

No

v07

-Ab

r08

May

08

-Oct

-08

No

v08

-Ab

r09

May

09

-Oct

-09

US$

/MW

h

200

220

240

260

280

300

320

340

360

Bs/

MW

h

Precio monómico US$ constantes del año1983Precio monómico Bs constantes del año 2007

Precios en moneda constante

Los precios expresados en US$ constantes muestran una tendencia descendente desde el año 2000 hasta el año 2004, de 23 US$/MWh a 15 US$/MWh. A partir del año 2004 se elevan ligeramente y se mantienen en torno a 17 US$/MWh.

Este resultado es un indicador de un funcionamiento incorrecto del mercado eléctrico que debió elevar la tarifa real en un periodo en el que la oferta se hace gradualmente insuficiente.

Cuando se expresa la tarifa en Bs. constantes del año 2007 el resultado es similar, si bien muestra en repunte de precios en los años 2004, 2005 y 2006, elevando el precio de 260 a 320 Bs/MWh, a partir del año 2006 la tarifa percibida por las empresas generadoras desciende de 320 a menos de 220 Bs/MWh.

Nuevamente, esta evolución constituye una señal de funcionamiento incorrecto del mercado eléctrico.

Precios en moneda constante: Conclusiones

Se concluye, que si bien el mercado eléctrico intentó responder al incremento de la demanda (o incremento insuficiente de la oferta) elevando el precio nominal percibido por las empresas generadoras de electricidad, este incremento fue insuficiente tomando en cuenta los procesos inflacionarios.

Si los incrementos de precio nominal fueron insuficientes, su impacto se debería percibir en una caida de las rentabilidades percibidas por las empresas generadoras. Este punto es objeto de análisis a continuación.

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.

Empresa PeríodoValle Hermoso 2000 – 2008Kanata 2000 – 2008Guaracachi 2001 – 2008Hidroeléctrica Boliviana 2001 – 2008Corani 2000 – 2008Bulo – Bulo 2001 – 2008

Estados Financieros Disponibles

Rentabilidad de Activos Totales: Promedio ponderado

Rentabilidad de Activos (ROA)

-6,00%

-4,00%

-2,00%

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Años

RO

A

PROMEDIO PONDERADO TOTAL PROMEDIO PONDERADO HIDROELÉCTRICAS PROMEDIO PONDERADO TERMOELÉCTRICAS

ROA: ConclusionesA 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 el caso de las centrales termoeléctricas, a pesar del considerable subsidio que reciben mediante el precio reducido del gas natural, sus rentabilidades son insuficientes para financiar el pago de la deuda contraída.

Peor aun es la situación de las centrales hidroeléctricas (actuales y futuras). Las rentabilidades son insuficientes para darles viabilidad financiera.

A esto se añade el impacto de la Tarifa Dignidad que reduce más aun las rentabilidades.

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.

Centrales Hidroeléctricas

El Estado (a través de la AE) 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.

Centrales Hidroeléctricas

Cualquier intervención estatal en un mercado introduce elementos de incertidumbre que ahuyentan inversiones privadas.

A Bolivia le conviene que las nuevas generadoras a ser instaladas sean en su mayoría hidroeléctricas (Plan de Expansión 2010 – 2020).

El subsidio al gas natural perjudica a las empresas hidroeléctricas reduciendo sus rentabilidades.

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.

Ingresos por 1 MW

Tarifas vigentes (sin IVA):Energía: 132,25 Bs/MWhPotencia: 51,56 Bs/kW-mes

Ingresos anuales con factor de planta de 30%:

Energía: 8.760 * 0,30 * 132,25 = 347.540 Bs

Potencia: 12 * 51,56 * 1.000 = 618.737 BsIngreso Total: 966.277 Bs

Pero estos ingresos deben cubrir también costos de operación y cargas impositivas.

Costos anuales/Ingreso total

No es razonable suponer que exista una empresa sin los costos operativos.

De acuerdo con los Estados Financieros de las empresas eléctricas generadoras correspondientes a los años 2000 - 2008 los costos de operación, mantenimiento, administración y depreciación, excluyendo costos financieros, IUE, y otros gastos, equivalen a un porcentaje de los ingresos por venta de electricidad que está en un rango entre un mínimo de 49% (Corani, año 2002) y valores que sobrepasan el 100% y por lo tanto significan pérdidas en lugar de utilidades.

Costos operativos anuales/Ingreso total

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Valle Hermoso 101% 113%102% 82% 102% 86% 83% 81% 96%

Synergia 64% 60% 50% 54% 63% 58% 54% 58% 71%

Guaracachi N.D 85% 85% 94% 79% 76% 86% 85% 94%

Hid. Boliviana N.D. 315%100% 93% 94% 88% 120% 74% 69%

Corani 48% 56% 49% 52% 66% 53% 51% 60% 67%

Bulo-Bulo N.D. 65% 72% 74% 89% 86% 79% 79% 117%

Costos operativos anuales/Ingreso total

Los costos ocupan porcentajes mayores en el caso de las empresas termoeléctricas cuya inversión inicial es relativamente menor, pero cuyos costos operativos incluyen la compra de combustible.

Por otra parte, cada empresa hidroeléctrica tiene un factor de planta distinto. A mayor factor de planta mayor será la energía generada por kW disponible y mayor será la inversión que puede pagarse por kW.

En consecuencia, es necesario tomar en cuenta este factor para calcular la inversión que podría financiarse con las tarifas eléctricas vigentes a nivel de generación.

Costos operativos anuales/Ingreso total

Es necesario responde a dos interrogantes. Primero, qué sucede si la empresa eléctrica tiene costos de operación, mantenimiento y administración distintos al 50% de sus ingresos por venta de electricidad.

En segundo lugar, cuál será el impacto si la empresa tiene un factor de planta distinto al 30%.

Estructura del Gasto

Para simplificar clasificaremos los costos en sólo dos categorías:

Operación, Mantenimiento, Administración

Remuneración a la Inversión

Caso extremo: Cero Gasto Operativo

Con cero costos de operación, mantenimiento y administración, los ingresos serían destinados sólo a remunerar la inversiónOperación,

Mantenimiento, Administración

Remuneración a la

Inversión

Ingreso anual: 966.277 BsRentabilidad: 12% por añoInversión correspondiente: 966.277/0,12 =

8.052.312 BsTipo de cambio: 7,07 Bs/US$Inversión correspondiente:

8.052.312/7,07/1.000 =

1.139 US$ por kW

Inversión correspondiente

INGRESOS

966.277 Bs/año

Remuneración a la

Inversión

Inversión1.139

US$/kW

Caso real: 50% de Gasto OperativoSi Op., Mant. & Adm. = 50% * Ingreso

total:Ingreso anual: 966.277 BsRemuneración a inversión: 0,50 * 966.277

= 483.139 BsRentabilidad: 12% por añoInversión correspondiente: 483.139/0,12 =

4.026.156 BsTipo de cambio: 7,07 Bs/US$Inversión correspondiente:

4.026.156/7,07/1.000 =

569 US$ por kW

50%: Operación, Mantenimiento, Administración

50%: Remuneración a la Inversión

Inversión

569 US$/kW

Análisis de Sensibilidad

Dos interrogantes:Qué sucede si la empresa eléctrica

tiene costos de operación, mantenimiento y administración distintos al 50% de sus ingresos por venta de electricidad.

Cuál será el impacto si la empresa tiene un factor de planta distinto al 30%.

Inversión rentable por kW (US$/kW)Kanat

a

Corani

Hidroeléctrica Boliviana

Inversión rentable por kW (US$/kW)

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

Plan de Expansión del SINEl 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 2014

Laguna Colorada

100 2014

San José, Fase 1

69,4 2014

Tangara y Vilcara

167,3 2015

Río Unduavi 45 2016

Rositas 400 2018

Costo de Inversión previsto

CentralesInversión(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 HidroeléctricasSan José,

Fase 1Río Unduavi

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.

Una opción: Elevar el precio del gas natural

El precio del gas natural que se entrega para la generación de electricidad está subsidiado y es inferior al precio de exportación.

Una elevación del precio del gas natural elevaría el precio que perciben las empresas generadoras por la energía eléctrica.

A continuación se examina el precio del gas natural que se requiere para hacer rentables las inversiones en los nuevos proyectos hidroeléctricos

Inversión rentable por kW de potencia con costos operativos

al 50% del ingresoSan José, Fase 1

Rio Unduavi

L. Colorada

Tangara y Vilcara

Misicuni, Fase 2

Rositas

Ajuste requerido del precio del gas natural

CentralInversión(000 US$)

Potencia(MW)

Inversión(US$/kW)

Factor de planta

Factor precio energía

Precio gas (US$/MPC)

Misicuni, fase 2 102.290 40 2.557 66% 5,0 6,5

Laguna Colorada 358.818 100 3.588 93% 5,0 6,5

San José, Fase 1 101.860 69,4 1.468 74% 2,0 2,6

Tangara y Vilcara

357.180 167,3 2.135 60% 4,5 5,8

Río Unduavi 65.410 45 1.454 54% 3,0 3,9

Rositas 1.231.180 400 3.078 70% 5,5 7,1

Precios del gas natural en el mercado internacional

Año US$/MMBTU

2009 4,20

2010 5,11

2011 5,48

2012 5,60

2013 5,74

2014 5,92

2015 6,16

2016 6,38

2017 6,60

2018 6,82

2019 7,12

2020 7,47

Precios internacionales referenciales de exportación del gas natural a partir de los precios del gas natural en Estados Unidos, proyectados por la “Energy Information Administration” (“Henry Hub Spot Price – Precio HB -, www.eia.doe.gov), expresados en dólares americanos del año 2007.  Fuente: Plan de Expansión 2010-2920. CNDC

Propuesta:

Elevar el precio del gas natural a $us 4,0 por millar de pies cúbicos, manteniendo congelada la Tarifa Dignidad que se aplica a los consumidores residenciales de bajos ingresos.

Cubrir el costo del subsidio a la Tarifa Dignidad con los ingresos provenientes de la venta del gas natural cuyo consumo ha sido evitado, suponiendo un precio de exportación de $us 4,0 por millar de pies cúbicos.

Efecto secundario: elevación de tarifas

Precio del gas natural

1,30

1,95

2,60

3,25 3,90

Incremento del costo al consumidor final

1,00 1,17 1,33 1,50 1,67

Subsidio adicional (millones $us)

0 6,8913,7

820,6

727,5

6

Ingreso adicional (millones $us)

162.7

162,7

162,7

162,7

Subsidio / Ingreso4,2%

8,5%

12,7%

16,9%

Conclusión

El incremento de ingresos de Bolivia por la exportación adicional de gas natural es muy superior al costo de mantener el subsidio Tarifa Dignidad incrementando el precio del gas natural.

Desafío 1, Generar electricidad: Conclusiones

Los proyectos hidroeléctricos seleccionados en el Plan de Expansión 2010-2020 necesitarían elevar el precio del gas natural hasta un máximo de 7 US$/MPC.

Un incremento menor, a sólo 4,0 US$/MPC sería suficiente para inducir inversiones en nuevos proyectos hidroeléctricos.

Estos ajustes del precio del gas natural no están en contradicción con las previsiones de precio del gas natural que podría obtener Bolivia exportando a los países vecinos,

Efecto secundario: elevación de tarifas

Al elevarse el precio del gas natural, se elevará el precio de la electricidad entregada a los consumidores finales.

El impacto social de esta elevación de tarifas podría ser amortiguado manteniendo fija la tarifa a los consumidores de bajos ingresos, beneficiados por la Tarifa Dignidad.

Bolivia se beneficiaría al incrementarse la generación hidroeléctrica, que disminuiría el consumo interno de gas natural, permitiendo su exportación a precios superiores a 1,30 US$/MPC.

Desafío 2: 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

Electrificación rural

Categoría Clientes Consumo (kWh/mes)

Consumo esp. (kWh/mes)

Domiciliaria 5.327 120.534 22,6

General 38266.048 172,9

Industrial 268.254 34.127

Al. Público 1275.873 6.322,8

Otros 91.066 118,4

Total 5.732 331.775 57,9

Se consume poco en el área rural y este consumo es principalmente residencial

(Proyecto de Electrificación Rural Fase I; ELFEC; Diciembre 2008)

Electrificación rural

Evaluación a Diciembre de 2008 Unidades

Cliente Promedio ponderadoDomiciliario Industrial Comercial

Margen operacional (TC= 7,07 Bs./$US) $US/año

(31,50) 198,75

61,20

(25,22)

Valor Actual del margen operacional (25 años; 10,1%)

$US (283,74)

1.790,27

551,29

(227,16)

Los costos de operación, excluyendo el costo de inversión, son superiores a los ingresos.En promedio la empresa distribuidora pierde $us 25,22 por cliente, cada año, con la inversión subsidiada en 100%.

(Experiencias de ELFEC; Marzo 2009)

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: ConclusionesLa electrificación rural no es atractiva para las

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

La empresa distribuidora requeriría de un bono adicional del orden de $us 25 por cliente rural, cada año.

Alternativamente, la empresa distribuidora requeriría de un bono adicional, pagadero una sola vez, del orden de $us 227 por cliente rural.

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

Desafíos: Conclusiones finales

El sector eléctrico boliviano requerirá inversiones importantes en los próximos años.

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

Las empresas privadas necesitan:

Libertad de intervención estatal en el mercado eléctrico ya que la misma introduce elementos de incertidumbre que ahuyentan inversiones privadas.

Desafíos: Conclusiones finalesLas empresas públicas necesitan:

Acceso oportuno a recursos de inversiónSupresión de restricciones salariales que

les impiden contratar personal capacitadoLibertad de presiones políticas en sus

decisiones de contratación de bienes y servicios.

Responsabilidad de alcanzar metas pre-establecidas (accountability)

Una interrogante final:

¿Es factible exportar electricidad?

Desafío 3: Exportación de electricidad

El mercado eléctrico de los países vecinos es de mayor dimensión que el de Bolivia

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

Exportación de electricidad

Las tarifas eléctricas en Bolivia son inferiores a las tarifas en los países vecinos

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

Exportación de electricidad

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

Exportación de electricidad

Tomando en cuenta el costo de oportunidad del gas natural, 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).

• El mercado geográficamente más próximo es el SING-Chile que permitiría flujos bi-direccionales de electricidad.

• Los proyectos hidroeléctricos sobre el río Madera:

• Necesitan cuantiosas inversiones.• Proveen electricidad al Brasil.• Tienen impactos positivos y negativos en

territorio boliviano.