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Tendencias y desafíos del sector eléctrico boliviano

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Presentación del tema: "Tendencias y desafíos del sector eléctrico boliviano"— Transcripción de la presentación:

1 Tendencias y desafíos del sector eléctrico boliviano
Enrique Gómez

2 Introducción Es 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.

3 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

4 Centrales de Generación Existentes: Termoeléctricas
AGENTE CENTRAL CAPACIDAD EFECTIVA (MW) GUARACACHI 314,27 KARACHIPAMPA 13,91 ARANJUEZ 43,19 TOTAL 371,37 BULO-BULO 89,64 V. HERMOSO CARRASCO 111,86 VALLE HERMOSO 74,23 186,09 COBEE KENKO 18,62 GUABIRA 21 TOTAL TERMOELÉCTRICAS 686,72

5 Centrales de Generación Existentes: Hidroeléctricas
AGENTE CENTRAL CAPACIDAD EFECTIVA (MW) COBEE ZONGO 188,4 MIGUILLAS 20,9 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

6 Generadores comprometidos en los próximos años
FECHA AGENTE CENTRAL MW 01-Dic-09 ENDE Termoeléctrica Entre Ríos 26,1 01-Ene-10 01-Feb-10 01-Mar-10 01-May-10 GUARACACHI Ciclo combinado 82,0 01-Jun-13 MISICUNI Hidroeléctrica, primera Fase 80,0

7 INVERSIÓN (millones US$)*
Nuevos generadores previstos a mediano plazo LOCALIZACIÓN CENTRAL FECHA DE INGRESO INVERSIÓN (millones US$)* INVERSIÓN (US$/kW) MW 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 2 102,29 2.557 40,00 Hidroeléctrica San José, Fase 1 101,86 1.468 69,40 La Paz Hidroeléctrica Tangara y Vilcara Ene-15 357,18 2.135 167,30 Hidroeléctricas río Unduavi Dic-15 65,41 1.454 45,00 Jun-16 650 38,80 Dic-16 886 28,45 Hidroeléctrica Rositas Ene-18 1.231,18 3.078 400,00 May-20 TOTAL 2.342,84

8 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 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 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.

9 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.

10 Sistema Interconectado Nacional Margen de 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 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%

11 Sistema Interconectado Nacional Margen 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 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%

12 Regulación del Sector Eléctrico
Generación: Competencia Perfecta Transmisión: Monopolio Natural Distribución:

13 Equilibrio en Competencia Perfecta
P Una firma P Mercado Demanda CMg CMe Oferta C.Plazo Oferta LP Q Q (firma) (mercado)

14 Demanda y Oferta de Generación
Mercado en Equilibrio Precio Po Oferta Qo Cantidad, MWh; kW

15 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.

16 Incremento de Demanda La mayor demanda incrementa el precio a P1 P1 Po
Nueva Demanda Oferta Qo Cantidad, MWh; kW

17 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.

18 Incremento de Oferta La mayor oferta reduce el precio a P2 Po P2 Qo
Demanda Precio Nueva Oferta Po P2 Oferta Qo Cantidad, MWh; kW

19 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.

20 mercado eléctrico mayorista
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.

21 mercado eléctrico mayorista
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.

22 Precios en moneda constante

23 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, y 2006, elevando el precio de 260 a 320 Bs/MWh, a partir del año 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.

24 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.

25 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 Período Valle Hermoso 2000 – 2008 Kanata Guaracachi 2001 – 2008 Hidroeléctrica Boliviana Corani Bulo – Bulo

26 Rentabilidad de Activos Totales: Promedio ponderado

27 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 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.

28 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.

29 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.

30 Enfoque de análisis alternativo: Inversión Hidroeléctrica rentable
En el supuesto de tener una central hidroeléctrica de 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.

31 Ingresos por 1 MW Tarifas vigentes (sin IVA):
Energía: 132,25 Bs/MWh Potencia: 51,56 Bs/kW-mes Ingresos anuales con factor de planta de 30%: Energía: * 0,30 * 132,25 = Bs Potencia: 12 * 51,56 * = Bs Ingreso Total: Bs Pero estos ingresos deben cubrir también costos de operación y cargas impositivas.

32 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 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.

33 Costos operativos anuales/Ingreso total
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Valle Hermoso 101% 113% 102% 82% 86% 83% 81% 96% Synergia 64% 60% 50% 54% 63% 58% 71% Guaracachi N.D 85% 94% 79% 76% Hid. Boliviana N.D. 315% 100% 93% 88% 120% 74% 69% Corani 48% 56% 49% 52% 66% 53% 51% 67% Bulo-Bulo 65% 72% 89% 117%

34 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.

35 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%.

36 Estructura del Gasto INGRESOS
Para simplificar clasificaremos los costos en sólo dos categorías: Operación, Mantenimiento, Administración INGRESOS Remuneración a la Inversión

37 Caso extremo: Cero Gasto Operativo
Con cero costos de operación, mantenimiento y administración, los ingresos serían destinados sólo a remunerar la inversión Operación, Mantenimiento, Administración Remuneración a la Inversión INGRESOS

38 Inversión correspondiente
Ingreso anual: Bs Rentabilidad: 12% por año Inversión correspondiente: /0,12 = Bs Tipo de cambio: 7,07 Bs/US$ Inversión correspondiente: /7,07/1.000 = 1.139 US$ por kW Remuneración a la Inversión Inversión 1.139 US$/kW INGRESOS Bs/año

39 Caso real: 50% de Gasto Operativo
Si Op., Mant. & Adm. = 50% * Ingreso total: Ingreso anual: Bs Remuneración a inversión: 0,50 * = Bs Rentabilidad: 12% por año Inversión correspondiente: /0,12 = Bs Tipo de cambio: 7,07 Bs/US$ Inversión correspondiente: /7,07/1.000 = 569 US$ por kW 50%: Operación, Mantenimiento, Administración 50%: Remuneración a la Inversión Inversión 569 US$/kW INGRESOS

40 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%.

41 Hidroeléctrica Boliviana Gastos como porcentaje del ingreso
Inversión rentable por kW (US$/kW) Hidroeléctrica Boliviana Kanata Gastos como porcentaje del ingreso 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% Factor de planta 30% 683 626 569 513 456 399 342 285 35% 724 664 604 543 483 423 362 302 765 702 638 574 510 446 383 319 806 739 672 605 538 470 403 336 847 777 706 635 565 494 424 353 888 814 740 666 592 518 444 370 929 852 774 697 619 542 465 387 970 889 808 728 647 566 485 404 1.011 927 843 758 674 590 506 421 1.052 964 877 789 701 614 526 438 80% 1.093 1.002 911 820 729 547 455 85% 1.134 1.039 945 850 756 661 567 472 Corani

42 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

43 Plan de Expansión del SIN
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 40 2014 Laguna Colorada 100 San José, Fase 1 69,4 Tangara y Vilcara 167,3 2015 Río Unduavi 45 2016 Rositas 400 2018

44 Costo de Inversión previsto
Centrales Inversión (000 US$) Potencia (MW) (US$/kW) Factor de planta Misicuni, fase 2 40 2.557 66% L. Colorada 100 3.588 93% S. José, Fase 1 69.4 1.468 74% Tangara, Vilcara 167,3 2.135 60% Río Unduavi 65.410 45 1.454 54% Rositas 400 3.078 70%

45 Gastos como porcentaje del ingreso
Nuevas Centrales Hidroeléctricas San José, Fase 1 Río Unduavi Gastos como porcentaje del ingreso 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% Factor de planta 1.207 1.147 1.086 1.026 966 905 845 785 40% 1.275 1.212 1.148 1.084 1.020 957 893 829 45% 1.344 1.277 1.209 1.142 1.075 1.008 941 873 50% 1.412 1.341 1.271 1.200 1.130 1.059 988 918 55% 1.480 1.406 1.332 1.258 1.184 1.110 1.036 962 60% 1.549 1.471 1.394 1.316 1.239 1.161 1.007 65% 1.617 1.536 1.455 1.374 1.293 1.213 1.132 1.051 70% 1.685 1.601 1.517 1.432 1.348 1.264 1.180 1.095 75% 1.753 1.666 1.578 1.490 1.403 1.315 1.227 1.140 80% 1.822 1.731 1.640 1.548 1.457 1.366 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

46 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 Estos proyectos requerirán cuantiosos subsidios para su ejecución y funcionamiento.

47 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

48 Inversión rentable por kW de potencia con costos operativos al 50% del ingreso
Rio Unduavi Tangara y Vilcara Misicuni, Fase 2 San José, Fase 1 Rositas L. Colorada

49 Ajuste requerido del precio del gas natural
Central Inversión (000 US$) Potencia (MW) (US$/kW) Factor de planta Factor precio energía Precio gas (US$/MPC) Misicuni, fase 2 40 2.557 66% 5,0 6,5 Laguna Colorada 100 3.588 93% San José, Fase 1 69,4 1.468 74% 2,0 2,6 Tangara y Vilcara 167,3 2.135 60% 4,5 5,8 Río Unduavi 65.410 45 1.454 54% 3,0 3,9 Rositas 400 3.078 70% 5,5 7,1

50 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 -, expresados en dólares americanos del año 2007.  Fuente: Plan de Expansión CNDC

51 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.

52 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) 6,89 13,78 20,67 27,56 Ingreso adicional 162.7 162,7 Subsidio / Ingreso 4,2% 8,5% 12,7% 16,9% Los ingresos fiscales se incrementan más aun tomando en cuenta el volumen de gas natural actualmente usado para generar electricidad. Con el volumen del gas natural del año 2007, se estima un incremento adicional de ingresos fiscales del orden de 80 millones de $us.

53 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.

54 Desafío 1, Generar electricidad: Conclusiones
Los proyectos hidroeléctricos seleccionados en el Plan de Expansión 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,

55 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.

56 Desafío 2: Electrificación rural
La cobertura del servicio eléctrico en el área rural es baja y avanza lentamente  Año Hogares Con electricidad Cobertura (%) 2001 24 2002 27 2003 28 2004 30 2005 33 2006 36 2007 39 2008 44

57 Electrificación rural
Se consume poco en el área rural y este consumo es principalmente residencial Categoría Clientes Consumo (kWh/mes) Consumo esp. (kWh/mes) Domiciliaria 5.327 22,6 General 382 66.048 172,9 Industrial 2 68.254 34.127 Al. Público 12 75.873 6.322,8 Otros 9 1.066 118,4 Total 5.732 57,9 (Proyecto de Electrificación Rural Fase I; ELFEC; Diciembre 2008)

58 Electrificación rural
Los costos de operación, excluyendo el costo de inversión, son superiores a los ingresos. En promedio la empresa distribuidora pierde $us 25,22 por cliente, cada año, con la inversión subsidiada en 100%. Evaluación a Diciembre de 2008 Unidades Cliente Promedio ponderado Domiciliario Industrial Comercial Margen operacional (TC= 7,07 Bs./$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) (Experiencias de ELFEC; Marzo 2009)

59 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 $us millones. Periodo Conexiones (US$/conexión) Inversión (millones US$) Etapa I 900 189 Etapa II 1.000 220 Etapa III 1.100 327 Etapa IV 1.200 357

60 Electrificación rural: Conclusiones
La 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 millones para universalizar el servicio eléctrico en el área rural.

61 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).

62 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:

63 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.

64 Desafíos: Conclusiones finales
Las empresas públicas necesitan: Acceso oportuno a recursos de inversión Supresión de restricciones salariales que les impiden contratar personal capacitado Libertad de presiones políticas en sus decisiones de contratación de bienes y servicios. Responsabilidad de alcanzar metas pre-establecidas (accountability) No menciono otros obstáculos como la Ley de Aguas y las demandas de las comunidades locales donde se ubican los proyectos.

65 Una interrogante final:
¿Es factible exportar electricidad?

66 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

67 Precios al consumidor final $us cent/kWh
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

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

69 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

70 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.

71 GRACIAS


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