1 PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO BOLIVIANO Y EL RIO MADERA

Simposio sobre Ríos Transfronterizos. Caso Río Madera

Planificación del sistema eléctrico boliviano y el Río Madera I-1

PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO BOLIVIANO Y EL RIO MADERA

Dr. Ing. Enrique Gómez D’Angelo Ing. Eléctrico, Dr. en Economía, Ex Gerente ENDE, Docente UMSS-UPB, Cochabamba-Bolivia

[email protected], [email protected]

1 INTRODUCCIÓN Esta presentación forma parte del Simposio organizado para el análisis del potencial de la utilización de los recursos hídricos en la zona del Río Madera, en territorio principalmente boliviano, que compartimos también con la República del Brasil He dividido la presentación en tres partes:

• La Planificación del Sector Eléctrico en Bolivia; • Estado Actual de la Planificación del Sector Eléctrico en Bolivia; • El Sector Eléctrico Boliviano en el Contexto Regional del Río Madera

En la primera parte se narra la evolución del esquema institucional y de las funciones de planificación del sector eléctrico boliviano desde la década de los 60 hasta el presente, incluyendo la Reforma del Sector ejecutada en los años 90 y concluyendo en los desafíos de la coyuntura actual. En la segunda parte se resume las características de los ejercicios de planificación del sector eléctrico boliviano desde la década de los 90 hasta el presente. Se evidencia una contradicción entre la expansión más favorable al país y la expansión que resulta de las señales que el mercado eléctrico da a los inversionistas. Los precios de mercado del gas natural utilizado para generar electricidad son tan bajos que decretan la inconveniencia financiera de construir centrales hidroeléctricas. Este resultado está en contradicción con la expansión más conveniente a los intereses de la sociedad boliviana, que favorecería la construcción de un mayor número de centrales hidroeléctricas. En la tercera parte se explica la situación geográfica de los proyectos hidroeléctricos del Río Madera en el contexto nacional e internacional. Se concluye que estos proyectos estarán destinados principalmente al mercado eléctrico del Brasil.

2 LA PLANIFICACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO EN BOLIVIA

• RESUMEN HISTÓRICO En la década de los años 60, el desarrollo y la expansión del servicio eléctrico boliviano era de responsabilidad casi exclusiva del sector privado. El crecimiento de los centros urbanos y de la actividad minera sobrepasó la capacidad de respuesta del sector privado y el sector eléctrico boliviano entró en una crisis de déficit de oferta, manifestado en la ciudad de Cochabamba en continuos racionamientos del servicio.



El Estado boliviano en ese momento no tenía la capacidad técnica, ni los recursos financieros para enfrentar este desafío. Con apoyo de organismos internacionales de desarrollo el gobierno de Bolivia decidió la creación de la Empresa Nacional de Electricidad. Mediante el Decreto Supremo Nº 05999 de 9 de febrero de 1962, se creó ENDE, asignándole las siguientes responsabilidades:

• Ejecutar el Plan Nacional de Energía en todos aquellos aspectos en los cuales no participe la iniciativa privada;

• Procurar permanentemente soluciones a las demandas de energía eléctrica; • Proceder al estudio, construcción y operación de plantas eléctricas que junto con líneas

de transmisión, puedan reemplazar los sistemas deficientes y antieconómicos existentes en diferentes zonas del país;

• Hacerse cargo de la producción, transmisión, distribución compra y venta de energía eléctrica en ciudades y otros centros donde no existe este servicio o donde las organizaciones que lo administran sean inadecuadas para efectuarlo racionalmente, tratando en lo posible de crear cooperativas eléctricas o pequeñas empresas que se encargarán posteriormente de la distribución en baja tensión de la energía;

• Ejecutar la programación en detalle de las metas del Plan General de Energía Eléctrica en las áreas a su cargo, de acuerdo a los lineamientos generales del Plan Nacional de Desarrollo Económico y Social.i

En cumplimento de este mandato. ENDE desarrolló el servicio eléctrico en los principales centros urbanos y mineros del país: Cochabamba, Santa Cruz, Potosí, Sucre, Tarija, y compartiendo con COMIBOL la atención de los centros mineros, permaneciendo bajo responsabilidad del sector privado las ciudades de La Paz, Oruro y zonas vecinas. Entre 1967 y 1992, ENDE ejecutó inversiones por un monto de más de 500 millones de US$, accediendo a créditos internacionales por un monto de alrededor de 375 millones de US$. ENDE construyó 2.153 km de líneas de transmisión en tensiones de 69, 115 y 230 kV, interconectando las ciudades de La Paz, Oruro, Cochabamba, Santa Cruz, Sucre y Potosí. La capacidad de generación creció con la construcción de las centrales hidroeléctricas de Corani y Santa Isabel, y centrales termoeléctricas en Santa Cruz, Sucre, Potosí, Cochabamba, Tarija, Cobija, Trinidad y Villamontes. ENDE, también identificó el potencial de los recursos hídricos en todo el país y la existencia de recursos geotérmicos en el sud-este, y realizó numerosos estudios para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos de propósito estratégicos para el desarrollo del país, entre ellos, los proyectos Misicuni, Rositas, Villamontes, Icla, Cachuela Esperanza y otros; ENDE contribuyó al desarrollo de empresas distribuidoras regionales en Santa Cruz, Cochabamba, Sucre, Potosí y Tarija y dirigió y participó en diversos programas de Electrificación Rural para incorporar nuevas regiones al servicio eléctrico, entre los últimos realizados están la electrificación del Chapare y de las provincias de Mizque y Aiquile y de la zona aurífera de Larecaja en el departamento de La Paz.



ENDE realizó estudios para la exportación de electricidad al Brasil, a partir de una central termoeléctrica a ser instalada en Puerto Suárez, con una potencia de 500 MW. En el año 1993, se inició el proceso de Reforma Estructural del Sector Eléctrico Boliviano que dispuso la destrucción de ENDE y su reemplazo por una estructura institucional que devuelve al sector privado la propiedad de las instalaciones, y la responsabilidad de su desarrollo y funcionamiento, minimizando el rol del Estado al de promulgar normas reglamentarias de carácter que serán aplicadas por el sistema regulatorio a través de la Superintendencia de Electricidad.ii La destrucción de ENDE se hizo efectiva a partir del año 1996 con su división en tres empresas generadoras de electricidad, una empresa transportadora y empresas regionales de distribución, todas transferidas al sector privado bajo la forma de capitalización o privatización. La responsabilidad de la electrificación rural fue principalmente transferida a los gobiernos locales. La responsabilidad del desarrollo de los recursos energéticos y del servicio eléctrico en general fue transferida al sector privado. El supuesto implícito fue que: “la energía eléctrica no es un bien social sino que es un bien económico. Su producción y distribución se deben regir sólo por mecanismos de mercado”. Las responsabilidades de planificación del sector eléctrico boliviano fueron transferidas a la “Secretaría Nacional de Energía” o al Ministerio responsable, entidades que nunca contaron con los recursos humanos necesarios y recurrieron a la contratación de servicios de consultoría de firmas argentinas para realizar dos Planes Nacionales, de los cuales haremos mención particular más adelante.

• PREMISAS FUNDAMENTALES DE LA PLANIFICACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

El fin último de la planificación del sector eléctrico es el de orientar las inversiones para la expansión del servicio utilizando eficientemente los recursos disponibles. El objetivo general de los Planes Nacionales de Electricidad es el de identificar la alternativa de expansión de costo mínimo. Entre los objetivos específicos de la planificación están:

• Asignar responsabilidades: sector privado, sector público, ambos; • Establecer cronogramas (el sector eléctrico se caracteriza por largos períodos

de maduración, fuertes inversiones); • Previsión oportuna de recursos, principalmente de inversión.

La planificación del sector eléctrico debe responder a interrogantes básicos tales como:

• ¿Indicativa u Obligatoria?



En Bolivia, la planificación fue tradicionalmente de carácter indicativo. Los planes identificaban la conveniencia de ejecutar determinados proyectos, sin embargo, ya sea ENDE o el sector privado (COBEE en las ciudades de La Paz y Oruro) eran responsables de la decisión final con estudios de pre-inversión exclusivamente dedicados a cada inversión en particular.

• ¿Ejecución privada, pública o mixta? En el modelo boliviano hasta el año 1996, la responsabilidad era compartida entre el sector público y el sector privado. A partir del año 1996, la responsabilidad de Generación y Transmisión es exclusivamente del sector privado, con excepción de la generación en la ciudad de Trinidad y la generación y distribución en la ciudad de Cobija, actividades no atractivas para el sector privado. El sector público participa también indirectamente en la Distribución mediante empresas mixtas en las ciudades de Potosí, Sucre y Tarija y subvenciona la operación de pequeños sistemas eléctricos aislados.

• Hipótesis de Largo Plazo (50 años) La construcción de un proyecto hidroeléctrico no sólo requiere de un largo período de maduración (estudios de pre-inversión y financiamiento) sino también de una vida útil prolongada. El sector privado, por sus características, tiende a tener una visión corto y mediano plazo. Por esta razón, le es difícil asumir la responsabilidad de ejecutar proyectos de largo aliento, particularmente si los mismos requieren de coordinación con otros sectores sociales, como es el caso de los proyectos múltiples.

• Incertidumbre: La ejecución de los proyectos hidroeléctricos establece previsiones respecto a la demanda futura, los precios de la electricidad, la aleatoriedad de las condiciones climáticas y la eventual modificación del entorno legal y comercial. Los emprendimientos termoeléctricos, si bien tiene una vida útil más corta no están exentos de incertidumbres entre las que se destacan los precios futuros del combustible, y de la electricidad.

• Flexibilidad para acomodarse a los cambios Los ejercicios de planificación deben adecuarse periódicamente tomando en cuenta modificaciones de todos los parámetros anteriores, particularmente de la emergencia de:

• Nuevos actores, públicos o privados;



• Modificaciones en la demanda (electrificación rural, nuevos clientes, economía nacional);

• Cambios en el mercado energético (precios de combustible, disponibilidad); • Avances tecnológicos; • Cambios de política gubernamental; • Disponibilidad de recursos financieros;

En un país en constante turbulencia política y social como es Bolivia, es evidente la necesidad de contar con una planificación capaz de adecuarse con relativa frecuencia a los cambios.

• LA PLANIFICACIÓN EN LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO BOLIVIANO

Como se dijo en la sección ••, gracias a la Reforma del Sector Eléctrico, instituida el año 1993, las responsabilidades de planificación del sector eléctrico boliviano fueron transferidas a la “Secretaría Nacional de Energía” o al Ministerio responsable, entidades que nunca contaron con los recursos humanos necesarios y recurrieron a la contratación de servicios de consultoría de firmas argentinas para realizar dos Planes Nacionales. La estrategia del programa de capitalización se basó en transferir al sector privado la responsabilidad de ejecutar inversiones para la expansión del sector eléctrico boliviano. El Ministerio del ramo debía elaborar periódicamente un “Plan Referencial para el Sistema Interconectado Nacional y los Planes Indicativos para los Sistemas Aislados”.iii Dado que los Ministerios responsables del sector eléctrico no disponen de personal técnico capacitado, recurrieron a la contratación de firmas consultoras extranjeras, mediante procesos licitatorios. Los mismos culminaron en la ejecución de dos estudios:

• Octubre de 1999: Hagler & Bailly – Viceministerio de Energía e Hidrocarburos • Marzo de 2005: Mercados Energéticos – Viceministerio de Electricidad

El esquema particular de privatización aplicado fue el denominado “capitalización”, que obligó a los inversionistas privados a duplicar en cinco años su patrimonio. La Reforma planteó un modelo de desarrollo del sector eléctrico basado en la premisa de que “El mercado es el mecanismo más eficiente de asignación de los recursos”, estableciendo esquemas diferenciados de funcionamiento para las actividades de:

• Generación; • Transmisión; y, • Distribución.

La Generación debe operar en condiciones de Competencia Perfecta, con:

• Muchos generadores; • Muchos compradores; • Libre entrada y salida;



• Equilibrio con precios iguales al Costo Marginal; • Precios de mercado libre.

La Transmisión es un Monopolio Natural, porque una sola empresa produce a menor costo que dos o más:

• Se licita tramos de línea a la mejor oferta; • Se garantiza una rentabilidad a la inversión privada.

La Distribución también es un monopolio natural geográficamente delimitado:

• La Superintendencia de Electricidad establece límites máximos a las tarifas pagadas por el consumidor final;

• Se garantiza una rentabilidad a la inversión privada.

• RESULTADOS DE LA REFORMA La obligación de duplicar el patrimonio de las empresas capitalizadas en un período de cinco años obligó a las empresas generadoras a realizar inversiones innecesarias, causando temporalmente un exceso de capacidad de generación y la prematura obsolescencia de algunos generadores, que incluso fueron vendidos a países extranjeros.1 Este esquema ha operado desde el año 1996 con deficiencias, cuyo tratamiento más detallado escapa al alcance de este documento, que son sólo enumeradas a continuación:

• Sistema de Transmisión: • Generación forzada en Santa Cruz, que resultó en precios elevados para los

consumidores finales; • Conexión de Trinidad, cuya conveniencia económica es indudable, sin embargo

se halla postergada desde hace muchos años; • Conexión de Tarija, se han declarado desiertas las licitaciones hasta ahora

lanzadas; • Restricciones a los inversionistas mineros en la zona Sur: San Cristóbal, San

Bartolomé, San Vicente, y otros.

• Sistema de Generación: • Obsolescencia artificial; • Exceso temporal de capacidad; • Insuficiente capacidad actual; • Precios fluctuantes; • Predominio termoeléctrico.

< 1 El caso más bullado fue el de la empresa Guaracachi con la venta de turbinas a gas natural. Ver

también “Obsolescencia en el Mercado Eléctrico Boliviano”, Enrique Gómez. Universidad Mayor de San Simón, Cochabamba, Bolivia. Documentos de Reflexión Académica, Número 26. Julio 2002



• Sistema de Distribución: • La Electrificación Rural no es rentable. • Las Prefecturas ejecutan proyectos mal concebidos, caros y no coordinados con

otras instituciones. • 52% de los hogares bolivianos no tiene electricidad. • 84% de los hogares rurales no tiene electricidad. • Artículo 61, Ley de Electricidad: “El Estado tiene la responsabilidad de

desarrollar la electrificación en poblaciones menores y en el área rural que no pueda ser atendida exclusivamente por la iniciativa privada”.

• Sistemas Aislados Menores: • Subsidio Diesel a cooperativas que generan: Riberalta, Guayaramerín, etc.; • Corrupción en el manejo del diesel; • Tarifas no cubren costos.

El proceso de reforma del sector público boliviano se apoyó principalmente en el supuesto de evitar la corrupción e ineficiencia del sector público y transferir responsabilidades al sector privado, bajo la premisa de mayor eficiencia y transparencia. Con base es este supuesto, el resultado fundamental de la privatización y capitalización del sector eléctrico debió traducirse en una reducción de los costos de la electricidad y por ende en tarifas más bajas al consumidor final. Para conocer la evolución de las tarifas de electricidad al consumidor final se ha calculado la tarifa media del conjunto de las empresas distribuidoras más importantes de Bolivia desde el año 1990 hasta el año 2006, con base en datos obtenidos de los Anuarios Estadísticos de la Superintendencia de Electricidad. Esta base de datos incluye a las empresas: ELECTROPAZ (La Paz), CRE (Santa Cruz), ELFEC (Cochabamba), ELFEO (Oruro), CESSA (Sucre), SEPSA (Potosí), EMPRELPAZ (Alto de La Paz), SEYSA (Yungas de La Paz), EDEL (Larecaja) , Villazón, Tupiza, Machacamarca, y ELEPSA (Punata). Los resultados obtenidos se resumen en el gráfico a continuación:



Tarifa promedio al consumidor final

-

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Bs/

kWh

-

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

cUS$

/kW

h

Tarifa (Bs/kWh) Tarifa real (Bs constantes de 1991/kWh) Tarifa (cUS$/kWh)

Fuente: Elaboración propia, con base en los Anuarios Estadísticos de la Superintendencia de Electricidad La tarifa promedio, expresada en dólares americanos, se elevó durante la década de los 90 y descendió en el período 2000-2004, con una ligera tendencia alcista en los últimos tres años. Una medición más correcta del precio promedio pagado por la electricidad es sin duda la que se expresa en Bolivianos constantes de 1991. Se evidencia que la tarifa ha permanecido prácticamente constante en todo el período de privatización 1996-2006. También se observa que, en los 6 años previos a la privatización, la tarifa se elevó en 16%, de 0,28 Bs/kWh en 1990 a 0,33 Bs/kWh, favoreciendo la obtención de mejores resultados financieros a las empresas eléctricas. En consecuencia, no se evidencia ninguna mejora en la eficiencia de las empresas eléctricas privadas, en relación a las empresas estatales, a menos que dicha eficiencia hubiese incrementado las utilidades de las empresas eléctricas, lo cual no es evidente si se constata que han obtenido rentabilidades relativamente modestas, particularmente en los últimos años.

• LA COYUNTURA ACTUAL La coyuntura actual podría ser caracterizada como un retorno a las condiciones vigentes en la década de los 60, con una tendencia a devolver al Estado la responsabilidad de atender el suministro de electricidad. La situación actual enfrenta un conjunto de aspectos positivos y negativos, entre los que se destacan los siguientes:



• Inseguridad jurídica por cambio de la CPE, la decisión colectiva de establecer nuevas reglas de juego trae consigo necesariamente un período de inseguridad jurídica frente a eventuales modificaciones de las leyes que rigen en el sector de energía;

• Reducción de precios de Generación: la política del gobierno de favorecer a los consumidores de bajos ingresos evitando la elevación del precio de la electricidad ha disminuido los incentivos a nuevas inversiones del sector privado;

• Subvenciones a consumidores de bajos ingresos; • Mercado internacional favorable al sector minero; • Elevación del precio internacional de los hidrocarburos.

Esta situación actual constituye un desafío que el Estado boliviano debe enfrentar tomando decisiones respecto al desarrollo futuro del sector eléctrico boliviano y respondiendo a las siguientes interrogantes:

• ¿La electricidad es un “bien económico” o es un “bien social”? • ¿Cómo debe intervenir el Estado? • ¿A través del mercado? • ¿Con inversiones directas? • ¿Intervención transitoria o permanente? • ¿Cómo conciliar la participación privada y pública?

3 ESTADO ACTUAL DE LA PLANIFICACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO EN BOLIVIA

De acuerdo con la legislación vigente, la responsabilidad de la planificación del sector eléctrico boliviano es del Ejecutivo. El Artículo 11, de la Ley Nº 1604, conocida como Ley de Electricidad dispone que el Ministerio del ramo “propondrá normas reglamentarias ......para su aprobación por el Poder Ejecutivo, y que serán aplicadas por la Superintendencia de Electricidad.”; el Ministerio “elaborará el Plan Referencial para el Sistema Interconectado Nacional y los Planes Indicativos para los Sistemas Aislados.” El último ejercicio formal de planificación del sector eléctrico boliviano, previo al desmantelamiento de ENDE, se efectuó el año 1993, con asistencia técnica del Ente Nazionale per l’Energía Elettrica de Italia. Este Plan examinó el período 1995-2010. En Abril de 1994, personal de ENDE, todavía en proceso de desintegración realizó, bajo la coordinación de mi persona, en calidad de consultor externo, un nuevo Plan de Electrificación abarcando el mismo período 1995-2010. Desde entonces, a la fecha, el Ejecutivo, a través del Ministerio responsable del sector eléctrico ha contratado firmas consultoras extranjeras para realizar dos Planes adicionales, los años 1999 y 2005.



El propósito específico de estos planes fue identificar el esquema de Costo Mínimo para la expansión del servicio eléctrico en Bolivia. Los costos a ser considerados incluían no sólo las inversiones requeridas en Generación y Transmisión sino también los costos de Operación y Mantenimiento correspondientes, Combustible utilizado en la generación, (principalmente Gas Natural) y Energía No Entregada. Este análisis tomaba en cuenta la aleatoriedad de las condiciones hidrológicas, y la probabilidad de falla de cada unidad generadora y tramo de línea de transmisión. El Cuadro a continuación resume los datos correspondientes a estos últimos cuatro ejercicios de Planificación del Sector Eléctrico Boliviano.

Fecha Título Ejecutor

Abril 1993 Bolivia: Plan Nacional de Electrificación 1995 – 2010 ENDE – ENEL (Italia)

Abril 1994 Sistema Interconectado Nacional: Alternativas de Expansión período 1995 - 2010 E. Gómez – ENDE

Octubre 1999 Plan Referencial del Sistema Interconectado Boliviano

Hagler & Bailly – Viceministerio de Energía e Hidrocarburos

Marzo 2005 Actualización del Plan Referencial del Sistema Interconectado Boliviano

Mercados Energéticos – Viceministerio de Electricidad

A continuación presentaré brevemente las principales características de cada uno de estos cuatro Planes que permitirá establecer comparaciones entre ellos.

• PLAN ENDE – ENEL (ITALIA) Este estudio fue efectuado en un período de aproximadamente 12 meses de trabajo intenso con participación de una quincena de técnicos de ENDE, provenientes de las Gerencia de Planificación y de la Gerencia Técnica, con el asesoramiento de especialistas de ENEL (Italia). Se trabajó tanto en Bolivia, con la visita de técnicos italianos, como en Italia, con el viaje de los técnicos bolivianos a las ciudades de Milán y Roma. Las recomendaciones del Plan se resumen en las unidades de generación identificadas para su instalación en el período de 15 años, que se presentan a continuación:



Plan de Expansión de Mínimo Costo – Plan Nacional de Electrificación 1995-2010, ENEL

AÑO

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Turbina a Gas Natural 40 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 40 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 40 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 40 MW, Carrasco Hidroeléctrica San José, Primera fase 85 MW Hidroeléctrica San José, Segunda fase 42 MW Hidroeléctrica Miguillas, Primera fase 60 MW Dos Turbinas a Gas Natural 40*2 MW, Santa Cruz Hidroeléctrica Miguillas, Segunda fase 80 MW Turbina a Gas Natural 80 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 80 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 80 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 80 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 80 MW, Carrasco Dos Turbinas a Gas Natural 40*2 MW, Santa Cruz Turbina a Gas Natural 80 MW, Carrasco

Se observa que este Plan de Expansión de Costo Mínimo suponía adiciones de capacidad de generación de responsabilidad tanto de ENDE como del sector privado, representado por la empresa COBEE, la cual había efectuado estudios de pre-inversión del proyecto hidroeléctrico de Miguillas, sobre el río del mismo nombre, en el departamento de La Paz, con una capacidad total de 140 MW. En lo que respecta a ENDE, el Plan identificó la conveniencia de instalar turbinas a gas natural en el Chapare (Carrasco) y la construcción de la central hidroeléctrico de San José, también ubicada en el Chapare, aguas debajo de las centrales de Corani y Santa Isabel. Este Plan marcó un hito porque por primera vez se identificó la conveniencia de instalar generadores a gas natural en Carrasco ya que este sitio era el punto más próximo al centro de gravedad de la carga (ciudad de Cochabamba), disponía de gas natural en boca de pozo, y tenía una elevación sobre el nivel del mar que minimiza la reducción de potencia (derating). Durante los primeros años, el 45% de la capacidad adicional correspondía a centrales hidroeléctricas.

Recursos Energéticos Primarios Utilizados

Hidroeléctricas Termoeléctricas Primeros diez años 45% 55% Quince años 25% 75%

Para seleccionar la ubicación óptima de los generadores a gas natural se estimó el Costo Económico o Social del gas natural, con los siguientes resultados:



Costo Económico del Gas Natural

Boca de Pozo (Santa Cruz, Carrasco) 1,00 US$/MPC Cochabamba 2,60 US$/MPC Oruro 3,40 US$/MPC La Paz 3,80 US$/MPC

• PLAN E. GÓMEZ - ENDE Este estudio fue realizado enteramente por personal de ENDE, con la coordinación de mi persona, en calidad de consultor externo. El trabajo se completó en un período de aproximadamente cuatro meses, de Enero a Abril de 1994. Los resultados se resumen a continuación:

Plan de Expansión de Mínimo Costo – Plan Nacional de Electrificación 1995-2010, Ende

AÑO

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

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En esta ocasión se acentuó la participación de la energía hidráulica como recurso energético primario seleccionando centrales hidroeléctricas con una potencia equivalente al 62% del total adicionado en los primeros diez años.

Recursos Energéticos Primarios Utilizados

Hidroeléctricas Termoeléctricas Primeros diez años 62% 38% Quince años 35% 65%



Para seleccionar la ubicación óptima de los generadores a gas natural se estimó el Costo Económico o Social del gas natural, tomando en cuenta el costo de extracción, en boca de pozo, estimado en 0,90 US$ por Millar de Pies Cúbicos y el costo de transporte expresado en forma binomial, es decir considerando las inversiones requeridas en capacidad de transporte de los gasoductos, con los siguientes resultados:


TRANSPORTE EXTRACCIÓN TOTAL

Costo Mensual Fijo

(US$/MPC-día)

Variable (US$/MPC)

Volumen mensual

Costo Medio (US$/MPC) (US$/MPC) (US$/MPC)

Santa Cruz 3,25 0,0078 15 0,22 0,9 1,12 Cochabamba 14,46 0,0396 15 1,00 0,9 1,90 Oruro 18,31 0,0505 15 1,27 0,9 2,17 La Paz 23,91 0,0663 15 1,66 0,9 2,56

• PLAN HAGLER & BAILLY – VMEE – 1999-2008 Para realizar este estudio, el Viceministerio de Energía Eléctrica contrató los servicios de una firma consultora argentina, Hagler & Bailly. El informe final de la consultoría fue presentado en Abril de 1999. El estudio abarca el período 1999-2008. Los resultados se resumen a continuación:

Plan Referencial del Sistema Interconectado Nacional , Hagler & Bailly - VMEE

AÑO

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

OBRAS COMPROMETIDAS: Turbina a Gas Natural 84 MW, Carrasco Hidroeléctrica Boliviana 84 MW Hidroeléctrica Río Eléctrico 20 MW Hidroeléctrica Misicuni 40 MW Hidroeléctrica Miguillas 160 MW

OBRAS PLANIFICADAS: Turbina a Gas Natural 90 MW, Santa Cruz Turbina a Gas Natural 90 MW, Santa Cruz

Como punto de partida de este estudio se identificó varios proyectos cuya decisión de ejecutarlos ya estaba tomada; ellos son los proyectos hidroeléctricos de Hidroeléctrica Boliviana, de 84 MW de capacidad, en el departamento de La Paz; Río Eléctrico en la zona de Potosí, con 20 MW; Misicuni de 40 MW, en Cochabamba, y el proyecto Miguillas, de 160 MW en el departamento de La Paz.



Como resultado del estudio, se identificó la conveniencia de agregar a dichas obras la instalación de turbinas a gas natural de 90 MW, cada una en la ciudad de Santa Cruz. El Costo Económico o Social del gas natural, fue calculado bajo el supuesto de que existía suficiente capacidad de transporte de gas natural para satisfacer las necesidades del mercado interno. En consecuencia, tratándose de costos ya hundidos de inversión en gasoductos, se definió un precio común en todo el territorio boliviano. Estos precios estaban en concordancia con la política del gobierno de establecer un precio estampilla común a todo el territorio nacional. En conclusión, el costo asignado al gas natural fue estimado con base en las perspectivas de exportación. El estudio concluyó que “..la abundancia de gas natural en Bolivia permite hacer prever que existirán presiones para que el precio no aumente significativamente en el largo plazo…. Los precios a que se comercialicen estarán muy influenciados por el precio del contrato con el Brasil y con la evolución del “netback value” en boca de pozo proveniente de este mercado.” En otras palabras, el precio en boca de pozo en Bolivia se pronosticó sería igual al precio en San Pablo, menos el costo de transporte. Este valor fue estimado en el orden de 0,80 US$/MPC. Al añadirle el costo de transporte interno de 0,41 US$/MPC se llega al precio estimado de 1,21 US$/MPC.

Costo Económico del gas Natural

Santa Cruz 1,23 US$/MPCCochabamba 1,21 US$/MPCOruro 1,21 US$/MPCLa Paz 1,21 US$/MPC

Es obvio que los únicos proyectos seleccionados en este plan fuesen turbinas a gas natural, dado el bajo costo económico estimado para el gas natural.

• ACTUALIZACIÓN DEL PLAN REFERENCIAL DEL SISTEMA INTERCONECTADO BOLIVIANO, MERCADOS ENERGÉTICOS- VICEMINISTERIO DE ELECTRICIDAD

Para realizar este estudio, el Viceministerio de Electricidad contrató los servicios de la firma consultora argentina, Mercados Energéticos y fue completado en Marzo de 2005. El Plan cubre el período 2004 – 2014. Aparentemente, se pidió a la firma consultora considerar sólo unidades termoeléctricas como candidatas para incrementar la oferta de electricidad, en el entendido que una vez demostrada la ubicación y tamaño de las unidades generadoras adicionales requeridas, los inversionistas privados tendrían la información necesaria para juzgar la conveniencia o inconveniencia de ejecutar proyectos hidroeléctricos. Los resultados se resumen a continuación:



Actualización del Plan Referencial del Sistema Interconectado Nacional Boliviano 2004-2014

AÑO 2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Dos Turbinas a Gas Natural 14*2 MW, Valle Hermoso Turbina a Gas Natural 50 MW, Sucre Turbina a Gas Natural 50 MW, Santa Cruz Turbina a Gas Natural 50 MW, Carrasco Turbina a Gas Natural 50 MW, Valle Hermoso Turbina a Gas Natural 50 MW, Santa Cruz Turbina a Gas Natural 50 MW, Valle Hermoso Turbina a Gas Natural 50 MW, Santa Cruz

El esquema de expansión de costo mínimo solicitó la instalación de turbinas a gas natural en Cochabamba, Sucre, Santa Cruz y Carrasco. El costo económico del gas natural fue calculado considerando tanto el costo en boca de pozo como el transporte mediante gasoducto hasta el punto de generación de electricidad:


Zona Boca de pozo (US$/MPC)

Transporte (US$/MPC)

Total (US$/MPC)

Santa Cruz 0,79 0,41 1,20

Cochabamba 0,79 0,65 1,44

La Paz 0,83 1,23 2,06

• CONCLUSIONES Frecuencia y Soberanía: El tiempo transcurrido entre los dos primeros Planes citados fue de un año. Para la ejecución de los Planes subsiguientes transcurrieron períodos de 5 a 6 años. Esta diferencia marca otra característica de la planificación: debe ajustarse periódicamente a cambios en el entorno. En el caso de Bolivia, siempre sujeta a cambios en el panorama social, político y económico, es evidente la necesidad de realizar ejercicios de planificación con mayor frecuencia, si se quiere responder oportunamente a las interrogantes que se plantean en el sector eléctrico. En la medida que el Estado contrate firmas consultoras extranjeras y lo haga mediante procesos licitatorios, será muy difícil realizar estudios de planificación más frecuentes,



capaces de responder oportunamente, con prontitud a las nuevas interrogantes que en forma continua se plantea. Energías Primarias: Se verifica que, con excepción del Plan Hagler & Bailly, todos los Planes examinados han tomado en cuenta Costos Sociales del Gas Natural que consideran el costo de transporte interno, es decir el costo en que incurre el país al ser obligado a construir gasoductos adicionales a medida que crece la demanda de gas natural. Sin duda esta valoración del gas natural otorga la señal adecuada para que los inversionistas privados decidan la conveniencia o inconveniencia de ejecutar inversiones en nuevas centrales hidroeléctricas, tanto más atractivas cuanto mayor sea la escasez del gas natural en determinada zona geográfica. Hidroeléctricidad vs. Termoelectricidad En la comparación entre los emprendimientos hidroeléctricos y los termoeléctricos es importante añadir dos consideraciones: Primero, los costos económicos del gas natural en Bolivia se elevan a medida que se incrementa el precio de los hidrocarburos en el mercado mundial. Dado que el precio económico en boca de pozo no es otra cosa que el precio de exportación (city gate en Buenos Aires o San Pablo) menos el costo de transporte, una elevación del precio internacional repercute directamente sobre el precio en boca de pozo. La evolución reciente del precio del petróleo crudo en el mercado internacional eleva sin duda el costo económico del gas natural en Bolivia. En segundo lugar, estos precios económicos del gas natural son totalmente distintos a los precios vigentes en el mercado interno, para el gas natural utilizado en la industria y en la generación de electricidad. Evidentemente, en la medida que el precio económico del gas natural sea más alto, crecerá la conveniencia económica de construir nuevas centrales hidroeléctricas. Sin embargo, ésto no se hace realidad porque los precios del gas natural en el mercado interno no están geográficamente diferenciados y no se ajustan a variaciones en el mercado internacional del petróleo. Para fines ilustrativos se ha comparado los costos de generación termoeléctrica con los de una generación hidroeléctrica de la misma capacidad. A medida que se asigna al gas natural un precio mayor, se eleva el costo de generación térmica y se eleva también el monto de la inversión que una central hidroeléctrica podría pagar igualando los costos de la generación térmica. Para la generación termoeléctrica se ha supuesto un generado de 40 MW, operando con un factor de planta de 80%; con un consumo de gas natural de 10 MPC por MWh; costos de operación y mantenimiento fijos de 1,2 US$/kW-mes y variables de 1,8 US$/MWh; costos de administración equivalentes a 0,20 US$/kW-mes.



Parámetros supuestos para la generación térmica

Inversión 550 US$/kW Vida útil 20 Años Potencia 40.000 kW Horas por año 7008 Horas Factor de planta 80%Energía 280.320 MWh/año Gas natural 1,30 US$/MPC Consumo 10,00 MPC/MWh

Op. & Mant. Fijo 1,2 US$/kW-mes

Variable 1,8 US$/MWh Administración 0,20 US$/kW-mesTasa de actualización 10%

Bajo los supuestos anteriores, el costo medio de generación es de 26,4 US$/MWh. Expresado en forma binomial este costo es de 6,07 US$/kW-mes y 14,8 US$/MWh.

Op. & Mant. Año Inversión

Fijo VariableCombustible Adm.

Costo Total

Energía (MWh)

0 22.000.000 - - - - 22.000.000 01 576.000 504.576 3.644.160 96.000 4.820.736 280.320 2 576.000 504.576 3.644.160 96.000 4.820.736 280.320

20 576.000 504.576 3.644.160 96.000 4.820.736 280.320 VNA 20.000.000 4.458.012 3.905.218 28.204.353 743.002 57.310.585 2.169.566 Costo Medio 26,4 US$/MWh

Para la generación hidroeléctrica se establecieron los siguientes parámetros de costo:

Parámetros supuestos para la generación hidroeléctrica

Inversión 1689 US$/kW Potencia 40.000 kW Energía 245.280 MWh/año Op. & Mant.

Fijo 0,5 US$/kW-mesVariable 1 US$/MWh

Administración 0,15 US$/kW-mesFactor de planta 80%

Los costos de generación resultantes fueron de:



Op. & Mant. Año Inversión

Fijo Variable Adm. Costo Total

Energía (MWh)

0 67.560.000 - - - 67.560.000 0 1 240.000 280.320 72.000 592.320 280.320 2 240.000 280.320 72.000 592.320 280.320 3 240.000 280.320 72.000 592.320 280.320

49 240.000 280.320 72.000 592.320 280.320 50 240.000 280.320 72.000 592.320 280.320

VNA 61.418.182 2.163.232 2.526.655 648.970 66.757.039 2.526.655 Costo Medio 26,4 US$/MWh

De este modo, suponiendo una inversión inicial de 1.689 US$/kW de capacidad, se logró generar electricidad al mismo costo que una turbina a gas natural, cuyo precio es de 1,30 US$/MPC. Obviamente, a medida que se eleva el precio del gas natural, se elevará el Costo Medio de la electricidad generada, y por ende la inversión inicial que una central hidroeléctrica puede pagar. Asimismo, si la central hidroeléctrica tiene un factor de planta inferior, generará menos electricidad y podrá pagar una inversión inicial menor. Para simplificar el análisis se ha supuesto que todas las inversiones en la central térmica y en la hidroeléctrica se completan en el período de un año. Los resultados obtenidos se resumen en el gráfico:

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

0 2 4 6 8 10 12 14 16

50%

60%

70%

80%

Inversión Hidroeléctrica vs. Precio del Gas NaturalSegún Factor de Carga Hidroeléctrico

US$/kW

US$/MPC

Por ejemplo, si el precio del gas natural es de 5 US$/MPC, una central hidroeléctrica será competitiva si requiere de una inversión igual o menor a 3.175 US$/kW, suponiendo que tiene un factor de planta de 60%. Si el factor de planta es mayor, la inversión que la central



hidroeléctrica puede soportar sin elevar sus costos por encima de los costos de la alternativa termoeléctrica se eleva a 3.717 US$/kW, para un factor de planta de 70%; y 4.259 US$/kW si el factor de planta es de 90%. Este gráfico ilustra de forma clara la factibilidad de construir centrales hidroeléctricas adicionales en Bolivia, si los precios del mercado de gas natural reflejan el verdadero costo de oportunidad de este recurso no renovable. Una dificultad adicional está en la imposibilidad de acceder a una concesión para la instalación de una central hidroeléctrica. La inexistencia de una Ley de Aguas obliga en cada caso a gestionar la promulgación de una Ley que autorice el uso inocente del recurso hídrico para la generación de electricidad. Cualquier persona que ha realizado esta gestión en los últimos años podrá atestiguar sobre la extrema dificultad de completarla.

4 EL SECTOR ELÉCTRICO BOLIVIANO EN EL CONTEXTO REGIONAL DEL RÍO MADERA

• EL SISTEMA ELÉCTRICO BOLIVIANO

El Sistema Eléctrico Boliviano está concentrado en la región central y sud-oeste del territorio boliviano donde se concentran los principales centros urbanos de Santa Cruz, Cochabamba, La



Paz, Oruro, Sucre y Potosí y las zonas de actividad minera tradicional, donde se concentra la población boliviana. El resto del país se caracteriza por tener centros urbanos de menor tamaño y población dispersa. Por esta razón, la atención del servicio eléctrico es más difícil y se realiza principalmente mediante sistemas eléctricos aislados que generan electricidad con motores a diesel. Esta caracterización espacial de los sistemas eléctricos en Bolivia se hace evidente al examinar el mapa geográfico del Sistema Eléctrico Boliviano.

• EL SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL Tres países: Brasil, Argentina y Venezuela concentran el 75% de la capacidad total de generación de toda la región. Bolivia tiene el sistema eléctrico de menor tamaño en Sudamérica, excluyendo a las Guayanas, tal como se evidencia a continuación:

Capacidad de Generación de Electricidad, año 2003

PAIS MW % Argentina 28.023 15,5%Bolivia 1.354 0,7%Brasil 85.938 47,5%Chile 11.438 6,3%Colombia 13.270 7,3%Ecuador 3.475 1,9%Paraguay 8.116 4,5%Perú 5.971 3,3%Uruguay 2.109 1,2%Venezuela 21.329 11,8%TOTAL 181.023 100,0%

El mapa anterior que muestra los sistemas eléctricos existentes en Sudamérica ilustra claramente el vacío existente en la zona de influencia de los proyectos hidroeléctricos sobre el río Madera. Los proyectos hidroeléctricos sobre el río Madera, tanto en territorio brasileño como en territorio boliviano, con capacidades entre 3.000 y 7.000 MW, requerirán de la construcción de líneas de transmisión de gran capacidad para llegar al consumidor final. Su dimensión sobrepasará con creces el tamaño del mercado boliviano, que no superará los 1.000 MW al momento de inicio de operaciones de los proyectos. En consecuencia, es obvio que el mercado natural de estos proyectos está en la zona industrial brasileña y no en territorio boliviano.



La república de Brasil ha previsto la construcción de líneas de transmisión de electricidad en 500 kV, capaces de transportar la energía eléctrica desde la zona del río Madera (Estado de Rondonia) hasta los centros urbanos e industriales en torno a la ciudad de San Pablo. En el largo plazo, es técnicamente posible construir líneas de transmisión que se conecten con el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Sin embargo, su factibilidad económica estará sujeta necesariamente a la potencia que el SIN podría absorber. En consecuencia, se puede afirmar que la energía eléctrica a ser producida en las centrales hidroeléctricas del Río Madera, será destinada a satisfacer la demanda del Brasil prácticamente en su totalidad. La energía que podría ser consumida en las ciudades de Guayaramerín y Riberalta, actualmente es inferior a los 10 MW. Este nivel de potencia es obviamente insignificante en relación a la capacidad de las centrales hidroeléctricas propuestas.

REFERENCIAS 1 “ENDE 30 años al servicio de Bolivia 1962-1992”. Empresa Nacional de Electricidad S.A. 2 Ley Nº 1604, de 21 de diciembre de 1994. Artículo 11. 3 Ley Nº 1604. Artículo 11.

1 PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO BOLIVIANO Y EL RIO MADERA

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