Política hidroeléctrica en Bolivia

1. Política hidroeléctrica en Bolivia Enrique Gómez

2. Estructura Vertical del SIN Generación Corani COBEE H. Boliviana Kanata Otras TDE ISA Transmisión ELECTROPAZ CRE ELFEC ELFEO SEPSA CESSA Distribución

3. Regulación del Sector Eléctrico

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

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

6. 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.

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

8. 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.

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

10. 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.

11. Centrales de Generación Existentes

12. Centrales de Generación Existentes

13. GENERADORES COMPROMETIDOS EN LOS PRÓXIMOS AÑOS

14. PROYECTOS DE GENERACIÓN SELECCIONADOS EN EL PLAN OPTIMO DE EXPANSION

15. 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 (aprox. 100 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.

16. Funcionamiento del mercado eléctrico mayorista • El mercado eléctrico requiere condiciones de equilibrio Demanda/Oferta instantáneas; • La Demanda y la Oferta se modifican constantemente; • La operación en condiciones de seguridad y confiabilidad requiere de una reserva de potencia 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.

18. Sistema Interconectado NacionalMargen de Reserva Anual Promedio • 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.

19. Sistema Interconectado NacionalMargen de Reserva Mensual, Año 2009

20. Funcionamiento del mercado eléctrico mayorista • La reserva evolucionó a niveles críticos inferiores al 10% deseable en el año 2009; • El correcto funcionamiento de los mecanismos de mercado debió elevar las tarifas percibidas por las empresas generadoras a medida que la reserva se hacía menor; • Sus ganancias, también debieron crecer, lo cual debería reflejarse en mayores rentabilidades, para incentivar la ejecución de nuevas inversiones.

21. 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 resultan de dividir el valor monetario total de la electricidad (energía y potencia) generada, por los MWh entregados.

22. Precios en el mercado eléctrico mayorista • Se ha examinado los precio monómicos , a nivel de generación, en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el periodo Noviembre 1999 – Octubre 2009. • Dichos precios se expresan en moneda constante (valores reales), en Bolivianos y en Dólares americanos. • Para los precios reales expresados en Bolivianos se utilizó el Indice de Precios al Consumidor. • Para los precios reales en Dólares Americanos se utilizó el “Consumer Price Index” de los E.E.U.U.

23. Precios en moneda constante

24. Precios reales • Los precios reales en US$ 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 deficiente del mercado eléctrico que debió elevar la tarifa real en un periodo en el que la oferta se hace gradualmente insuficiente.

25. Precios reales • Cuando se expresa la tarifa en Bolivianos reales 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 deficiente del mercado eléctrico. • Si los precios reales bajaron, su impacto redundó en una caida de las rentabilidades percibidas por las empresas generadoras. Este punto es objeto de análisis a continuación.

26. 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

27. Rentabilidad de Activos Totales de las Empresas Generadoras

28. Rentabilidad de Activos Totales de las Empresas Generadoras • Valle Hermoso: la baja rentabilidad del año 2001 es resultado de un ajuste contable: se disminuyó el patrimonio en 16 millones de dólares debido a que las 4 turbinas a gas natural dejaron de operar en la planta de Valle Hermoso. • Hidroeléctrica Boliviana registró una elevada rentabilidad el año 2007 gracias a ingresos provenientes de la venta de Certificados de Carbono con un valor de 10 millones de Bolivianos y el ajuste por inflación de 66 millones de Bolivianos, que a partir del año 2007 se efectúa utilizando como índice de reexpresión la Unidad de Fomento a la Vivienda (UFV) en vez de la cotización oficial del dólar americano. • El año 2008, su ajuste por inflación fue también elevado, de 70,8 millones de Bolivianos, aunque su impacto fue amortiguado por un gasto extraordinario de 71,6 millones de Bolivianos correspondientes a la amortización de gastos por emisión de bonos. • Finalmente, el año 2005 Hidroeléctrica Boliviana redujo significativamente sus gastos financieros, en comparación con los años 2004 y 2006, lo cual explica su rentabilidad relativamente más favorable.

29. Rentabilidad de Activos Totales de las Empresas Generadoras • La empresa Bulo-Bulo registró rentabilidades relativamente bajas en todo el periodo, excepto por los años 2008 y 2006. • Los resultados más favorables del año 2008 se originan en el rubro “otros ingresos” por un monto de 49 millones de Bs, provenientes principalmente del ajuste por inflación de 27 millones (a UFV´s) y la “diferencia de cambio” de 16 millones de Bs. • Los resultados del año 2006 son también relativamente positivos gracias a ingresos extraordinarios por cobro de un seguro por un monto de 8,7 millones de Bolivianos. • Si se excluye los casos arriba citados, causados por eventos particulares que afectaron los resultados financieros, se puede afirmar que las rentabilidades se mantuvieron en un rango entre 0 y 10% durante todo el periodo.

30. Rentabilidad de Activos Totales: Promedio ponderado

31. ROA: Conclusiones • Se verifica una tendencia hacia rentabilidades más altas que se inicia el año 2004. • Este resultado podría indicar una operación correcta del mercado eléctrico que ante una amenaza de insuficiente oferta procura atraer nuevas inversiones mejorando la rentabilidad. • Sin embargo, a pesar de registrar rentabilidades más altas, las mismas son insuficientes para atraer nuevas inversiones ya que permanecen en valores inferiores al 10% anual, y por debajo del 5% anual si se considera la rentabilidad media.

32. ROA: Conclusiones • En consecuencia se evidencia que el mercado eléctrico intenta operar correctamente mejorando las rentabilidades pero no logra el ajuste necesario para elevarlas a niveles suficientes como para inducir la ejecución de nuevas inversiones. • Las rentabilidades percibidas por las centrales hidroeléctricas son en promedio inferiores en 2 puntos porcentuales respecto a las termoeléctricas. • Esta diferencia de rentabilidades es consecuencia directa de la política de subvención al precio del gas natural utilizado para la generación de electricidad.

33. Centrales Hidroeléctricas • El Estado (a través de la AE) fija los precios de la energía y potencia de modo que las rentabilidades son insuficientes para atraer nuevas inversiones. • 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 mucho mayor. • Este subsidio al gas natural reduce la rentabilidad de las centrales hidroeléctricas.

34. Centrales Hidroeléctricas • Cualquier intervención estatal que distorsiona el mercado introduce elementos de incertidumbre que ahuyentan inversiones privadas. • Al tomar en cuenta los precios del gas natural en el mercado internacional, el Plan de Expansión 2010 -2020 muestra que a Bolivia le conviene que las nuevas plantas generadoras sean en su mayoría hidroeléctricas. • El subsidio al gas natural perjudica a las empresas hidroeléctricas reduciendo sus rentabilidades y hace financieramente inviables sus inversiones.

35. Enfoque alternativo:Inversión Hidroeléctrica rentable A los precios con que se remunera a los generadores actualmente, se puede determinar el monto de inversión compatible con una rentabilidad anual de 12%. A continuación efectuaremos este análisis.

36. 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: 8.760 * 0,30 * 132,25 = 347.540 Bs • Potencia: 12 * 51,56 * 1.000 = 618.737 Bs • Ingreso Total: 966.277 Bs Estos ingresos deben cubrir los costos de operación y cargas impositivas y la rentabilidad al capital invertido.

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

38. Costos anuales/Ingreso total De acuerdo con los Estados Financieros de las empresas eléctricas generadoras correspondientes a los años 2000 - 2008 los costos de operación, mantenimiento, depreciación y administración, 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 un máximo que sobrepasa el 100%.

39. Costos anuales/Ingreso total

40. Costos 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 a las tarifas eléctricas vigentes a nivel de generación.

41. Caso ideal: Gasto Operativo es 50% del Ingreso Si Op., Mant. & Adm. = 50% * Ingreso total: • Ingreso anual: 966.277 Bs • Remuneración a inversión: 0,50 * 966.277 = 483.139 Bs • Rentabilidad: 12% por año • Inversión correspondiente: 483.139/0,12 = 4.026.156 Bs • Tipo 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 INGRESOS

42. 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%.

43. INVERSIÓN RENTABLE POR KW DE POTENCIA (US$/kW) Hidroeléctrica Boliviana Kanata Corani

44. INVERSIÓN RENTABLE POR KW DE POTENCIA (US$/kW) Conclusión: • Las más importantes centrales hidroeléctricas de Bolivia no están en condiciones de financiar costos de inversión superiores a los 600 US$ por kW, si quieren tener rentabilidades del orden de 12% por año

45. 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:

46. Costo de Inversión previsto

47. San José, Fase 1 Nuevas Centrales Hidroeléctricas Río Unduavi

48. Nuevas Centrales Hidroeléctricas Conclusiones: • El proyecto San José, manteniendo su factor de planta de 74%, para lograr una rentabilidad de 12% debería reducir sus costos operativos por debajo del 20% del ingreso total, lo cual es irreal. • Los proyectos hidroeléctricos sobre el río Unduavi, con un factor de planta de 54%, requerirían reducir sus costos operativos aun más, por debajo del 10% del ingreso total, lo cual es irreal. • Los otros proyectos: Misicuni Fase 2, Laguna Colorada, Tangara y Vilcara, y Rositas requieren inversiones superiores al máximo calculado de 1.958 US$ por kW, que corresponden a un proyecto con factor de planta de 90% y costos operativos cero. • Es evidente que estos proyectos no serían rentables bajo ninguna de las hipótesis consideradas.

49. Nuevas Centrales Hidroeléctricas Conclusiones: • Las tarifas eléctricas vigentes en el mercado mayorista invalidan la ejecución de todos los proyectos hidroeléctricos previstos en los próximos años de acuerdo con las conclusiones del Plan de Expansión 2010-2020. • Sin embargo, el mismo Plan de Expansión muestra que dichas inversiones son factibles si se consideran los precios del gas natural en el mercado internacional. A continuación se analiza la hipótesis de precios del gas natural superiores a 1,30 US$/MPC.

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 -, www.eia.doe.gov), expresados en dólares americanos del año 2007.  Fuente: Plan de Expansión 2010-2920. CNDC