Tendencias y desafíos del sector eléctrico boliviano

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

5. Centrales de Generación Existentes: Hidroeléctricas

6. Generadores comprometidos en los próximos años

7. Nuevos generadores previstos a mediano plazo

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 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.

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 NacionalMargen 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 2006. A partir del año 2006, se reduce gradualmente la reserva alcanzando niveles inferiores al 10% en el año 2009.

11. Sistema Interconectado NacionalMargen de Reserva Mensual, Año 2009

12. Regulación del Sector Eléctrico

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 Demanda 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 Precio Demanda 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 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. 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. 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, 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.

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

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 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.

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: 8.760 * 0,30 * 132,25 = 347.540 Bs • Potencia: 12 * 51,56 * 1.000 = 618.737 Bs • Ingreso Total: 966.277 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 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.

33. Costos operativos anuales/Ingreso total

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 • 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: 966.277 Bs • Rentabilidad: 12% por año • Inversión correspondiente: 966.277/0,12 = 8.052.312 Bs • Tipo de cambio: 7,07 Bs/US$ • Inversión correspondiente: 8.052.312/7,07/1.000 = 1.139 US$ por kW Remuneración a la Inversión Inversión 1.139 US$/kW INGRESOS 966.277 Bs/año

39. Caso real: 50% de Gasto Operativo 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

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. Inversión rentable por kW (US$/kW) Hidroeléctrica Boliviana Kanata 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:

44. Costo de Inversión previsto

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

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 2010-2020. • 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

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