Desafíos del Sector Eléctrico Boliviano (Parte I) Carmen Crespo Rio de Janeiro, Agosto 2010
Contenido Descripción del Sector Eléctrico Boliviano Desafío 1: Readecuación institucional Desafío 2: Redefinición de la regulación de precios y tarifas Propuesta de definición de precios
Descripción del Sector Eléctrico Sistema (s) Supervisado por la Autoridad Regulatoria (AE) Poblaciones interconectadas Energía primaria Interconectado Aislados Aislados Nacional (SIN) Supervisados No Regulados Si Si No Si No No Hídrica (41%), gas natural y diesel oil, biomasa 97% Térmica (gas natural y diesel oil), 3% hidro Potencia efectiva 1164,2 204,8 sd Térmica (diesel oil), solar, micro centrales hidráulicas
Sistema Interconectado Nacional
Organización Institucional
Desafío 1: Readecuación institucional Nueva estructura institucional: Redefina roles institucionales para los gobiernos nacional y subnacionales (departamentales y municipales) Redefina roles entre las instituciones La AE no debe tener tuición sobre el tema de competencia La AE no debe tener tuición sobre el tema de defensa del consumidor Incorpore la participación y control social
Propuesta de Distribución General de Competencias en el Sector Eléctrico Sistemas Eléctricos Generación Transmisión Distribución Sistema Interconectado Nacional Nacional, excepto la Nacional Nacional operación que debe ser municipal Localizados en más de un Departamental Sistemas Aislados municipio Localizados en un solo municipio Municipal
Desafío 2: Redefinición de la regulación de precios y tarifas en el SIN Composición del precio final en el SIN Tarifa estampilla Problemas de regulación Supone mercado competitivo Incentivos a la sobreinversión Problemas de regulación
Determinación de precios de generación en el SIN
Precios de generación en el mercado eléctrico mayorista Precio spot (basado en costos marginales) Precio de nodo (ponderado por la demanda y actualizado por una tasa (actualmente 12%) Las distribuidoras cargan a sus tarifas el precio de nodo 250 200 150 100 50 0 Nodo Kenko 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Precio spot Precio nodo
Mercado Eléctrico Mayorista COMO DEBERÍA SER Libre entrada de generadores al mercado COMO ES Restricción de entrada por seis años
Mercado Eléctrico Mayorista COMO DEBERÍA SER Basado en contratos de suministro de largo plazo (mínimo 80% de la demanda máxima de las distribuidoras según la Ley de Electricidad) Competencia entre un gran número de generadores y distribuidores COMO ES No existen contratos Concentrado
Mercado Eléctrico Mayorista COMO DEBERÍA SER Competencia entre un gran número de generadores y distribuidores Concentrado COMO ES ELECTROPAZ (Nodo Kenko) ELFEO (Nodo Vinto) 120 100 100 80 80 60 60 40 40 20 20 0 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Precio contrato Precio spot Precio contrato Precio spot
Indicadores de concentración por la demanda 1999 2004 2009 n 11 11 11 CR2 64,7 66,9 59,3 CR3 81,9 85,1 75,7 CR4 88,3 91,4 81,7 HHI 2482 2654 2222 10000/n 909,1 909,1 909,1
Indicadores de concentración por la oferta 1997 2001 2005 2009 n 4 8 8 10 CR2 57,5 57,9 48,2 48,8 CR3 82,1 74,0 66,2 65,8 CR4 100,0 87,6 80,2 80,6 HHI 2590 2268 1874 1910 10000/n 2500 1250 1250 1000
Mercado Eléctrico Mayorista COMO DEBERÍA SER Competencia entre generadores termoeléctricos a través de la declaración de precios de gas natural Precio de gas natural de acuerdo al costo de oportunidad COMO ES Precio es único fijado por el gobierno se elimina competencia El precio fijado es de US$ 1,30 /MPC Precio promedio de exportación: US$ 6/MPC (aproximado)
Inversión anual media (millones US$/año) Período 1995-2005 2006-2009 2010 Total Generación 37,27 8,96 159,33 37,82 Transmisión 11,07 17,18 45,70 14,76 Distribución 24,40 35,37-25,62 TOTAL 72,74 61,51 205,03 78,20 La inversión estatal en generación es importante el año 2010
Consecuencias de precios bajos del gas natural Disminución de los niveles de reserva Falta de incentivos en la exploración y explotación de gas natural Subsidio de los productores de gas y petróleo y de los gobiernos subnacionales a los consumidores finales de electricidad (VAN 2010 26: 35% de los ingresos del sector de hidrocarburos) Solución: inversión pública
Mercado Eléctrico Mayorista COMO DEBERÍA SER La diferencia de costos marginales entre las hidros y termos provee incentivos para la generación hídrica COMO ES Desincentivo a generación hídrica Propuesta de la ENH: fijar el precio del gas natural en casi 0US$/MPC!!!
Mercado Eléctrico Mayorista COMO DEBERÍA SER Despacho de carga buscando minimizar el costo de operación (despacho óptimo) COMO ES Seguridad de áreas: áreas cautivas (competencia restringida eliminada por áreas)
Ejemplo de generación forzada: Caso Sucre Central Aranjuez
Propuesta: Mejorar los incentivos en el mercado eléctrico mayorista Hacer cumplir la Ley de Electricidad: contratos de largo plazo entre generadores y distribuidores. Levantar la restricción de que sólo se reconozca precio de nodo para las tarifas de distribución.
Propuesta: Mejorar los incentivos en el mercado eléctrico mayorista Vender el gas natural a las generadoras eléctricas a su costo de oportunidad (precio paridad de exportación) Consecuencias: Mejorar los ingresos de las productoras de gas natural Mejorar los ingresos de los gobiernos subnacionales Mejora incentivos a la hidroeléctricas Mejora incentivos a la inversión Aumenta margen de reserva (confiabilidad del sistema)
Propuesta: Mejorar los incentivos en el mercado eléctrico mayorista Subir las tarifas de electricidad al consumidor final requiere medidas complementarias: Opción de política 1: focalizar subsidios Opción de política 2: políticas de eficiencia energética en el consumo final