Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.Bolivian Power Company Ltd.

Jose Antonio RamírezGerente General

PROYECTOS HIDROELECTRICOS&

MERCADOS DE EXPORTACIÓN

TALLER INTERNACIONAL SOBRE HIDROGENERACIÓN Y LOS PROYECTOS

EN BOLIVIA

La Paz, 24 de noviembre de 2009

Contenido

Antecedentes – MEM Proyectos estudiados – COBEE Mercados de exportación Conclusiones

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AntecedentesMercado Eléctrico Mayorista (MEM)

Sector generación (resumen)

Despacho centralizado a mínimo costo. Oferta de disponibilidad y costos de producción. Remuneración de la generación a través del costo

marginal de energía de corto plazo y el costo marginal de potencia.

Otros costos: peaje unitario de transmisión, tasa de regulación y tasa de operación CNDC. Tarifa dignidad

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AntecedentesMEM- Bolivia

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Fuente: CNDC

Fuente: CNDC

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20

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

$us/MWhMWh

Producción Bruta Mensual - 2008(por tipo de fuente)

Hidro 42.% Termo 58.% CMg Medio

Potencia EfectivaMW % MW %

Hidroeléctrica 558 45% 558 39%Termoeléctrica 687 55% 879 61%Total 1245 1437

2009 2010

Se observa:Equilibrio entre oferta y demandaEstacionalidad hidrológica, Nov-Abr / May-Oct Mayor despacho térmico anualCMg mensual entre 14 – 17 $us/MWhParque térmico creciente

AntecedentesMEM- Bolivia SIN Interconectado

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Proyectos Estudiados - COBEE

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Proyectos EstudiadosCOBEE

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Mercado Eléctrico Perú (SEIN)

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Fuente: TDE

Proyectos Estudiados – COBEEProyecto Miguillas

Ubicación:

Cuenca del río Miguillas

Departamento de La Paz

Bases del estudio

Dos centrales alta caída

Capacidad: 167 MW

Energía: 880 GWh (FP = 0.60)

Inversión: US$ 273 millones

Costo unitario: 1,632 US$/kW(Datos conceptuales)

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Proyectos Estudiados – COBEEProyecto Pachalaca

Ubicación:

Cuenca del río Zongo

Departamento de La Paz

Bases del estudio

Dos centrales, alta y baja caída

Capacidad: 100.5 MW

Energía: 528 GWh (FP = 0.60)

Inversión: US$ 182 millones

Costo unitario: 1,810 US$/kW(Datos conceptuales)

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Proyectos Estudiados – COBEEEvaluación Económica

Criterios de Financiamiento:

Financiamiento: 60%

Tasa interés: 8%

Plazo repago: 4 + 12 años

Vida útil: 30 Años

Tasa de descuento: 12%

Resultados del estudio:

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Condiciones de Mercado MEM:

Despacho centralizado

Precios Proyectados:

Energía ($us/MWh): 16.7

Potencia ($us/kW-m): 8.02

Monómico ($us/MWh):34.3Miguillas Pachalaca

     VAN ($us Millones) (76.60) (60.20)TIR (%) 5.90% 4.60%   Precios requeridos ($us/MWh)  

Energía: 37.09 43.78Monómico: 55.18 61.97

   con CERs  

Energía: 33.44 40.13Monómico: 51.53 58.31

Proyectos HidroeléctricosViabilidad

Costo de oportunidad del Gas

Ejemplo: Costo variable - turbina a gas ciclo simple (CMg )

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Rendimiento promedio (BTU/kWh): 11,195Costos Variables NC ($/MWh): 2.5Poder calorífico Gas (BTU/PC): 920

Precio de combustible Costo variable ($us/MWh)

($us/MPC) B. Alto B. Medio B.Bajo

1.30 (sector eléctrico) 15.62 15.83 16.03

4.90 (exportación) 51.92 52.74 53.47

Proyectos Estudiados – COBEEConclusiones

Proyección de mercado Precio de energía: 16.7 $us/MWh (Mon: 34.3 $us/MWh) Inviabilidad económica de los proyectos

Precio requerido (@TIR 12%) Precio de energía: 37 – 44 $us/MWh (Mon: 55 – 62 $us/MWh)

Conclusiones Se requiere un precio 60% - 80% mayor al esperado en el MEM. Ingresos esperados del orden de 3 $us/MWh por el comercio de CER. Se requiere el estudio de alternativas que viabilicen los proyectos

hidroeléctricos, además de un marco jurídico acorde: Costo de oportunidad del gas Precios en un mercado de exportación Incentivos impositivos y otros

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Mercados de Exportación(breve referencia)

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ARondonopolis

MadrejonesSan Alberto

400MW - 60Hz 410km - 500kV AC

B R A S I L

Itaipú

500MW - 60Hz 390km- 500kV AC

300MW - 50Hz 630km - 380kV AC

200MW - 50Hz 350km- 230kV AC

200MW – 50Hz 330km -230kV AC

200MW – 50/60 Hz250km - 230kV AC

∼

∼

∼

∼

1,500MW - 50Hz750km - 500kV DC

3,600MW - 60Hz400km- 500kV DC

∼

∼

Puno

San Matias

200MW – 50/60 Hz360km - 230kV AC

Arequipa

Demanda de ElectricidadPaíses limítrofes

Argentina Bolivia Brasil Chile Perú

. 18,345 895 62,895 6,313 3,996

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

MW

Demanda Eléctrica 2007

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Caracterización comparativa:

Mercado EléctricoChile (SING)

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Año 2008Demanda (MW) 899 1,897

Producción bruta (GWh) 5,372 14,503Térmica 3,092 57.5% 14,435 99.5%Hidro 2,280 42.5% 68 0.5%

Bolivia Chile (SING)

Parque generador predominante-mente térmico, hidro de pasada mínima.

Problemas en la disponibilidad de gas

• Retorno del Carbón y Diesel

0

2,000

4,000

6,000

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10,000

12,000

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16,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Producción Bruta (GWh)

HIDRAULICA CICLO COMBINADO TERMICA EFICIENTE TERMICA INEFICIENTE EOLICA

HIDRAULICA 68 0.5%CICLO COMBINADO 1,713 11.8%TERMICA EFICIENTE 8,481 58.5%

TERMICA INEFICIENTE 4,241 29.2%TOTAL 14,502

BALANCE 2008 (MWh)

Mercado EléctricoChile (SING)

Histórico de precios de energía:

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Co

sto

Ma

rgin

al P

rom

ed

io M

en

su

al (

Cru

ce

ro)

US

$/M

Wh

Pre

cio

Me

dio

Lib

re y

Pre

cio

Me

rca

do

US

$/M

Wh

Precio Medio Libre US$/MWh

Precio Medio Mercado US$/MWh

CMg SING US$/MWh

CMg del orden 100 $us/MWh Precio medio de mercado (Ctos.): 240 $us/MWh

Mercado Eléctrico Perú (SEIN)

Caracterización comparativa:

19

Año 2008Demanda (MW) 899 4,199

Producción bruta (GWh) 5,372 29,559Térmica 3,092 58% 11,548 39%Hidro 2,280 42% 18,010 61%

Bolivia Perú (SEIN)

Mercado Eléctrico Perú (SEIN)

Histórico de precios de energía:

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CMg promedio entre 20 y 50 $us/MWh Precio medio de mercado (Ctos.): 30 $us/MWh

1

Comportamiento del Mercado

D

O

D

Q1 Q2

P1

P2P4 P4

P3

Q3 Q4

P1P2 >

P2P4- = P

P3P4 <

Que iría en beneficio del mercado exportador

EXPORTADOR IMPORTADOR

D O

P

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Distancia a centros de consumo o nodos fuertes de transmisión.

Capacidad de absorción de Potencia en punto de suministro Disponibilidad de Recursos próximos a frontera. Proyecto Hidrotérmico o Termoeléctrico Nivel de Tensión de Línea (AC o DC) Capacidad de exportación Valor competitivo de la oferta. Frecuencias

Consideraciones Técnicas

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Mejora la confiabilidad y la seguridad del suministro. Diversificación de fuente de suministro. Menor exposición a

la variabilidad hidrológica Uso óptimo de instalaciones de generación existentes y

nuevas inversiones en generación. Complementariedad del abastecimiento. Aprovecha la no

simultaneidad de las curvas de carga Regulación primaria y secundaria Introducción de nuevas tecnologías (ciclos combinados,

conversores, etc) Optimiza uso de recursos con menor impacto ambiental

Beneficios Interconexiones

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Exportación – InterconexiónPilares Básicos

Para el desarrollo exitoso de los proyectos de integración, se han identificado tres pilares básicos (CIER3R) Recursos: La identificación de fuentes energéticas

disponibles, el análisis de la complementariedad de sistemas y la competitividad de precios => determinan el potencial energético.

Redes: Los estudios técnico – económicos, el dimensionamiento de la infraestructura de transmisión requerida y el análisis de estabilidad entre sistemas => determinan la viabilidad técnica - económica.

Reglas: Los acuerdos entre Estados, la voluntad política, la definición de reglas claras y el acuerdo de procedimientos operativos/comerciales => determinan el marco regulatorio.

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Exportación – InterconexiónMarcos de referencia - Resumen

Decisión 536 de la CAN Despacho económico coordinado e independiente de los

contratos comerciales. La no discriminación de precios y la eliminación de subsidios

entre mercados. Libre acceso a la infraestructura de interconexión, uso físico

de la interconexión como resultado del despacho económico. Memorandum de entendimiento, MERCOSUR

Asegurar condiciones competitivas sin la imposición de subsidios, enfoque en costos eficientes y evitando prácticas discriminatorias.

Permitir contratos de compra/venta entre actores de ambos mercados

Adecuación de reglamentos para garantizar el suministro comprometido

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Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad (RCIIE)

Principios: Despacho económico No discriminación de precios Coordinación técnica y operativa No disminución de los niveles de calidad y confiabilidad.

Art. 4 de la Ley de Electricidad declara de necesidad nacional las actividades de importación y exportación

Marco LegalBolivia

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DECISION 536

Bolivia se ha adherido a la decisión 536. El marco regulatorio boliviano es bastante coincidente con el

marco establecido en la decisión 536. algunas excepciones son:

a) El RCIIE privilegia a la demanda nacional. b) No se contempla el no conceder subsidios, ni imponer

aranceles y restricciones específicas a las interconexiones internacionales.

Marco LegalBolivia

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Importantes recursos energéticos excedentarios. Grandes recursos energéticos hidráulicos. Un marco jurídico claro y una remuneración que cubra los

costos de desarrollo, constituyen la fuerza para viabilizar nuevos proyectos hidroeléctrico.

Se requieren precios al menos entre 60% y 80% mayores a los esperados en el MEM.

Existen importantes oportunidades de interconexión Exportación puede viabilizar nuevos proyectos

hidroeléctricos

Conclusiones

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Conclusiones

Los precios de energía en mercado vecinos, en especial el norte de Chile (SING) muestran interesantes niveles y son una oportunidad para el desarrollo de la hidroelectricidad en Bolivia.

Es necesario la pronta definición de políticas en lo que hacen a los pilares básicos de la integración/exportación con países vecinos: Recursos – Redes - Reglas.

Existe gran similitud en la normativa, la armonización de las misma con la decisión 536 no implica grandes cambios.

Las interconexiones son una opción altamente beneficiosa para

Bolivia.

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Muchas gracias !