2015
ELECTRICIDAD
TOMO II
Electricidad
i
Tomo 2
Contenido
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 1
2. DESCRIPCIÓN DEL SECTOR ................................................................................................. 1
2.1. Conceptos Básicos ......................................................................................................... 1
2.2. El Sistema Interconectado Nacional ............................................................................... 2
2.2.1. Operadores del Sistema Interconectado Nacional ......................................................... 3
2.2.2. Operadores en la actividad de Transmisión .................................................................... 5
2.2.3. Operadores en la actividad de distribución .................................................................... 6
2.2.4. Consumidores no regulados ............................................................................................ 6
2.3. Sistemas Aislados .......................................................................................................... 7
2.4. Regulación de Precios .................................................................................................... 8
2.5. Aspectos Legales ........................................................................................................... 8
2.5.1. Estructura Institucional ................................................................................................... 8
2.5.2. Marco legal vigente ......................................................................................................... 9
3. EVOLUCIÓN Y ESTADO DE LA SITUACIÓN DEL SECTOR ...................................................... 12
3.1. El sector en la economía .............................................................................................. 12
3.2. Oferta de electricidad en el SIN .................................................................................... 14
4. DEMANDA DE ELECTRICIDAD ........................................................................................... 15
4.1. Demanda Sistema Interconectado Nacional – SIN ......................................................... 17
4.2. Demanda Sistemas Aislados ......................................................................................... 20
5. PRECIOS .......................................................................................................................... 22
5.1. El Mercado Eléctrico Mayorista .................................................................................... 22
5.2. Tarifa de Distribución de Electricidad ........................................................................... 24
5.2.1. Tarifa Dignidad .............................................................................................................. 27
Electricidad
ii
Tomo 2
5.2.2. Fondo de Estabilización ................................................................................................. 28
6. DESEMPEÑO ................................................................................................................... 29
6.1. Balance de Oferta y Demanda ...................................................................................... 29
6.2. Configuración de la Red ............................................................................................... 30
6.3. Congestión en las Líneas .............................................................................................. 31
6.4. Eficiencia Técnica ......................................................................................................... 32
6.5. Desempeño Regional ................................................................................................... 33
7. PERSPECTIVAS ................................................................................................................. 34
8. REFERENCIAS .................................................................................................................. 36
Índice de Cuadros
Cuadro 1. Capacidad de generación en el SIN (En MW): 2015 ........................................................... 4
Cuadro 2. Producción bruta de energía en el SIN (En GWh) ............................................................... 5
Cuadro 3. Principales Distribuidoras Mayoristas del SIN: 2015 .......................................................... 6
Cuadro 4. Generación Bruta de los Principales Sistemas Aislados: 2015 ........................................... 7
Cuadro 5. Inversión en el Sector Eléctrico (en millones de $us) ....................................................... 12
Cuadro 6 Inyecciones y retiros de energía en el STI (2015) .............................................................. 23
Índice de Gráficos
Gráfico 1. Operadores en el SIN: 2015 ................................................................................................ 3
Gráfico 2 Generación de Energía por Tipo de Fuente de Generación .............................................. 14
Gráfico 3 Capacidad Instalada por Tipo de Fuente de Generación ................................................... 15
Gráfico 4 Índice de consumo de electricidad y participación del sector en el PIB ........................... 16
Gráfico 5 Cobertura de electricidad .................................................................................................. 16
Gráfico 6 Consumo per cápita de electricidad (kWh) ....................................................................... 17
Gráfico 7 Curva de Carga del Día de la Demanda Máxima (MW) – Octubre 2015 ........................... 18
Gráfico 8 Número de usuarios de las principales empresas distribuidoras (en miles de usuarios) . 19
Electricidad
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Tomo 2
Gráfico 9 Ventas de electricidad de las principales empresas distribuidoras (en GWh) .................. 19
Gráfico 10 Ventas de electricidad a consumidor final por categoría (en GWh) ............................... 20
Gráfico 11 Número de usuarios por sistema aislado (2015) ............................................................. 21
Gráfico 12 Ventas de electricidad por categoría (GWh) ................................................................... 22
Gráfico 13 Precios Monómicos en el SIN ($us/MWh) ....................................................................... 24
Gráfico 14 Tarifa Promedio al Consumidor Final en el SIN ($us/MWh) ............................................ 25
Gráfico 15 Tarifa Promedio al Consumidor Final en el SIN Gestión 2015 ($us/MWh) ..................... 26
Gráfico 16 Tarifa Dignidad: Número de beneficiados y aportes (Miles de consumidores beneficiados
y millones de bolivianos) ................................................................................................................... 28
Gráfico 17 Fondos de Estabilización (En millones de Bs) .................................................................. 29
Gráfico 18 Balance de oferta y demanda de electricidad (En MW) .................................................. 30
Gráfico 19 Producción y demanda de energía (En GWh y porcentaje) ............................................ 33
Gráfico 20 Capacidad instalada América Latina (En MW) (2014) ..................................................... 34
Índice de Mapas
Mapa 1 Sistema Troncal de Interconexión........................................................................................ 31
Electricidad
1
Tomo 2
1. Introducción
A partir de 2006, se propone consolidar la
participación del Estado en el sector eléctrico,
siendo el principal objetivo el desarrollar
infraestructura e incrementar la cobertura
para lograr la universalización del servicio.
Con la promulgación de la Constitución
Política del Estado en febrero de 2009, se
establecen las bases para reorganizar el
sector eléctrico. La Constitución, en su
Artículo 378, establece como facultad
privativa del Estado el desarrollo de la cadena
productiva energética en las etapas de
generación, transmisión y distribución,
cadena que no puede estar sujeta
exclusivamente a intereses privados ni puede
concesionarse. Las diferentes formas de
energía y sus fuentes constituyen un recurso
estratégico, su acceso es un derecho
fundamental y esencial para el desarrollo
integral y social del país.
Se han dado ya pasos importantes hacia un
nuevo marco normativo donde el Estado
tenga un rol fundamental en la industria
eléctrica boliviana a través de la Empresa
Nacional de Electricidad (ENDE).
El objetivo del presente documento es
efectuar una descripción del sector eléctrico
en Bolivia, exponiendo sus principales
características, su desarrollo, situación actual
y perspectivas.
El documento está compuesto por siete
secciones. En la primera sección se realiza una
descripción de la estructura del sector. La
segunda sección describe el marco
institucional y legal vigente. En la tercera
sección se expone el papel del sector dentro
la economía y la evolución de la oferta. La
cuarta sección presenta información de la
demanda de energía eléctrica. La quinta
sección muestra la evolución de los precios en
el mercado eléctrico. La sexta sección
presenta variables e indicadores de
desempeño del sector, incluyendo un acápite
de desempeño regional. Finalmente, la
séptima sección presenta las perspectivas.
2. Descripción del Sector
2.1. Conceptos Básicos
La industria eléctrica se compone de tres
etapas sucesivas: generación, transmisión y
distribución.
- La generación es el proceso de producción
de electricidad en centrales de cualquier tipo.
Es posible generar electricidad a partir de
varias fuentes primarias de energía,
hidroeléctricas, termoeléctricas y otras
energías renovables. La generación en el
Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la
destinada a la exportación, constituyen
producción y venta de un bien privado
intangible.
- La transmisión es la actividad de
transformación de la tensión de la
electricidad y su transporte en bloque desde
el punto de entrega por un generador,
autoproductor u otro transmisor, hasta el
punto de recepción por un distribuidor,
consumidor no regulado, u otro transmisor.
La actividad de transmisión constituye
transformación y transporte de un bien
privado intangible, sujeta a regulación.
- La distribución es la actividad de suministro
de electricidad a consumidores regulados y/o
consumidores no regulados, mediante
instalaciones de distribución primarias y
secundarias discriminando las tarifas por
categoría de consumidor. La actividad de
distribución constituye un servicio público.
Electricidad
2
Tomo 2
Al interior del sector eléctrico boliviano
coexisten dos sistemas: un Sistema
Interconectado Nacional y los denominados
sistemas eléctricos aislados. El SIN es el
sistema eléctrico que comprende las
actividades de generación, transmisión y
distribución en los departamentos de La Paz,
Cochabamba, Santa Cruz, Oruro, Chuquisaca,
Potosí, Tarija y Beni, donde las actividades se
encuentran desintegradas verticalmente. El
Sistema Troncal de Interconexión (STI),
corresponde a la transmisión dentro del SIN y
consiste en líneas de alta tensión en 230, 115
y 69 kV y las subestaciones asociadas. En los
sistemas eléctricos que no están conectados
al SIN (sistemas aislados) varias empresas se
encuentran integradas verticalmente.
2.2. El Sistema
Interconectado Nacional
El SIN tiene la función de suministrar energía
eléctrica en los departamentos de La Paz,
Santa Cruz, Cochabamba, Oruro, Potosí,
Chuquisaca, Tarija y Beni. A su vez, existe un
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el cual
1
Despacho de carga se define como la asignación
específica de carga a centrales generadoras, para lograr
se encuentra conformado por agentes que
efectúan operaciones de compra, venta y
transporte de electricidad en el SIN. Este
mercado es administrado por el Comité
Nacional de Despacho de Carga (CNDC) que
planifica la operación integrada del SIN,
realiza el despacho de carga
1
en tiempo real a
costo mínimo y determina las transacciones.
La gran mayoría de las transacciones del
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se
realizan en el mercado spot, es decir al precio
vigente en el mercado al momento de la
transacción. El intercambio de energía y
potencia se realiza en los Nodos de inyección
y/o retiro del STI, a los que se encuentran
conectados los agentes del mercado que
participan en las transacciones de compra
venta en el MEM.
A diciembre de 2015, el SIN contaba con trece
empresas generadoras, cuatro transmisoras y
ocho distribuidoras mayores. También
forman parte del SIN los consumidores no
regulados y varias empresas distribuidoras
menores. Este sistema se presenta a
continuación:
un suministro económico y confiable, de acuerdo a las
variaciones de oferta y demanda de electricidad.
Electricidad
3
Tomo 2
Gráfico 1. Operadores en el SIN: 2015
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
2.2.1.
Operadores del Sistema
Interconectado
Nacional
A continuación, se detallan los operadores
que participan en el SIN, la regulación a la que
están sujetos y el desarrollo de estas
actividades durante el año 2015.
Operadores en la actividad de generación
En la gestión 2015, operaron en territorio
boliviano las siguientes empresas con licencia
de generación otorgada por la Autoridad de
Fiscalización y Control Social de Electricidad
(AE):
Empresa Eléctrica Corani S.A.
(CORANI),
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.
(EGSA),
Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A.
(EVH),
Compañía Boliviana de Energía
Eléctrica S.A. (COBEE),
Empresa Rio Eléctrico S.A. (ERESA),
Hidroeléctrica Boliviana S.A. (HB),
Sociedad Industrial Energética y
Comercial Andina S.A. (SYNERGIA),
Compañía Eléctrica Central Bulo S.A.
(CECBB),
Guabirá Energía S.A. (GBE),
Empresa Nacional de Electricidad
(ENDE),
ENDE Andina,
Servicios de Desarrollo de Bolivia S.A.
(SDB) y
SECCO Bolivia S.A.
La capacidad de generación en el SIN a
diciembre del año 2015 alcanzó a 1.831 MW.
De esta, el 26,4% corresponde a centrales
Electricidad
4
Tomo 2
hidroeléctricas, el 72% a centrales
termoeléctricas y el 1,6% a energías
alternativas. Las cuatro principales empresas
generadores son EGSA, EVH, ENDE Andina y
COBEE las cuales concentran el 66,4% del
total de la capacidad instalada en el SIN.
Cuadro 1. Capacidad de generación en el SIN (En MW): 2015
Hidroeléctricas
Capacidad
Termoeléctricas*
Sistema Corani - CORANI
148,7
Guaracachi (36ºC) - EGSA
Sistema Zongo - COBEE
188,0
Santa Cruz (36ºC) - EGSA
Sistema Miguillas -COBEE
21,1
Aranjuez (25ºC) - EGSA
Sistema Yura - ERESA
19,0
Karachipampa (19ºC) - EGSA
Sistema Taquesi - HB
89,3
Valle Hermoso (28ºC) - EVH
Kanata - SYNERGIA
7,5
Carrasco (36ºC) - EVH
Quehata - SDB
2,0
El Alto (18ºC) - EVH
San Jacinto
7,0
Entre Rios (36ºC) - ENDE
Andina
Subtotal
482,6
Kenko (18ºC) - COBEE
Alternativas
Capacidad
Bulo Bulo (36ºC) - CEBB
Guabirá
21
Del Sur (34°C)
Unagro
6
Moxos - ENDE
Qollpana
3
Warnes (36ºC)
Subtotal
30
Subtotal
Total
1.831,0
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga 2015.
* A temperatura máxima probable.
El parque termoeléctrico está compuesto por
turbinas a gas natural de ciclo abierto, una
turbina a vapor de ciclo combinado, motores
a gas natural y diésel oíl, unidades Dual Fuel.
Las centrales termoeléctricas con mayor
capacidad de generación considerando la
máxima temperatura probable (98%) en la
hora de punta, son las de Guaracachi (36°C),
Valle Hermoso (28°C), Bulo Bulo (36°C),
Warnes (36°C) y Del Sur (34°C).
En el año 2015, la oferta de capacidad de
generación tuvo un incremento neto de 216,3
MW, principalmente por la puesta en marcha
de la Central termoeléctrica Warnes (ENDE
ANDINA) con una capacidad de generación de
199,2 MW de sus unidades WAR01, WAR02,
WAR03, WAR04 y WAR05. Asimismo,
entraron en operación las unidades MOS15 y
MOS16 de la Central Termoeléctrica Moxos
(ENDE Generación) y dos unidades SJA01 y
SJA02 de la Central San Jacinto (Guaracachi
S.A.).
Por otro lado, el parque hidroeléctrico está
compuesto por las centrales de pasada
(Zongo, Taquesi, Yura y Quehata), las
centrales con embalse (Corani y Miguillas) y
una central cuya operación depende del
abastecimiento de agua potable en la ciudad
de Cochabamba (Kanata). Las centrales
hidroeléctricas con mayor potencia son las de
Corani y Zongo.
Electricidad
5
Tomo 2
Finalmente, el parque de energías
alternativas está compuesto por turbinas a
vapor que operan con bagazo de caña de
azúcar (Guabirá y UNAGRO) y generación
eólica (Qollpana).
En el año 2015, la producción bruta de energía
fue de 8.334,9 GWh, cifra mayor a la
generación del año 2014 en 6,4%. Para este
periodo el mayor crecimiento se da en la
producción bruta generada por las
termoeléctricas (9,3%).
Cuadro 2. Producción bruta de energía en el SIN (En GWh)
Hidroeléctricas
2014
2015
Variación
Termoeléctricas
2014
2015
Variación
Zongo
887,0
944,1
6,4%
Guaracachi
1.764,4
1.704,5
-3,4%
Corani
923,4
937,7
1,5%
Santa Cruz
74,0
79,3
7,2%
Taquesi
202,5
343,7
69,7%
Carrasco
815,8
516,3
-36,7%
Miguillas
85,1
106,6
25,3%
Bulo Bulo
709,1
600,3
-15,3%
Yura
108,0
77,6
-28,1%
Valle Hermoso
458,9
260,6
-43,2%
Kanata
19,8
17,6
-11,1%
Aranjuez
168,4
119,3
-29,2%
Quehata
7,2
8,3
15,3%
El Alto
182,6
292,9
60,4%
San Jacinto
4,0
Kenko
90,5
30,0
-66,9%
Subtotal (H)
2.233,0
2.439,6
9,3%
Karachipampa
61,0
79,7
30,7%
Alternativas
2.014,0
2.015,0
Variación
Entre Rios
705,4
324,2
-54,0%
Eólica Qollpana
8,2
11,5
40,2%
Moxos
93,0
86,5
-7,0%
Biomasa Guabirá
65,7
62,1
-5,5%
Del Sur
396,0
1.104,4
178,9%
Biomasa UNAGRO
10,6
16,9
59,4%
Warnes
606,8
-
Subtotal (A)
84,5
90,5
7,1%
Subtotal (T)
5.519,1
5.804,8
5,2%
Total (H+T+A)
7.836,6
8.334,9
6,4%
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga, 2015.
2.2.2.
Operadores en la
actividad de
Transmisión
La red de transmisión en el Sistema Troncal de
Interconexión - STI en el país está compuesta
por tres empresas que transportan
electricidad:
ENDE Transmisión (ex TDE)
Interconexión Eléctrica ISA Bolivia
(ISA)
Empresa Nacional de Electricidad
(ENDE).
El año 2015 la longitud del Sistema Troncal de
Interconexión fue de 4.088,8 km. En esta
gestión, ENDE Transmisión poseía la
propiedad del 51% de las líneas de
transmisión del Sistema Troncal de
Interconexión, por su parte ISA y ENDE
operaban el 14% y 34% de las líneas
respectivamente.
Finalmente, se observa que para el año 2015
ENDE Transmisión operaba el 40% de las
líneas en 230kV, 67% de las líneas en 115kV y
la totalidad de las líneas de 69kV (Ver el Anexo
N.1 para mayor detalle).
Electricidad
6
Tomo 2
2.2.3.
Operadores en la
actividad de
distribución
Existen ocho empresas distribuidoras en el
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del SIN y
cada una atiende una determinada zona que
le ha sido otorgada mediante licitación. Estas
zonas respetan una división espacial natural,
ya que la Ley de Electricidad vigente no
establece explícitamente una separación por
regiones.
Cuadro 3. Principales Distribuidoras Mayoristas del SIN: 2015
Empresa
Cobertura
Comercialización
(GWh)
Cooperativa Rural de Electrificación (CRE)
Ciudad de Santa Cruz de la Sierra y
municipios próximos
2.940,5
Distribuidora de Electricidad La Paz
(DELAPAZ)
Ciudad de La Paz, municipios y
provincias aledañas
1.767,3
Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica
Cochabamba (ELFEC)
Departamento de Cochabamba
1.226,0
Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Oruro
(ELFEO)
Ciudad de Oruro, municipios y
provincias aledañas
467,0
Compañía Eléctrica Sucre (CESSA)
Ciudad de Chuquisaca, municipios y
provincias aledañas
279,6
Servicios Eléctricos Potosí (SEPSA)
Departamento de Potosí
446,1
Empresa Nacional de Electricidad (ENDE)
Trinidad, Rurrenabaque, Santa Rosa,
Reyes, Yucumo, Moxos, Aroma, San
Borja, Camargo, Uyuni
172,0
Empresa Nacional de Electricidad (SETAR)
Departamento de Tarija
151,1
Consumidores no regulados
-
493,7
Total
7.943,3
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), 2015.
En el año 2015 el consumo de energía
eléctrica de las empresas distribuidoras
mayoristas presentó un crecimiento del 6,2%
respecto al año 2014. El 74,7% del consumo
de energía eléctrica se concentra en las
empresas CRE, DELAPAZ y ELFEC que
abastecen las ciudades más pobladas, La Paz,
El Alto, Santa Cruz y Cochabamba. Solamente
DELAPAZ atendió 32,6% del total de
consumidores regulados en el SIN el 2015; sin
embargo, CRE comercializa la mayor cantidad
de electricidad a nivel nacional. Asimismo,
existen 26 pequeñas cooperativas y empresas
2
El megavatio (MW) equivale a un millón de vatios. La
capacidad o potencia de una central energética se mide
que acceden a la red del SIN y venden
electricidad a pequeñas comunidades rurales
o ciudades intermedias.
2.2.4.
Consumidores no
regulados
Otros agentes económicos importantes en el
SIN son los consumidores no regulados, que
se definen como aquellos que demandan
electricidad por encima de 1 MW de
potencia
2
. En la gestión 2015 se encontraban
habilitados por la AE cuatro consumidores no
en vatios, mientras que la energía generada usualmente
se mide en vatios-hora.
Electricidad
7
Tomo 2
regulados que comercializan en el Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM):
Empresa Minera Inti Raymi (EMIRSA)
Empresa Metalúrgica Vinto
Cooperativa Boliviana de Cemento
(COBOCE)
Empresa Minera San Cristóbal (EMSC)
2.3. Sistemas Aislados
Los departamentos de Chuquisaca, Beni,
Santa Cruz y Tarija están interconectados
parcialmente, mientras que Pando no se
encuentra interconectado al SIN, por ello la
electricidad que es consumida en estas
regiones es generada en el mismo lugar o
cerca, existiendo varios operadores
verticalmente integrados (generando y
distribuyendo) que prestan el servicio.
A fin de aumentar la confiabilidad y la oferta
de energía del sistema de Pando, en la gestión
2015 entró en operación la Planta Solar Cobija
operada por ENDE, la cual aporta con 5 MW
generando un impacto medioambiental
positivo.
La generación bruta de los principales
sistemas aislados en el 2015 se detalla en el
siguiente cuadro.
Cuadro 4. Generación Bruta de los Principales Sistemas Aislados: 2015
Empresa
Ubicación
Generación Bruta de
Energía (GWh)
Servicios Eléctricos Tarija S. A. (SETAR)
Tarija la Tablada, Villamontes, Yacuiba,
Bermejo, Entre Ríos, El Puente.
30,3
Cooperativa Rural de Electrificación
Ltda. (CRE)
Cordillera, Robore, San Ignacio, Valles,
Charagua, San Ramón, German Busch,
Sistema Chiquitos
213,0
Empresa Nacional de Electricidad
(ENDE)
Cobija
62,1
Energía Bolivia S.A. (SECCO)
Bermejo, La Tablada, San Isidro, Riberalta
45,6
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.
(EGSA)
San Matías
7,4
Gas y Electricidad S.A. (G&E)
El Puente –SOBOCE, Camargo
32,5
Total
390,8
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
En el año 2015, la generación bruta de energía
de los principales sistemas aislados fue de
390,8 GWh, cifra menor a la del año anterior
en 30%. Esto se debe principalmente a que la
empresa SECCO mantuvo sus operaciones en
el sistema aislado Riberalta pero solicitó la
cancelación de su Registro de Generación en
el sistema de Bermejo.
Existen también sistemas aislados menores
que se caracterizan por ser cooperativas
ubicadas en poblaciones pequeñas del país.
Otros generadores son autoproductores, cuya
producción es destinada para uso propio,
siendo las centrales más importantes por
potencia instalada Guillermo Elder Bell,
Guabirá, Transredes, UNAGRO y Chaco.
Electricidad
8
Tomo 2
2.4. Regulación de Precios
La determinación de precios en el sector
eléctrico, se efectúa siguiendo las directrices
establecidas en el Reglamento de Precios y
Tarifas (aprobado mediante Decreto Supremo
N° 26094 de 02 de marzo de 2001).
En el Mercado Eléctrico Mayorista se fijan
semestralmente los precios de energía y
potencia para cada Nodo del sistema y se
determinan los peajes de transmisión.
El precio de energía corresponde al costo de
producción (calculados sobre la base de las
ofertas de precio del gas) de la última
máquina requerida en el despacho de costo
mínimo para satisfacer la demanda.
El precio de potencia se determina mediante
el costo marginal de potencia, calculado
mediante la anualidad del costo de inversión
de la unidad generadora más económica que
entrega potencia adicional al sistema.
Los precios de transmisión se determinan
como el costo medio de transmisión de un
Sistema de Transmisión Económicamente
Adaptado (STEA), determinado como el costo
anual de la inversión más costos de
operación, mantenimiento y administración.
El CNDC elabora semestralmente los estudios
de los Precios Referenciales del Mercado
Eléctrico Mayorista, los que son revisados por
la autoridad reguladora para posteriormente
aprobar los precios de Nodo de energía y
potencia; los precios de transmisión (peajes)
y las respectivas fórmulas de indexación. Los
precios de potencia y de energía se
transfieren a las tarifas de distribución y el
precio spot de energía se transfiriere al
consumidor final.
Cada cuatro años las empresas en transmisión
deben realizar un estudio de actualización de
Costos de Transmisión. La AE aprueba los
montos de los costos anuales de transmisión
de cada empresa transmisora
individualmente. El año 2014 fueron
aprobados los costos para ENDE y el 2013
para ISA y ENDE Transmisión.
Los precios máximos para el suministro de
electricidad de las empresas de distribución
son las tarifas base más las fórmulas de
indexación (que contemplan ajustes por
variaciones en costos e incrementos en
eficiencia). Estas tarifas base se calculan por
cuatro años considerando los costos de
compra de electricidad (generación y
transmisión), costos de distribución y costos
de consumidores.
El año 2015 producto de la Revisión Ordinaria
de Tarifas, las empresas titulares de
distribución DELAPAZ, CRE, ELFEC, ELFEO,
ENDE, y CESSA elaboraron los
correspondientes estudios tarifarios, mismos
que fueron revisados y aprobados por la AE,
aprobándose en consecuencia las tarifas base
de distribución, la estructura tarifaria y las
fórmulas de indexación respectivas para el
periodo noviembre 2015- octubre 2019.
Con la creación el año 2003 del Fondo de
Estabilización del Mercado Mayorista (FEM) y
del Fondo de Estabilización de Distribución
(FED), se establecieron medidas para limitar la
variación en las tarifas de electricidad. La AE
determina factores de estabilización para la
determinación de precios de Nodo de
aplicación y cargos tarifarios, que contribuyen
a estabilizar las tarifas que llegan al usuario
final.
2.5. Aspectos Legales
2.5.1.
Estructura Institucional
Las instituciones públicas relevantes del
sector eléctrico en Bolivia son el
Viceministerio de Electricidad y Energías
Alternativas (VMEEA), dependiente del
Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE),
la Autoridad de Fiscalización y Control Social
Electricidad
9
Tomo 2
de Electricidad (AE), el Comité Nacional de
Despacho de Carga (CNDC) y la Empresa
Nacional de Electricidad (ENDE).
Mediante Decreto Supremo N° 71 de 9 de
abril de 2009, se crea la Autoridad de
Fiscalización y Control Social de Electricidad
(AE), en reemplazo de la Superintendencia de
Electricidad, la que había sido definida en la
Ley de Electricidad como el ente regulador de
la industria eléctrica. Este Decreto también
establece como atribución del Ministerio de
Hidrocarburos y Energía la designación del
Presidente del CNDC como la máxima
autoridad ejecutiva del CNDC y aprueba el
Reglamento de Funciones y Organizaciones
de dicha institución.
El VMEEA está encargado de la formulación
de la política eléctrica del país y elabora el
Plan Sectorial de Electricidad. Por su parte, la
AE es el ente regulador de la industria
eléctrica y tiene entre sus funciones la
regulación de precios y tarifas, otorgar títulos
habilitantes, promoción de la competencia,
supervisar el funcionamiento del CNDC y
protección al consumidor. El CNDC es el
encargado de administrar el mercado
mayorista, coordinar la operación integrada y
planificar la expansión óptima del SIN.
A partir de la aprobación de la nueva
Constitución Política del Estado, se ha
consolidado a la Empresa Nacional de
Electricidad como una Empresa Corporativa,
denominándose ENDE Corporación. De
acuerdo al Decreto Supremo N° 29644 de 16
de julio de 2008, ENDE ha sido refundada
como empresa pública nacional, estratégica y
corporativa, con duración indefinida, con
presencia nacional y en todas las actividades
de la industria eléctrica
3
.
3
Se crean también las empresas, como sociedades de
economía mixta, ENDE Sistemas Aislados, para atender
la cadena eléctrica en Trinidad y Cobija, ENDE
2.5.2.
Marco legal vigente
El proceso de capitalización y privatización del
sector eléctrico de 1994 llevó a la
desintegración vertical de la industria y a la
separación de la capacidad de generación de
ENDE en tres nuevas empresas: Corani SAM,
Guaracachi SAM y Valle Hermoso SAM. La
capacidad de transmisión de ENDE fue cedida
a la empresa Transportadora de Electricidad
(TDE S.A.), mientras que en distribución,
ENDE y COBEE fueron obligadas a ceder sus
activos de distribución a las nuevas empresas
de distribución. En este marco se promulga la
Ley 1604 Ley de Electricidad, de 21 de
diciembre de 1994.
Posteriormente, la nueva Constitución
Política del Estado establece que las
diferentes formas de energía y sus fuentes
constituyen un recurso estratégico, siendo
facultad privativa del Estado el desarrollo de
la cadena productiva energética en las etapas
de generación, transmisión y distribución, a
través de empresas públicas, mixtas,
instituciones sin fines de lucro, cooperativas,
empresas privadas y empresas comunitarias y
sociales. La cadena productiva energética no
puede estar sujeta exclusivamente a intereses
privados ni puede concesionarse.
La actual Ley de Electricidad tiene doce
reglamentos que complementan la regulación
establecida en la misma, entre los cuales los
más importantes son:
Reglamento de Concesiones, Licencias y
Licencias Provisionales (Decreto
Supremo N° 24043 de 28 de junio de
1995);
Reglamento de Operación del Mercado
Eléctrico (Decreto Supremo N° 26093 de
2 de marzo de 2001);
Generación, ENDE Transmisión, para operar la línea
Carnavi – Trinidad, y ENDE Distribución.
Electricidad
10
Tomo 2
Reglamento de Precios y Tarifas (Decreto
Supremo N° 26094 de 2 de marzo de
2001)
4
.
El 11 de junio de 2008, se aprobó el Decreto
Supremo N° 29598 que modifica el
Reglamento de Precios y Tarifas; donde se
establece una nueva fórmula de indexación
de las tarifas de distribución al consumidor
regulado en el SIN, que agrega el impacto del
tipo de cambio al de la inflación, establecido
en el Decreto Supremo N° 26094.
Por otro lado, el Decreto Supremo N° 29599
de 11 de junio de 2008, dispuso que aquellas
unidades cuya capacidad de generación sea
menor al 1% de la capacidad del parque
generador y que utilicen combustible líquido
para la producción de electricidad sean
pagadas como unidades de generación
forzosa, como una medida para evitar al
consumidor final una subida de precios.
El Decreto Supremo N° 29644 de 16 de julio
de 2008, establece la naturaleza jurídica de la
Empresa Nacional de Electricidad (ENDE)
como empresa pública nacional estratégica y
corporativa, con una estructura central y
empresas de su propiedad. Se establece que
ENDE operará y administrará empresas
eléctricas de generación, transmisión y/o
distribución, en forma directa, asociada con
terceros o mediante su participación
accionaria en sociedades anónimas, de
economía mixta y otras dispuestas por Ley. El
Decreto Supremo N° 0267 de 26 de agosto de
2009, establece la conformación del
Directorio de ENDE y aprueba los Estatutos de
la empresa.
El Decreto Supremo N° 0289 de 09 de
septiembre de 2009 transfirió a favor del
Estado Plurinacional de Bolivia, a título
gratuito y sin costo administrativo, las
acciones que formaban parte del fondo de
4
Una breve descripción de estos reglamentos, así como
referencias al marco legal anterior a la Ley 1604, pueden
capitalización colectiva, que eran
administradas por las Administradoras de
Fondos de Pensiones, correspondientes a las
empresas eléctricas Corani S.A., Valle
Hermoso S.A. y Guaracachi S.A. Para la
transferencia de las acciones se manda
“sustituir la titularidad de las acciones” de las
tres generadoras en la Entidad de Depósito de
Valores de Bolivia Sociedad Anónima. Esta
medida posicionó al Estado Boliviano de
mejor manera en las negociaciones para
lograr una participación mayoritaria de ENDE
en las tres empresas capitalizadas.
El Decreto Supremo N° 0383 de 16 de
diciembre de 2009, liberó a ENDE del
cumplimiento de algunos requisitos y
obligaciones impuestas por el Reglamento de
Concesiones, Licencias y Licencias
Provisionales, en tanto entre en vigencia la
nueva ley referida al sector eléctrico y la
reglamentación relativa a concesiones y
títulos habilitantes. También liberó de
manera excepcional a ENDE-ANDINA del
cumplimiento de algunos requisitos y
obligaciones impuestas por el Reglamento
citado, para la ejecución del proyecto de
"Generación Termoeléctrica Entre Ríos".
El Decreto Supremo N° 428 de 10 de febrero
de 2010, tiene por objeto reglamentar la
intervención administrativa en el sector de
electricidad dispuesta en el inciso e) del
Artículo 51 del Decreto Supremo N° 0071, de
9 de abril de 2009. Se establece el
procedimiento de la designación del
interventor, las facultades administrativas y
las atribuciones a efecto de garantizar la
provisión del servicio de electricidad, cuando
se ponga en riesgo la continuidad y el Normal
suministro de este servicio.
El Decreto Supremo N° 0493 de 1 de mayo de
2010 nacionaliza a favor de ENDE, en
representación del Estado Plurinacional de
ser consultados en el Diagnóstico Sectorial del Sector
Eléctrico elaborado por UDAPE en la gestión 2009.
Electricidad
11
Tomo 2
Bolivia, el paquete accionario que poseen las
sociedades capitalizadoras en las empresas
Corani S.A., Valle Hermoso S.A. y Guaracachi
S.A., y las acciones en propiedad de terceros
provenientes de las sociedades
capitalizadoras. El Decreto Supremo N° 0493
además garantiza la continuidad y calidad del
servicio de suministro de energía eléctrica al
SIN por parte de las empresas
nacionalizadas
5
.
El Decreto Supremo N° 488 del 28 de abril de
2010 tiene por objeto establecer los
mecanismos para la incorporación al Sistema
Troncal de Interconexión - STI de las líneas
Kenko-Chuquiaguillo, Chuquiaguillo-Caranavi
y Caranavi-Trinidad.
El Decreto Supremo N° 0494 de 1 de mayo de
2010 recupera para el Estado las acciones de
la Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica
Cochabamba S.A. (ELFEC), a fin de asegurar el
control, administración y dirección del Estado
en esta empresa
6
.
Mediante Decreto Supremo N° 934 de 20 de
julio de 2011 se establecieron medidas
excepcionales de orden reglamentario y
regulatorio para mantener una provisión
adecuada de electricidad en el SIN y en los
sistemas aislados. En este sentido, se faculta
a la AE para otorgar autorizaciones
provisionales para ejercer la actividad de
generación en el SIN y sistemas aislados como
operadores y a personas naturales y jurídicas
que así lo soliciten, cumpliendo requisitos
técnicos reglamentados por la AE. También se
habilita provisionalmente a ENDE, para la
5
En cumplimiento del Decreto Supremo N° 0493, ENDE
en representación del Estado Boliviano, ha efectuado el
año 2011 el pago por compensación de los paquetes
accionarios de Valle Hermoso S.A. y de Corani S.A.,
asumiendo entonces ENDE el pleno control,
administración, dirección y operación de los diferentes
paquetes accionarios, y garantizando la continuidad del
servicio de suministro de energía eléctrica al SIN.
actividad de servicio público de distribución
en la ciudad de Trinidad y zonas de influencia.
En el año 2012 se elaboraron normativas con
las que se efectivizaron los traspasos de
paquetes accionarios a ENDE de varias
empresas eléctricas de capitales privados y
extranjeros. Con estas medidas ENDE pasó a
ser el accionista mayoritario de la empresa
Transportadora de Electricidad S.A.,
ELECTROPAZ S.A., ELFEO S.A., EDESER S.A. y
CADEB S.A
El 30 de julio de 2013, se aprobaron los
Decretos Supremos N° 1689 - 1691 en los que
se establece la estructura organizativa y
funcional corporativa de ENDE matriz, se
consolida su carácter corporativo y se
aprueba una nueva escala salarial en su
condición de Empresa Pública Nacional
Estratégica (EPNE) y de carácter corporativo.
Por otro lado el Decreto Supremo N° 1536 de
20 de marzo de 2013, dispone el pago
mensual de los Consumidores no Regulados al
Fondo de Estabilización del MEM, de un
monto equivalente al quince por ciento (15%)
por concepto de compra de electricidad de
acuerdo al Documento de Transacciones
Económicas. Medida realizada para mejorar la
liquidez de las empresas generadoras y
continuar con el proceso de fortalecimiento
del sector eléctrico.
Asimismo, se estableció un mecanismo de
remuneración para la generación de
electricidad a partir de Energías Alternativas
en el Sistema Interconectado Nacional,
mediante el Decreto Supremo N° 2048 de 2 de
julio de 2014. Este mecanismo consiste en la
En el caso de Guaracachi S.A., a diciembre de 2012 la
adquisición de la titularidad de las acciones respectivas
todavía se encontraba en proceso.
6
En fecha 29/03/2012 se consiguió la titularización del
92,12% de ELFEC S.A. a favor de ENDE.
Electricidad
12
Tomo 2
creación de cuentas individuales de Energías
Alternativas para cada agente distribuidor, en
las que se incluirán los montos destinados a
cubrir la remuneración y desarrollo de dichas
energías. Para este efecto, la AE determinará
factores de Energías Alternativas que serán
aplicados en forma conjunta a los factores de
estabilización en las indexaciones de las
tarifas al consumidor final.
Finalmente, otra medida importante del
sector fue el establecimiento de las
actividades de la industria eléctrica respecto
al intercambio internacional de electricidad,
su operación y transacciones comerciales, así
como las interconexiones internacionales de
electricidad, lo cual fue reglamentado
mediante el Decreto Supremo N° 2399 de 10
de junio de 2015.
3. Evolución y estado de la
situación del sector
3.1. El sector en la
economía
La participación del sector eléctrico en el PIB
en el año 2015 fue de 1,7%
7
, valor que tuvo
poca variación en los últimos 15 años. Siendo
un sector intensivo en capital, la población
empleada en el sector es muy pequeña,
representando el año 2014 el 0,2% de la
población ocupada en las ciudades capitales
8
.
El Cuadro N° 5 muestra el valor de las
inversiones efectuadas en el sector eléctrico.
En el período 1996-2005 las empresas de
generación realizaron inversiones por $us 409
millones y las empresas transmisoras
realizaron inversiones por $us121,5 millones;
las inversiones efectuadas por las empresas
de distribución en subestaciones y redes de
distribución alcanzaron los $us279,4 millones
Sin embargo, para el periodo en el período
2006-2015 las inversiones realizadas en
generación fueron $us661,2 millones, las
empresas transmisoras realizaron inversiones
por $us412,9 millones y las inversiones en
distribución (incluyendo SIN y SA) fue de
$us430,9 millones.
Cuadro 5. Inversión en el Sector Eléctrico (en millones de $us)
Empresa/Año
1996-2005
2006-2015
Inversiones en Generación
CORANI
51,9
10,0
GUARACACHI
66,0
88,1
VALLE HERMOSO
50,9
177,2
ENDE ANDINA
0,0
333,7
RIO ELECTRICO
18,1
-
COBEE
97,3
5,1
BULO BULO
43,3
37,5
HIDROBOL
71,9
-
GENERGYS
2,2
-
7
Este valor se obtuvo aplicando al PIB sectorial de
electricidad (gas y agua precios constantes), el
ponderador de 80,16% que corresponde a la
participación del sector eléctrico en el Valor Bruto de
Producción de esa actividad económica.
8
Datos preliminares en la rama de actividad económica
Electricidad, gas y agua. Encuesta de Hogares 2011 -
2014.
Electricidad
13
Tomo 2
Empresa/Año
1996-2005
2006-2015
SYNERGIA
5,6
-
GAS Y ELECTRICIDAD
1,8
0,7
SECCO ENERGIA BOLIVIA SA
0,0
1,9
SDB
0,0
1,6
GUABIRA
0,0
5,4
SECCO ENERGIA SOLIVIA SA
0,0
-
Total Generación
409,0
661,2
Inversiones en Transmisión
TRANSPORTADORA DE ELECTRICIDAD
34,1
128,5
INGELEC-TESA
0,0
22,9
INTERCONEXION ELECTRICA ISA BOLIVIA
87,3
8,5
SAN CRISTOBAL TESA
0,0
-
ENDE TRANSMISIÓN
0,0
253,0
Total Transmisión
121,5
412,9
Inversiones en Distribución(*)
CRE AREA INTEGRADA
107,1
175,1
CRE-LAS MISIONES
0,6
19,6
CRE-SAN IGNACIO
1,0
8,7
CRE-VALLES CRUCEÑOS
0,2
7,9
CRE-CORDILLERA
1,2
6,3
CRE-CHARAGUA
0,0
1,2
CRE-ROBORE
0,2
10,9
CRE-GERMAN BUSCH
5,7
13,1
ELFEC
50,4
71,7
ELECTROPAZ (DELAPAZ)
84,6
68,9
ELFEO
8,8
10,7
CESSA
11,3
14,6
SEPSA
6,0
5,3
SETAR TARIJA CENTRAL
0,0
4,2
SETAR EL PUENTE
0,0
0,0
SETAR YACUIBA
0,0
1,8
SETAR VILLAMONTES
0,0
2,0
SETAR BERMEJO
0,0
0,0
SETAR ENTRE RIOS
0,0
0,0
Total SIN
277,1
422,2
COSERCA
0,0
0,1
COOPELECT
0,1
0,5
CER
2,2
7,1
COSEGUA
0,0
0,6
SEYSA
0,0
0,3
Total SAVIS
2,3
8,7
Total Distribución
279,4
430,9
Total Sector
809,9
1.505,1
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
*Las inversiones de Distribución son montos preliminares.
Los montos que se muestran en las tablas son
montos preliminares ya que para el periodo
2006-2015, algunas evaluaciones de
inversiones de las Distribuidoras en sistemas
Electricidad
14
Tomo 2
aislados aún no fueron concluidas. Asimismo,
los montos de las inversiones 1995-2005
fueron obtenidos de los registros históricos
de la extinta Superintendencia de Electricidad
y todavía están siendo verificados y validados.
3.2. Oferta de electricidad
en el SIN
El Gráfico N° 2 muestra la generación de
energía por tipo de fuente. La capacidad de
generación en el SIN al 2015 está distribuida
en generación termoeléctrica (69,6%),
hidroeléctrica (29,3%) y energías alternativas
entre plantas de biomasa y una planta eólica
(1,1%). Las centrales hidroeléctricas son
utilizadas durante más horas en el día, son
empleadas como unidades base en el
despacho. En el período seco la generación
hidroeléctrica disminuye lo que obliga a
incrementar la generación termoeléctrica. La
generación termoeléctrica en Bolivia cuenta
en su mayoría con turbinas de ciclo simple.
Gráfico 2 Generación de Energía por Tipo de Fuente de Generación
Fuente: Anuario estadístico de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), 2015.
El Gráfico N° 3 muestra la capacidad instalada
también por tipo de fuente de generación
desde el año 2000. A partir del año 2002 se
observa una tendencia creciente en la
generación termoeléctrica, mientras que la
generación hidroeléctrica tiene un
crecimiento más modesto. Para el año 2015 la
capacidad instalada termoeléctrica
representa el 75,1%, la hidroeléctrica el 20,5%
y las energías alternativas representa un 4,4%
de la capacidad total en el SIN.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Gwh
% Termo % Hidro % Alt Termo Hidro
Electricidad
15
Tomo 2
Gráfico 3 Capacidad Instalada por Tipo de Fuente de Generación
Fuente: Anuario estadístico de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), 2015.
Entre las termoeléctricas la central
Guaracachi es la más importante en cuanto a
producción, habiendo generado el 29,4% de
la producción de energía termoeléctrica el
año 2015, mientras que entre las centrales
hidroeléctricas la principal es la central Zongo
generando el 38,7% de la producción bruta de
energía hidroeléctrica. La mayor potencia
instalada dentro del SIN, se encuentra en la
empresa generadora EGSA (537 MW) de la
cual 410,8 MW corresponden a la central
térmica generadora Guaracachi. De la misma
manera, la empresa COBEE tiene una
potencia instalada de 242,9 MW en el SIN, de
las cuales sus centrales generadoras en el
valle de Zongo, representan 188 MW de
potencia.
4. Demanda de electricidad
La serie histórica para el periodo 2000-2015
muestra una tasa de crecimiento del Índice de
cantidad del consumo de electricidad de 74%
comparada con una tasa de crecimiento de
93,9% en el PIB de electricidad, gas y agua. La
participación del PIB de electricidad sobre la
producción total de la economía es de 2,1% y
se ha mantenido casi constante en el período.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
500
1000
1500
2000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
MW
% Termo % Hidro % Alt Termo Hidro
Electricidad
16
Tomo 2
Gráfico 4 Índice de consumo de electricidad y participación del sector en el PIB
Fuente: Instituto Nacional de Estadísticas (INE).
El Gráfico N° 5, muestra la evolución de la
cobertura de electricidad
9
. La cobertura tanto
urbana como rural aumentó de 34% en 1976
a 87,4% en 2015. La cobertura en las áreas
rurales aumentó significativamente de 6,8%
en 1976 a 68% en 2015, mientras que en las
zonas urbanas la cobertura pasó de 74% a
97,2% en el mismo periodo.
Gráfico 5 Cobertura de electricidad
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) e Instituto Nacional de Estadística (INE).
9
La cobertura eléctrica se mide como el número de
viviendas con electricidad dividido por el número de
viviendas totales, expresado en porcentaje. Se
realizaron mediciones en los censos de los años 1976,
1992, 2012 y de manera anual a partir del año 1997.
0
50
100
150
200
250
300
350
0
0,5
1
1,5
2
2,5
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014(p)
2015(p)
Índice
Participación en el PIB
Índice de cantidad de consumo de electricidad (año base 1990)
Part. del PIB de electricidad, gas y agua sobre PIB total (%)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1976
1992
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
% Cobertura
Cobertura urbana
Cobertura rural
Electricidad
17
Tomo 2
4.1. Demanda Sistema
Interconectado Nacional –
SIN
Durante el 2015 el consumo de energía
eléctrica por parte de los consumidores
finales fue de 7.874,5 GWh, mientras que la
energía retirada por las empresas
distribuidoras del SIN durante la misma
gestión fue de 7.943,3 GWh, cifra superior en
6,5% al consumo del año anterior. Dicho
crecimiento esta explicado en una proporción
importante por el incremento en el consumo
de energía de ELFEO en Oruro y en el nuevo
consumo del sistema Iturralde atendido por la
empresa DELAPAZ como distribuidor. El
consumo per cápita de electricidad (Sistema
Interconectado Nacional y Sistemas Aislados)
se ha incrementado en 67,6% desde el año
2000, pasando de 411,8 kWh/hab a 690,1
kWh/hab
10
en el año 2015.
Gráfico 6 Consumo per cápita de electricidad (kWh)
Fuente: Instituto Nacional de Estadística (INE) y Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
Otro elemento característico de la demanda
de electricidad, es el comportamiento de la
curva de carga, cuyo pico se presenta entre
las 19:00 y 22:00, hecho que se explica
principalmente por el consumo residencial y
el alumbrado público. En el Gráfico N° 7, se
muestra la curva de carga del día 22 de
octubre de 2015, día en el cual se presentó la
máxima demanda del año (1.370 MW).
10
Medido como las ventas de electricidad a consumidor
final en el SIN y en los sistemas aislados, dividido entre
la población total del país.
411,8
402,2
410,3
409,3
420,2
443,6
466,3
494,1
536,4
549,8
577,1
586,7
611,1
631,8
659,0
690,1
200
300
400
500
600
700
800
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
kWh
Electricidad
18
Tomo 2
Gráfico 7 Curva de Carga del Día de la Demanda Máxima (MW) – Octubre 2015
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga.
La demanda máxima en el SIN tiene una
pronunciada tendencia ascendente. Durante
el 2014, la máxima demanda se presentó en
octubre con 1.298,2 MW y el promedio anual
fue de 1.208,5 MW. El año 2015, la máxima
demanda se presentó en octubre con 1.370
MW y el promedio anual fue de 1.294,8 MW.
Por otro lado, el número de consumidores en
el SIN ha crecido en 171% entre los años 2000
y 2015, destacándose la tasa de crecimiento
de usuarios de SEPSA, la cual fue de 290%. En
este mismo periodo el crecimiento en la
cantidad de consumidores de DELAPAZ, CRE y
ELFEC, alcanza los 448 mil, 293 mil y 300 mil
usuarios nuevos respectivamente.
El crecimiento de los consumidores del SIN
entre 2014 y 2015, fue de 5,6%, dicho
aumento se debe a que durante el 2015 los
sistemas se conectaron al SIN. Además se
destaca la tasa de crecimiento de usuarios de
la empresa ELFEO, la cual fue de 15,2% con 14
mil usuarios.
La categoría con mayor número de
consumidores es la Residencial (2 millones de
usuarios en 2015), mientras que los usuarios
en las categorías general e industrial son 232
mil y 17,6 mil respectivamente. Una tercera
parte de los usuarios domiciliarios y general
corresponden a la empresa DELAPAZ,
mientras que el 44% de los usuarios
industriales son clientes de ELFEC. Destaca
también que ELFEO provee de energía
eléctrica a 84 de los 160 usuarios de la
categoría minera.
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
01:00 03:00 05:00 07:00 09:00 11:00 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00
MW
HORA
Electricidad
19
Tomo 2
Gráfico 8 Número de usuarios de las principales empresas distribuidoras (en miles de usuarios)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
Respecto a las ventas de electricidad a
consumidor final, entre 2000 y 2015 estas han
aumentado en 140,1% mientras que la tasa de
crecimiento entre 2014 y 2015 fue de 6,9%. La
empresa CRE, desde el año 1997, es la
principal distribuidora tomando en cuenta el
volumen de sus ventas de electricidad, a
pesar de que la cantidad de usuarios de
DELAPAZ es superior. En 2015, la CRE ha
vendido el 50% (2.681 GWh) de las ventas
conjuntas de DELAPAZ y ELFEC (5.399 GWh).
Estas tres distribuidores vendieron en 2015 el
79% del total de las ventas de electricidad en
el SIN
11
.
Gráfico 9 Ventas de electricidad de las principales empresas distribuidoras (en GWh)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
11
No se incluyen en estos cálculos las ventas de ELFEC-
sistemas, SEYSA y otras distribuidoras pequeñas.
-
100
200
300
400
500
600
700
800
DELAPAZ CRE ELFEC ELFEO CESSA SEPSA ENDE SETAR
Miles de usuarios
Empresa
2000 2014 2015
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
DELAPAZ CRE ELFEC ELFEO CESSA SEPSA ENDE SETAR
GWh
Empresa
2000 2014 2015
Electricidad
20
Tomo 2
Finalmente, respecto a las ventas por tipo de
categoría, el consumo en la categoría
residencial es el más importante, pues
representó el 41,3% del consumo total de
electricidad en el año 2015, seguido por el
consumo de la categoría industrial con el
26,2%. Ambas proporciones se han
mantenido relativamente constantes en los
últimos años.
Gráfico 10 Ventas de electricidad a consumidor final por categoría (en GWh)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
4.2. Demanda Sistemas
Aislados
La AE realiza el seguimiento a los sistemas
aislados más importantes. En el Gráfico N° 11
se observa que en el año 2015 el sistema con
mayor número de clientes son los Sistemas
CRE – Las Misiones, seguido por Sistema CER-
Riberalta, ambos con casi 20 mil usuarios y
CRE – Vallegrande con 18,9 mil usuarios.
Entre los años 2000 y 2015, la cantidad de
usuarios del sistema eléctrico en los sistemas
aislados pasó de 75,8 mil a 144,7 mil, lo cual
implica una tasa de crecimiento de 90,8%;
entre 2014 y 2015 aumentaron 11,4 mil
nuevos consumidores en estos sistemas, lo
que representó un incremento de 9% siendo
el sistema SETAR - Entre Ríos el que presentó
mayor crecimiento. La categoría domiciliaria
tiene la mayor participación en el número de
usuarios (84,9%), que a diciembre de 2015
contó con 122,8 mil consumidores.
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Residencial General Industrial Minería Alum.
Público
Otros
GWh
Categoría
2000 2014 2015
Electricidad
21
Tomo 2
Gráfico 11 Número de usuarios por sistema aislado (2015)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
Las ventas de electricidad en los sistemas
aislados también se incrementaron el año
2014, siendo la razón principal de ello la
conexión del sistema SETAR – Central al SIN.
Por otro lado, el sistema con más
participación en las ventas de electricidad es
CRE - Germán Busch con 55,8 GWh, donde
destaca el consumo de sus clientes
industriales que alcanza a 25,7 GWh. A este
sistema le sigue en participación ENDE –
Cobija, que consume 48,6 GWh.
0 5 10 15 20
ENDE - El Sena
CRE - Charagua
EGSA
SETAR - Entre Rios
COSERMO - Monteagudo
CRE - Chiquitos
COSEGUA - Guayaramerin
CRE - Germán Busch
CRE - San Ignacio
SETAR - Bermejo
CRE - Camiri
ENDE - Cobija
CRE - Vallegrande
CER - Riberalta
CRE - Las Misiones
Miles de consumidores
Empresas del SA
Electricidad
22
Tomo 2
Gráfico 12 Ventas de electricidad por categoría (GWh)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
5. Precios
5.1. El Mercado Eléctrico
Mayorista
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), está
compuesto por los agentes que operan en el
SIN (empresas de generación, transmisión,
distribución y consumidores no regulados),
que venden y compran energía eléctrica.
Durante el año 2015, se inyectó en el Sistema
Troncal de Interconexión (STI) 8.131,8 GWh.
El 69,6% de la inyección fue suministrada por
las centrales termoeléctricas. Únicamente la
central termoeléctricas de Guaracachi
suministró el 20,3% de la electricidad,
mientras que las centrales hidroeléctricas
Corani y Zongo aportaron el con 11,5% y 9,8%
respectivamente. El retiro de energía fue de
7.943,3 GWh, siendo CRE, DELAPAZ y ELFEC
los mayores usuarios con el 74,7% de los
retiros. (Cuadro N° 6).
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Residencial General Industrial A. Público Otros
GWh
Millares
Categoría
2000 2014 2015
Electricidad
23
Tomo 2
Cuadro 6 Inyecciones y retiros de energía en el STI (2015)
Centrales
Inyecciones
(GWh)
Hidroeléctrica
Sistema Zongo
795,8
Sistema Corani
936,2
Sistema Taquesi
334,4
Sistema Miguillas
102,2
Sistema Yura
73,7
Kanata
17,2
Empresas
Retiros
Sistema Quehata
8,0
(GWh)
San Jacinto
1,2
CRE
2.940,5
Cumbre
112,2
DELAPAZ
1.767,3
Subtotal
2.380,8
ELFEC
1.226,0
Termoeléctrica
ELFEO
467,0
Guaracachi
1.650,8
CESSA
279,6
Santa Cruz
68,9
SEPSA
446,1
Carrasco
503,5
ENDE
157,4
Bulo Bulo
580,2
ENDE DEL BENI
14,6
Valle Hermoso
257,9
SETAR
151,1
Aranjuez
115,9
EMVINTO
40,6
El Alto (*)
290,8
COBOCE
88,3
Kenko
28,9
EMSC
359,5
Karachipampa
79,6
EMIRSA
5,2
Entre Rios
268,9
TOTAL
7.943,3
Moxos
83,9
del sur
1.124,5
Warnes
608,1
Subtotal
5.661,8
Eólicas
Qollpana
11,4
Biomasa
Guabira
60,8
Unagro
16,9
Subtotal
89,
TOTAL
8.131,8
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga.
El precio medio monómico es el resultado de
la agregación del cargo por energía, cargo por
potencia y peaje. La evolución del precio
monómico muestra una tendencia
decreciente entre los años 2000 y 2004, que
se explica por el nivel de potencia instalada y
Electricidad
24
Tomo 2
el aumento de competencia, tendencia que
posteriormente se revierte para ser
ascendente desde 2005. Entre 2006 y 2008 los
precios medios monómicos se han mantenido
alrededor de los 35 $us/MWh. A partir del año
2009 los precios suben hasta llegar a los casi
41 $us/MWh en el año 2012. A pesar de que
en el año 2013 el precio medio monómico
reduce a 39,7 $us/MWh, los años 2014 y 2015
el precio medio monómico incrementa hasta
llegar a 43,6 $us/MWh y 44,7 $us/MWh
respectivamente. Este incremento se debe
principalmente a un incremento en el cargo
por potencia de 8,9 a 9,8 US$/MWh.
Dentro del SIN, en 2015, las empresas
distribuidora con mayor precio medio
monómico registrado son CRE con 45,7 y
SETAR con 45,6 $us/MWh); la empresa con
menor precio es SEPSA con 43 $us/MWh.
Gráfico 13 Precios Monómicos en el SIN ($us/MWh)
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga.
5.2. Tarifa de Distribución
de Electricidad
En el año 2015, en el marco del Reglamento
de Precios y Tarifas, la AE efectuó la fijación
de precios máximos de distribución
correspondiente al período el periodo
Noviembre 2015- octubre 2019 para las
empresas DELAPAZ, CRE, ELFEC, ELFEO, CESSA
y ENDE. Las aprobaciones efectuadas se
realizan respecto a las proyecciones de
demanda de las distribuidoras; plan de
inversiones; costos de suministro; tarifas
base, fórmulas de indexación y estructura
tarifaria; y cargos por conexión y reconexión.
40,2
32,3
31,4
30,5
26,0
32,5
34,9
34,8
34,9
37,1
40,0
40,8
40,8
39,7
43,65
20
25
30
35
40
45
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
$us/MWh
Electricidad
25
Tomo 2
Gráfico 14 Tarifa Promedio al Consumidor Final en el SIN ($us/MWh)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
La evolución de la tarifa promedio al
consumidor final regulado en el SIN se
muestra en el Gráfico N° 14. Entre los años
2000 y 2004, hubo una disminución de tarifas
en cinco de seis operadores, siendo CRE la
excepción que mantuvo la tarifa promedio a
un nivel constante en 67,2 $us/MWh.
En 2015, las tarifas promedio se han
incrementado respecto a 2014 para todos los
operadores, a excepción de SETAR, cuyas
tarifas promedio redujeron en 5%, en resto de
los casos los incrementos van del 3% al 8%.
El Gráfico N° 15 muestra la tarifa promedio de
electricidad para el consumidor final
observada en la gestión 2015, por empresa
distribuidora y por categoría de consumo. Se
observa que la tarifa más alta se encuentra en
la categoría General correspondiente a la
empresa SETAR con 242,6 $us/MWh. De igual
manera, la empresa SETAR también tiene el
precio más elevado en la categoría de
Alumbrado Público con 227,6 $us/MWh.
Finalmente, sin considerar a la categoría
Otros, la cual no está presente en todas las
empresas distribuidoras, la categoría
industrial tiene los precios medios más bajos,
siendo el menor de éstos, el de la
Distribuidora CRE (66,3 $us/MWh).
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
DELAPAZ CRE ELFEC ELFEO CESSA SEPSA SETAR ENDE*
$us/MWh
Empresa
2000 2004 2014 2015
Electricidad
26
Tomo 2
Gráfico 15 Tarifa Promedio al Consumidor Final en el SIN Gestión 2015 ($us/MWh)
DELAPAZ
CRE
ELFEC
ELFEO
CESSA
SEPSA
95,9
90,9
131,5
73,8
104,0
98,6
47,2
0
20
40
60
80
100
120
140
90,1
86,1
119,2
66,3
112,5
66,3
0
20
40
60
80
100
120
140
96,5
99,1
141,2
67,7
0,0
101,2
59,3
0
20
40
60
80
100
120
140
160
77,7
98,6
121,4
66,8
66,5
123,2
47,0
0
20
40
60
80
100
120
140
88,0
77,1
148,5
73,1
0,0
107,1
76,6
0
20
40
60
80
100
120
140
160
92,8
100,3
140,7
79,4
0,0
130,6
88,4
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Electricidad
27
Tomo 2
SETAR
ENDE DEL BENI
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
5.2.1.
Tarifa Dignidad
El DS N°28653 de 21 de marzo de 2006 crea la
Tarifa Dignidad con el objeto de favorecer el
acceso y uso del servicio público de
electricidad de las familias de menores
recursos económicos de la categoría
domiciliaria. Posteriormente, el Decreto N°
0465 de 31 de marzo de 2010 dio continuidad
a esta medida estableciendo un descuento
del 25% de la tarifa vigente a los
consumidores domiciliarios en el SIN y en los
Sistemas Aislados que consumen hasta 70
kWh/mes. Esta tarifa es financiada con
aportes que realizan solamente las empresas
que operan en el MEM.
En el Gráfico N° 16 se observa que el
promedio mensual de consumidores
beneficiados por la Tarifa Dignidad entre 2006
y 2015 pasó de 491 mil a 1.047 mil,
implicando una tasa de crecimiento de casi
113,3%. Los aportes realizados para cubrir el
ahorro de las familias han sido crecientes
durante todo el período, iniciando en Bs23,5
millones el 2006 y llegando a Bs78,8 millones
en 2015, reportando un crecimiento del
235,7%. Para el año 2015 los aportes
crecieron en 7,5% respecto al año anterior,
pasando de Bs73,3 millones a Bs78,8
millones. Las empresas que han realizado
mayores aportes en el año 2015 son CRE
(17,1%), Guaracachi (10,8%) y ENDE Andina
(10,3%).
0
50
100
150
200
250
0
50
100
150
200
250
Electricidad
28
Tomo 2
Gráfico 16 Tarifa Dignidad: Número de beneficiados y aportes (Miles de consumidores beneficiados
y millones de bolivianos)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
5.2.2.
Fondo de Estabilización
El DS N° 27302 de 23 de diciembre de 2003
tiene por objeto establecer medidas para
estabilizar las tarifas de electricidad. Para esto
se constituyen dos fondos:
- Fondo de Estabilización del MEM (FEM):
Cada seis meses se determinan los
factores de estabilización que se aplican a
los precios de nodo vigentes para obtener
los precios de energía y potencia de
aplicación, que se transfieren a las tarifas
de distribución.
El FEM incluye los montos mensuales
correspondientes a las diferencia entre
los valores por venta de energía y
potencia en el mercado sport del MEM, y
los determinados por los precios de nodo
de aplicación (que son los pagados a los
generadores por los distribuidores).
- Fondo de Estabilización de Distribución
(FED): Cada seis meses se determinan los
factores de estabilización que se aplican a
los cargos tarifarios aprobados para
obtener los cargos tarifarios de
aplicación, que son facturados a los
consumidores regulados.
El FED incluye los montos mensuales
correspondientes a las diferencias entre
los valores por venta a los consumidores
regulados determinados con los cargos
tarifarios aprobados y los cargos tarifarios
de aplicación.
Por la configuración de los Fondos, la deuda
de los consumidores finales con las
distribuidoras, acaba siendo deuda de las
empresas generadoras. En el Gráfico N° 17, se
observa que al finalizar la gestión 2015, el
monto acumulado en el FEM asciende a
Bs65,6 millones. El monto acumulado en el
FED fue de Bs133 millones.
491
518
583
656
728
800
897
940
1.002
1.047
23,5
34,3
38,7
48,7
57,2
63,7
65,9
68,9
73,3
78,8
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
-
200
400
600
800
1.000
1.200
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MM de Bs.
Miles de consumidores
BENEFICIADOS (EN MILES) APORTES
Electricidad
29
Tomo 2
Gráfico 17 Fondos de Estabilización (En millones de Bs)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).
6. Desempeño
6.1. Balance de Oferta y
Demanda
Como se mencionó anteriormente, la
demanda máxima de potencia del SIN en el
año 2014 alcanzó los 1.370 MW la cual fue
mayor en 5,5% al año anterior. La capacidad
de generación del SIN en 2015 fue de 1.831
MW, mayor en 13,4% a la capacidad del 2014.
Entre 2000 y 2015, la oferta de potencia para
cubrir la demanda máxima fue excedentaria
en 33,0% promedio.
El parque de generación el año 2015 se
modificó principalmente con el ingreso en
operación comercial de las unidades
generadoras WAR01, con una potencia
efectiva de 44,55 MW; WAR03, con una
potencia efectiva de 43,85 MW; WAR02 y
WAR05, cada una con una potencia efectiva
de 44,33 MW; WAR04, con una potencia
efectiva de 44,89 MW; MOS15 (1,43 MW) y
MOS16 (1,43 MW). Estas incorporaciones en
conjunto han permitido contar con una
capacidad adicional de 224,81 MW.
108,3
59,9
(32,4)
62,0
148,6
202,8
229,7
103,5
100,4
65,6
(50,0)
-
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MMBs
FEM
26,9
69,1
76,2
36,7
12,3
35,9
97,6
105,1
135,1
133,0
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MMBs
FED
Electricidad
30
Tomo 2
Gráfico 18 Balance de oferta y demanda de electricidad (En MW)
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga.
6.2. Configuración de la Red
El Sistema Troncal de Interconexión (STI) está
conformado por líneas de alta tensión en 230,
115 y 69 kV. Para diciembre de 2015, el STI
estaba compuesto por 2.491 km de líneas en
230 kV, 1.485,7 km de líneas en 115 kV y 112,1
km de líneas en 69 kV totalizando 4.088.8 km
de líneas de transmisión.
En el Mapa N° 1, se pueden distinguir cuatro
áreas geográficas en el sistema:
El Área Norte donde se destacan dos
líneas principales: Kenko – Vinto y el
tramo Kenko – Chuspipata – Caranavi –
Trinidad
12
.
El Área Centro con los tramos:
Santivañez – Sucre – Punutuma –
Atocha, Carrasco – Santivañez, Valle
Hermoso – Vinto – Cataricagua y Valle
Hermoso – Sacaca – Catavi.
El Área Santa Cruz donde por orden de
longitud son importantes: Carrasco –
Guaracachi y Carrasco – Arboleda.
El Área Sur con los tramos: Punutuma –
Las Carreras – San Jacinto, Punutuma –
Uyuni – San Cristobal.
12
La ciudad de Trinidad, del departamento de Beni, se
integró al SIN en agosto de 2010.
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
MW
OFERTA DEMANDA
Electricidad
31
Tomo 2
Mapa 1 Sistema Troncal de Interconexión
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga (Memoria 2015).
6.3. Congestión en las
Líneas
Un aspecto que se debe tomar en cuenta en
lo relativo a la seguridad del sistema, es la
congestión de las líneas de transmisión
13
. La
entrada en funcionamiento de las líneas de
13
La congestión se define como el cociente entre el flujo
máximo y la capacidad Nominal de la línea.
transmisión de la empresa ISA S.A. a finales de
2005 mejoró la seguridad en transmisión en la
zona oriente y en el año 2015 no existió
ninguna falla significativa del sistema por
congestión de las líneas.
Electricidad
32
Tomo 2
Sin embargo, el problema de congestión de
líneas se mantiene en la zona central donde el
flujo máximo en los tramos Santivañéz –
Vinto, Vinto – Mazocruz, Carrasco –
Santivañéz, San José - V. Hermoso, V.
Hermoso – Santivañéz, Carrasco – Chimoré y
Corani – Arocagua.
El año 2015 ingresaron las líneas de
transmisión Santivañez - Palca - Cumbre 230
kV mejorando la capacidad de transporte
hacia el área Norte. Asimismo, ingresó la línea
Yucumo - San Buenaventura 115 kV la cual
permitirá la conexión al SIN del ingenio
azucarero San Buenaventura y el suministro
de energía a las poblaciones de Yucumo,
Ixiamas y Rurrenabaque.
De acuerdo a priorización realizada por el
Gobierno Central
14
para el período 2016-2020
se prevé incorporar 4.043 kilómetros de
líneas de transmisión, las que serían
ejecutadas por la Empresa Nacional de
Electricidad (ENDE). Las líneas planificadas
servirán para el transporte de electricidad al
mercado nacional (2.822km) y para
14
Plan de Desarrollo Económico y social 2016 - 2020.
exportaciones de electricidad a la Argentina
(1.221km).
6.4. Eficiencia Técnica
El indicador más importante de eficiencia
técnica es el indicador de pérdidas, las que se
definen como la diferencia entre la
generación (producción bruta) y el consumo
de energía eléctrica en el SIN. En el Gráfico N°
19, se observa la diferencia entre la energía
producida y la energía comprada por los
consumidores del SIN (sin tomar en cuenta el
autoconsumo de las empresas eléctricas).
Entre los años 1999 y 2003 las pérdidas de
energía se incrementaron de forma
importante, principalmente en la actividad de
transmisión. Los últimos años el porcentaje
de pérdidas en relación con la producción
bruta (GWh) no ha variado
significativamente. El año 2012 el valor fue de
4,8%, reduciendo a 4,6% el año 2014 e
incrementando a 4,7%, el año 2015, sin
embargo no es un cambio significativo por lo
que la eficiencia del sector es relativamente
estable.
Electricidad
33
Tomo 2
Gráfico 19 Producción y demanda de energía (En GWh y porcentaje)
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga.
6.5. Desempeño Regional
La capacidad instalada en América Latina en
el año 2014 fue de aproximadamente 340,7
mil MW, teniendo Brasil la mayor capacidad
en la región con 135 mil MW, seguido de
México con 66 mil MW. Como se observa en
el Gráfico N° 20, Bolivia tiene una de las
capacidades instaladas más bajas de la región
representando menos del 1%.
En cuanto a la demanda de energía eléctrica
en América Latina para el año 2014, Bolivia
está entre los países que menos GWh
consumen en la región. Se tiene un registro de
1,2 millones de GWh, con Brasil como el
principal consumidor en la región con el 44%,
seguido en importancia por México y
Argentina, países que superan los 100 mil
GWh de consumo.
Si bien se han dado avances en cuanto a la
cobertura eléctrica en Bolivia, la que como se
mencionó anteriormente alcanza a 87,4% el
año 2015, todavía el país se encuentra
rezagado en comparación a países como
Chile, Costa Rica, Paraguay, Uruguay y
Venezuela, donde la cobertura eléctrica total
supera el 97%
15
.
15
Información de OLADE dentro el Informe de
Estadísticas Energéticas.
0%
1%
2%
3%
4%
5%
2.500
3.500
4.500
5.500
6.500
7.500
8.500
9.500
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWh
Producción
bruta (GWh)
Demanda de
energía (GWh)
Pérdidas
(%)
Electricidad
34
Tomo 2
Gráfico 20 Capacidad instalada América Latina (En MW) (2014)
Fuente: OLADE y Agencia Central de Inteligencia.
7. Perspectivas
En los últimos años se han dado los pasos para
un proceso de planificación en el sector
eléctrico, orientados a consolidar la
participación del Estado. El fortalecimiento de
la capacidad institucional de ENDE-
Corporación, es una de las tareas
gubernamentales de corto plazo, para lo cual
se realizaron las nacionalizaciones de varias
empresas de toda la cadena de electricidad.
De esta manera se está estructurando un
sector eléctrico eficiente que cuente con la
infraestructura capaz de satisfacer la
creciente demanda interna, aprovechando
racionalmente las fuentes de energía, para lo
cual, se requerirá la ejecución de importantes
inversiones en el sector.
El Gobierno ha impulsado la expansión del SIN
mediante ENDE-Matriz, la cual ha culminado
el proyecto de transmisión Caranavi–Trinidad
logrando la interconexión de Trinidad al SIN y
se ha continuado con la ejecución del
proyecto de interconexión eléctrica de Tarija
con la línea de transmisión Punutuma- Tarija
y en el 2014 se puso en marcha la línea Tarija
– Yaguacua que permitió la conexión de los
sistemas Villamontes y Yacuiba al SIN.
Asimismo, se mejora el suministro de energía
eléctrica en el área Norte con el ingreso las
líneas de transmisión Santivañez - Palca -
Cumbre 230 kV en año 2015.
La ampliación en la oferta de energía
introducida por ENDE con la Planta
Termoeléctrica Entre Ríos en Cochabamba el
año 2010 y las incorporaciones provisionales
de unidades de generación de los años 2011 y
2012, han permitido enfrentar el crecimiento
de la demanda experimentada los últimos
años, y aunque la capacidad de generación de
electricidad ha sido la suficiente para cubrir
los requerimientos de demanda, la brecha
entre oferta y demanda de energía no es muy
grande.
En diciembre de 2012, ENDE suscribió nuevos
contratos de préstamo con el Banco Central
de Bolivia por $us313,5 millones para la
ejecución de los siguientes proyectos de
generación: Hidroeléctrica San José, Cuarta
Unidad Termoeléctrica del Sur y
Termoeléctrica Warnes, que entró en
operación el 2015.
Entre las perspectivas del sector eléctrico
desarrolladas en el Plan de Desarrollo
Económico y Social 2016 - 2020 (PDES) se han
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
Electricidad
35
Tomo 2
establecido las prioridades mencionadas a
continuación.
Se incrementará gradualmente el acceso
universal del servicio de la electricidad,
esperando que para el 2020 se cuente con el
100% de cobertura de energía eléctrica
urbana, 90% de cobertura rural y en total un
97% de cobertura de energía eléctrica a nivel
nacional.
Respecto al tema de seguridad energética y
expansión de la infraestructura eléctrica, al
2020 el crecimiento de la demanda de energía
eléctrica alcanzará de 2.000 a 2.300 MW, y se
proyecta incrementar la generación para
poder producir una potencia de hasta 4.878
MW.
Considerando el gran potencial que tiene el
país en recursos naturales y su uso
sustentable en el marco del respeto a nuestra
Madre Tierra, a través de un
acompañamiento de la Normativa ambiental
para el sector eléctrico, se promueve el
desarrollo de diferentes proyectos de
energías alternativas: geotermia en Laguna
Colorada (50 MW Fase I); eólica en Qollpana
(21 MW Fase II); biomasa en San
Buenaventura (10 MW); y solar en Oruro (100
MW) entre otros. Asimismo los principales
proyectos para la generación mediante
plantas hidroeléctricas son: Miguillas (200
MW); Ivirizú (350 MW); San José (124 MW);
Misicuni (120 MW) y Banda Azul (93 MW).
Asimismo, se espera que a partir del año 2020
se inicie la exportación de 2.592 MW de
energía eléctrica a países vecinos; para ello, la
dinámica de la ejecución de la cartera de
proyectos estará sujeta a la concreción de los
mercados de exportación y se desarrollará el
potencial hidroeléctrico a través de la
ejecución de megaproyectos como el
Complejo Hidroeléctrico de Río Grande,
Rositas, entre otros.
Las líneas de transmisión adicionales con las
que se prevé contar en el 2020, son 4.043 km
(2.822 Km en el SIN y 1.221 km para
exportación) y se garantizará el
abastecimiento y la confiabilidad del
suministro para la demanda interna. Las
nuevas líneas de transmisión en el Sistema
Interconectado Nacional serán: Trinidad –
Riberalta- Cobija, Carreras – Tupiza y Laguna
Colorada – Uyuni.
Por otro lado, para lograr la integración
eléctrica nacional al 2020, se realizará la
interconexión gradual al Sistema Integrado
Nacional de los Sistemas Aislados (Iténez II,
Yacuma, San Ignacio, Ituba II, Misiones,
Chiquitos, Camiri y Charagua, Valles
Cruceños, German Bush y Monteagudo),
incorporando un consumo de 60 MW, lo cual
representa el 31% de la demanda total de los
sistemas aislados existentes (16 sistemas
aislados existentes).
Respecto a la infraestructura para la
exportación de energía, inicialmente se están
empezando los estudios para la línea Juana
Azurduy de Padilla, que servirá para la
interconexión con Argentina a partir del 2019.
Respecto a la diversificación de la matriz
energética, la cartera de proyectos al 2020
también estará enfocada a disminuir la
participación de la generación termoeléctrica
e incrementar la producción de energía
eléctrica limpia.
El Plan Estratégico de Ahorro y de Eficiencia
Energética (PAEE) plantea la aplicación de
mecanismos y/o programas de ahorro y
eficiencia energética: Educación Energética,
Oficinas Eficientes e Iluminación Eficiente en
Alumbrado Público, con lo que se prevé un
ahorro en la demanda de electricidad al año
2020, que traducido en ahorro económico
representa 414 millones de dólares.
Electricidad
36
Tomo 2
8. Referencias
Publicaciones
Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad. Memoria Institucional 2014, Anuario
Estadístico de la Industria Eléctrica 2013.
Comité Nacional de Despacho de Carga. Memoria Anual 2014 – Resultados de Operación del
Sistema Interconectado Nacional.
Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Proyecciones del Sector 2010-2015, Plan Eléctrico del
Estado Plurinacional de Bolivia 2025.
Páginas electrónicas consultadas
Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad www.ae.gob.bo
Comité Nacional de Despacho de Carga www.cndc.bo
Instituto Nacional de Estadística www.ine.gob.bo
Ministerio de Hidrocarburos y Energía www.hidrocarburos.gob.bo
Organización Latinoamericana de Energía www.olade.org.ec
Agencia Central de Inteligencia https://www.cia.gov
Reporte Energía www.reporteenergia.com
Comisión Económica para América Latina y el Caribe http://estadisticas.cepal.org
Electricidad
37
Tomo 2
ANEXO Nº 1
TENSIÓN
EMPRESA
TRAMO
CONDUCTOR
CAPACIDAD
(KV)
LONGITUD
(Km)
230 kV
ENDE
TRANSMISIÓN
Carrasco - Chimoré
RAIL
130,0
75,3
Carrasco - Warnes
RAIL
130,0
162,1
Carrasco -Santiváñez
RAIL
130,0
225,6
Chimoré - San José
RAIL
130,0
78,8
Mazocruz-Vinto Capacitor
RAIL
130,0
193,4
San José - Valle Hermoso
RAIL
130,0
59,6
Santiváñez - Vinto
RAIL
130,0
123,7
Valle Hermoso - Santiváñez
RAIL
130,0
22,7
Warnes - Guaracachi
RAIL
143,0
50,3
ENDE
Las Carreras - Tarija
RAIL
150,0
74,2
Palca - Cumbre
RAIL
155,9
31,0
Punutuma - Las Carreras
RAIL
150,0
181,1
Santivañez - Palca I
RAIL
155,9
244,0
Santivañez - Palca II
RAIL
155,9
244,0
Tarija - Yaguacua
RAIL
160,0
138,0
ISABOL
Arboleda - Urubó
ACARD
142,5
62,0
Carrasco - Arboleda
ACARD
142,5
102,0
Santiváñez - Sucre
RAIL
142,5
246,0
Sucre - Punutuma
DRAKE
142,5
177,0
Subtotal
2.491,0
115kV
ENDE
TRANSMISIÓN
Arocagua - Valle Hermoso I
IBIS
74,0
5,4
Arocagua - Valle Hermoso II
IBIS
74,0
5,4
Bolognia - Cota
IBIS
90,0
5,1
Bolognia - Tap Bahai
IBIS
90,0
2,3
Caranavi - Chuspipata
IBIS
74,0
63,9
Catavi - Ocurí
IBIS
74,0
97,8
Catavi - Sacaca
IBIS
74,0
43,4
Cataricagua - Catavi
IBIS
74,0
33,5
Chuspipata - Cumbre
IBIS
90,0
45,0
Corani - Arocagua
IBIS
74,0
38,1
Corani -Santa Isabel
IBIS
74,0
6,4
Pampahasi - Tap Bahai
ARVIDAL
90,0
2,2
Pampahasi - Cumbre
ARVIDAL
90,0
12,6
Kenko - Mallasa
IBIS
90,0
11,2
Kenko - Senkata I
IBIS
74,0
6,3
Electricidad
38
Tomo 2
TENSIÓN
EMPRESA
TRAMO
CONDUCTOR
CAPACIDAD
(KV)
LONGITUD
(Km)
Kenko - Senkata II
RAIL
117,0
8,0
Mallasa - Cota
IBIS
90,0
4,6
Ocurí - Potosí
IBIS
74,0
84,4
Potosí - Punutuma
IBIS
74,0
73,2
Punutuma - Atocha
IBIS
74,0
104,4
Sacaba - Arocagua
IBIS
74,0
14,9
Santa Isabel - Sacaba
IBIS
74,0
31,4
Santa Isabel - San José
IBIS
74,0
8,9
Senkata-Mazocruz
RAIL
130,0
7,8
Tap Coboce - Sacaca
IBIS
74,0
41,9
Tap Coboce - Valle Hermoso
IBIS
74,0
45,5
Valle Hermoso- Vinto
IBIS
74,0
148,0
Vinto - Cataricagua
IBIS
74,0
43,3
ENDE
Caranavi - Yucumo
IBIS
33,0
104,5
Cataricagua - Lucianita
IBIS
74,0
4,9
San Borja - San Ignacio de
Moxos
IBIS
33,3
138,5
San Ignacio de Moxos -
Trinidad
IBIS
33,3
84,8
Yucumo - San Borja
IBIS
33,3
40,4
Yucumo - San Buenaventura
IBIS
31,2
118,0
Subtotal
1.485,7
69 kV
ENDE
TRANSMISIÓN
Aranjuez - Mariaca
PARTRIDGE
22,0
42,9
Aranjuez - Sucre
IBIS
42,0
12,0
Don Diego - Karachipampa
PARTRIDGE
22,0
16,0
Don Diego - Mariaca
PARTRIDGE
22,0
31,2
Karachipampa - Potosí
PARTRIDGE
23,0
10,0
Subtotal
112,1
Total
4.088,8