TOMO II
ELECTRICIDAD
2016
1
A partir de 2006 se propone consolidar la participación del Estado en el sector eléc-
trico, siendo el principal objetivo el desarrollar infraestructura e incrementar la co-
bertura 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 ahora esta-
blece como facultad privativa del Estado el desarrollo de la cadena productiva ener-
gética en las etapas de generación, transmisión y distribución, cadena que no puede
estar sujeta exclusivamente a intereses privados ni puede concesionarse. Las dife-
rentes 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 ac-
tual 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 den-
tro 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
sección séptima presenta las perspectivas.
1. Introducción
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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 Nacio-
nal y la destinada a la exportación constituye 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 acti-
vidad de transmisión constituye transformación y transporte de un bien
privado intangible, sujeta a Regulación.
“A parr de 2006
se propone conso-
lidar la parcipa-
ción del Estado en
el sector eléctrico”
2
- La distribución es la actividad de suministro de electricidad a consumidores regulados y/o
consumidores no regulados, mediante instalaciones de distribución primarias y secunda-
rias discriminando las tarifas por categoría de consumidor. La actividad de distribución
constituye un servicio público.
Al interior del sector eléctrico boliviano coexisten dos sistemas: un Sistema Interconectado Nacional (SIN) 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 Siste-
ma 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.
El SIN tiene la función de suministrar energía eléctrica en los departamentos de La Paz, Santa Cruz, Cocha-
bamba, Oruro, Potosí, Chuquisaca, Tarija y Beni. A su vez, existe un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el
cual se encuentra conformado por agentes que efectúan operaciones de compra, venta y transporte de electrici-
dad en el SIN. Este mercado es administrado por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) que pla-
nifica la operación integrada del SIN, realiza el despacho de carga
(1)
en tiempo real a costo mínimo y determi-
na las transacciones. La gran mayoría de las transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se reali-
zan 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 2016, el SIN contó con doce empresas generadoras, tres transmisoras y ocho distribuidoras
mayores. También forman parte del SIN los consumidores no regulados y varias empresas distribuidoras me-
nores. Este sistema se presenta a continuación:
2.1. El Sistema Interconectado Nacional
Gráfico 1. Operadores en el SIN: 2016
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
(1) Despacho de carga se define como la asignación específica de carga a centrales generadoras, para lograr un suministro económico y confiable, de
acuerdo a las variaciones de oferta y demanda de electricidad.
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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 2016.
Operadores en la actividad de generación
En la gestión 2016, operaron en territorio boliviano las siguientes empresas con licencia de generación otorga-
da 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 Bulo S.A. (CECBB),
Guabirá Energía S.A. (GBE) ,
Empresa Nacional de Electricidad (ENDE),
ENDE Andina,
Servicios de Desarrollo de Bolivia S.A. (SDB).
La capacidad de generación en el SIN a diciembre del año 2016 alcanzó a 1.854,8 MW. De esta, el 70,9% co-
rresponde a centrales termoeléctricas, el 26,1% a centrales hidroeléctricas y el 3,1% a energías alternativas.
Las cuatro principales empresas generadores son EGSA, EVH, ENDE Andina y COBEE las cuales concentran
el 76% del total de la capacidad instalada en el SIN.
2.2.1. Operadores del Sistema Interconectado Nacional
Cuadro 1. Capacidad de generación en el SIN (En MW): 2016
Hidroeléctricas
Capacidad
(MW)
Termoeléctricas (*)
Capacidad
(MW)
Sistema Corani - CORANI 148,7 Guaracachi (37°C) - EGSA 319,6
Sistema Zongo - COBEE 188 Santa Cruz (37°C)- EGSA 38,1
Sistema Miguillas -COBEE 21,1 Warnes (37°C) - ENDE Andina 195,6
Sistema Taquesi - HB 89,2 Aranjuez (26°C) - EGSA 33,8
Kanata - SYNERGIA 7,5 Karachipampa (19°C)- EGSA 13,4
Sistema Yura - ERESA 19 Kenko (18°C) - COBEE 17,8
Quehata - SDB 2 Valle Hermoso (28°C) - EVH 107,7
San Jacinto 7,6 Carrasco (37°C) - EVH 122,9
Subtotal 483,2 Bulo Bulo (37°C) - CEBB 135,4
Alternativas
Capacidad
(MW)
Entre Ríos (37°C) - ENDE Andina 105,2
Guabirá 21 Del Sur (37°C) - ENDE Andina 150,4
Unagro 6 El Alto (18°C) - EVH 46,2
San Buenaventura 3 Moxos - ENDE 28,6
Qollpana 27
Subtotal 1.314,6
Subtotal 57
Capacidad Total 1.854,8
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga 2016
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INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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 para la
máxima temperatura considerando la máxima temperatura probable (98%) en la
hora de punta, son las de Guaracachi (37ºC), Valle Hermoso (26ºC), Bulo Bulo (37°
C), Warnes (36ºC) y Del Sur (37°C).
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.
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 2016, la oferta de capacidad de generación tuvo un incremento neto de 23
MW, principalmente el ingreso en operación de excedentes de energía del Autopro-
ductor Empresa Azucarera San Buenaventura - EASBA al SIN. Asimismo entraron
en operación las unidades aerogeneradoras de la Fase II del Parque Eólico Qollpana
(24 MW adicionales).
En el año 2016, la producción bruta de energía fue de 8.759,2 GWh, cifra mayor a la
generación del año 2015 en 5,1%. Para este periodo el mayor crecimiento se da en la
producción bruta generada por las termoeléctricas (19,7%).
En el año 2016, la producción bruta de energía fue de 8.759,2 GWh, cifra mayor a la
generación del año 2015 en 5,1%. Para este periodo el mayor crecimiento se da en la
producción bruta generada por las termoeléctricas (19,7%).
Cuadro 2. Producción bruta de energía en el SIN (En GWh)
Hidroeléctricas 2015 2016 Variación Termoeléctricas 2015 2016 Variación
Zongo 944,1 782,9 -17,1% Guaracachi 1.704,5 1.336,7 -21,6%
Corani 937,7 545,3 -41,8% Santa Cruz 79,3 145,7 83,7%
Taquesi 343,7 206,1 -40,0% Carrasco 516,3 440,4 -14,7%
Miguillas 106,6 89,6 -15,9% Bulo Bulo 600,3 364,9 -39,2%
Yura 77,6 63,0 -18,8% Valle Hermoso 260,6 431,7 65,7%
Kanata 17,6 12,0 -31,8% Aranjuez 119,3 138,8 16,3%
Quehata 8,3 4,7 -43,4% El Alto 292,9 314,5 7,4%
San Jacinto 4,0 12,0 200,0% Kenko 30,0 16,5 -45,0%
Subtotal (H) 2.439,6 1.715,6 9,3% Karachipampa 79,7 76,5 -4,0%
Alternavas 2015 2016 Variación Entre Rios 324,2 686,3 111,7%
Eólica Qollpana 11,5 34,9 203,5% Moxos 86,5 89,0 2,9%
Biomasa Guabirá 62,1 50,5 -18,7% Del Sur 1.104,4 1.280,7 16,0%
Biomasa UNAGRO 16,9 10,7 -36,7% Warnes 606,8 1.625,1 167,8%
San Buenaventura 0 0,7 -
Subtotal (T) 5.804,8 6.946,8 19,7%
Subtotal (A) 90,5 96,8 7,0%
Total (H+T+A) 8.334,9 8.759,2 5,1%
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga, 2016
“En el año 2016, la
producción bruta
de energía fue de
8.759,2 GWh.”
5
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
La red de transmisión en el Sistema Troncal de Interconexión - STI en el país está compuesta por tres empre-
sas que transportan electricidad:
ENDE Transmisión (ex TDE)
Interconexión Eléctrica ISA Bolivia (ISABOL)
Empresa Nacional de Electricidad (ENDE).
El año 2016 la longitud del Sistema Troncal de Interconexión fue de 4.466,1 km. En esta gestión, ENDE
Transmisión posee la propiedad del 52% de las líneas de transmisión del Sistema Troncal de Interconexión,
por su parte ENDE e ISABOL operaban el 35% y 13% de las líneas respectivamente.
Finalmente, se observa que para el año 2016 ENDE Transmisión operaba el 39% de las líneas en 230kV, 70%
de las líneas en 115kV y la totalidad de las líneas de 69kV (Ver el Anexo N.1 para mayor detalle).
2.2.2. Operadores en la actividad de Transmisión
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 separación propietaria por regiones.
2.2.3. Operadores en la actividad de distribución
Empresa Cobertura
Comercialización
(GWh)
Cooperava Rural de Electricación (CRE) Ciudad de Santa Cruz de la Sierra y municipios próximos 3.079,5
Empresa de Distribución de Energía Eléctrica
Industrial Santa Cruz (EMDEECRUZ)
Nuevo Parque Industrial Lanoamericano de Warnes 0,9
Distribuidora de Electricidad La Paz (DELAPAZ) Ciudad de La Paz. municipios y provincias aledañas 1.810,3
Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba
(ELFEC)
Departamento de Cochabamba 1.309,5
Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Oruro
(ELFEO)
Ciudad de Oruro. municipios y provincias aledañas 461,5
Compañía Eléctrica Sucre (CESSA) Ciudad de Chuquisaca. municipios y provincias aledañas 297,1
Servicios Eléctricos Potosí (SEPSA) Departamento de Potosí 415,9
Empresa Nacional de Electricidad (ENDE DEL-
BENI)
Trinidad, Rurrenabaque, Santa Rosa, Reyes, Yucumo, Moxos,
Aroma, San Borja, Camargo, Uyuni
150,1
Empresa Nacional de Electricidad (ENDE ) Uyuni 43,6
Servicios Eléctricos de Tarija (SETAR) Departamento de Tarija 298,8
Consumidores no regulados - 510,7
Total 8.377,9
Cuadro 3. Principales Distribuidoras Mayoristas del SIN: 2016
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga, 2016
En el año 2016 el consumo de energía eléctrica de las empresas distribuidoras mayoristas presentó un creci-
miento del 5,5% respecto al año 2015. El 74% del consumo de energía eléctrica se concentra en las empresas
CRE, DELAPZ y ELFEC que abastecen las ciudades más pobladas, La Paz, El Alto, Santa Cruz y Cochabam-
ba. Solamente DELAPAZ atendió 32,4% del total de consumidores regulados en el SIN el 2016; sin embargo,
CRE comercializa la mayor cantidad de electricidad a nivel nacional. Asimismo, existen 16 pequeñas coopera-
tivas y empresas que acceden a la red del SIN y venden electricidad a pequeñas comunidades rurales o ciuda-
des intermedias.
6
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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 2016 se encontraban habilitados por la AE cinco consumi-
dores no 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)
Sociedad Agroindustrial Nutrioil S.A. (NUTRIOIL S.A.)
2.2.4. Consumidores no regulados
(2) El megavatio (MW) equivale a un millón de vatios. La capacidad o potencia de una central energética se mide en vatios, mientras que la energía
generada usualmente se mide en vatios-hora.
(3) El gigavatio hora (GWh) equivale a la potencia suministrada por un gigavatio (mil millones de vatios) en una hora.
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 distribu-
yendo) que prestan el servicio. La generación bruta de los principales sistemas
aislados en el 2016 se detalla en el siguiente cuadro.
2.3. Sistemas Aislados
Cuadro 4. Generación Bruta de los Principales Sistemas
Aislados: 2016
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
Empresa Ubicación
Generación Bruta de
Energía (GWh)
Servicios Eléctricos Tarija S. A.
(SETAR)
Tarija la Tablalada, Villamontes, Yacuiba,
Bermejo, Entre Ríos, El Puente.
31,90
Cooperava Rural de Electricación
Ltda. (CRE)
Cordillera, Robore, San Ignacio, Valles,
Charagua, San Ramón, German Busch,
Sistema Chiquitos.
224,08
Empresa Nacional de Electricidad
(ENDE)
Cobija 63,04
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.
(EGSA)
San Maas - Santa Cruz 7,85
Gas y Electricidad S.A. (G&E) El Puente –SOBOCE. Camargo 10,14
Generación y Servicios de Energía
del Alplano S.A. (GESEDAL)
El Palmar - La Paz 22,55
Otros Generadores 56,67
Autoproductores 223,89
Total 640,12
En el año 2016, la generación bruta de energía de los principales sistemas aislados
fue de 640,1 GWh
(3)
, cifra menor a la del año anterior en 1%. Esto se debe principal-
mente a que la empresa SECCO y GENERGYS dejaron de operar, asimismo, la cen-
tral GESEDAL solo operó hasta junio de esa gestión.
7
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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.
La determinación de precios en el sector eléctrico se efectúa siguiendo las directrices establecidas en el Regla-
mento de Precios y Tarifas (aprobado mediante Decreto Supremo N° 26094).
En el Mercado Eléctrico Mayorista se fijan semestralmente los precios de energía y potencia para cada nodo
del sistema y se determinan además 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 des-
pacho de costo mínimo para satisfacer la demanda. El precio de potencia se determina mediante el costo mar-
ginal de potencia, calculado en base al 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 inver-
sión 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. 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. En este sentido, 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
(4)
.
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 fue-
ron revisados y aprobados por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), aprobándo-
se en consecuencia las tarifas base de distribución, la estructura tarifaria y las fórmulas de indexación respec-
tivas para el periodo noviembre 2015- octubre 2019.
Con la creación 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
(5)
. 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.
2.4. Regulación de Precios
(4) Mayor explicación de la fijación de precios en el sector se detalla en el Diagnóstico Sectorial del Sector Eléctrico elaborado por UDAPE en la gestión
2009 .
(5) Mayor explicación de estos Fondos se encuentra en la sección 5.2.
8
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
“La Constución
Políca del Estado
establece que las
formas de energía
y sus fuentes cons-
tuyen un recurso
estratégico.”
(6) Se crean también las empresas ENDE Sistemas Aislados, ENDE Generación, ENDE Transmisión y ENDE Distribución.
(7) 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 capaci-
dad 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.
Las instituciones públicas relevantes del sector eléctrico en Bolivia son el Viceminis-
terio de Electricidad y Energías Alternativas (VMEEA), dependiente del Ministerio
Energías (ME), la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE),
el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) y la Empresa Nacional de Elec-
tricidad (ENDE).
Mediante Decreto Supremo N° 71 de 09 de abril de 2009, se crea la AE en reempla-
zo de la Superintendencia de Electricidad, la que había sido definida en la Ley de
Electricidad como el ente regulador de la industria eléctrica. El Decreto Supremo N°
71 también establece como atribución del Ministerio de Hidrocarburos y Energía
(Actualmente separado en el Ministerio de Hidrocarburos y Ministerio de Energías)
la designación del Presidente del CNDC como su máxima autoridad ejecutiva.
El VMEEA está encargado de la formulación de la política eléctrica del país y elabo-
ra el Plan Sectorial de Electricidad. La AE es el ente regulador de la industria eléc-
trica 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, coordina la operación integrada y planifica la expansión óptima del SIN.
A partir de la aprobación de la nueva Constitución Política del Estado, se ha consoli-
dado a la Empresa Nacional de Electricidad como una Empresa Corporativa, deno-
minándose 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 activi-
dades de la industria eléctrica
(6)
.
2.5. Aspectos Legales
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 genera-
ción, transmisión y distribución, a través de empresas públicas, mixtas, institucio-
nes 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
(7)
.
2.5.1. Estructura Institucional
2.5.2. Marco legal vigente
9
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
La actual Ley de Electricidad tiene doce reglamentos que complementan la regulación establecida en la mis-
ma, entre los cuales los más importantes son: 1) Reglamento de Concesiones, Licencias y Licencias Provisiona-
les (Decreto Supremo N° 24043 de 28 de junio de 1995); 2) Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico
(Decreto Supremo N° 26093 de 2 de marzo de 2001) y 3) Reglamento de Precios y Tarifas (Decreto Supremo N°
26094 de 2 de marzo de 2001)
(8)
.
El 11 de junio de 2008 se aprobó el Decreto Supremo N° 29598 que modifica el Reglamento de Precios y Tari-
fas, 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. 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 Boli-
via, a título gratuito y sin costo administrativo, las acciones que formaban parte del fondo de capitalización
colectiva que eran administradas por las Administradoras de Fondos de Pensiones, correspondientes a las em-
presas eléctricas Corani S.A., Valle Hermoso S.A. y Guaracachi S.A.
El Decreto Supremo N° 0493 de 1 de mayo de 2010 nacionaliza a favor de ENDE, en representación del Estado
Plurinacional de Bolivia, el paquete accionario que poseen las sociedades capitalizadoras en las empresas Co-
rani 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 servi-
cio de suministro de energía eléctrica al SIN por parte de las empresas nacionalizadas.
El Decreto Supremo N° 488 del 28 de abril de 2010 tiene por objeto establecer los mecanismos para la incorpo-
ración 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 Es-
tado en esta empresa
(9)
.
En fecha 1 de mayo de 2012, se promulgó el Decreto Supremo N° 1214 que nacionalizó en favor de la Empresa
Nacional de Electricidad (ENDE), en representación del Estado Plurinacional de Bolivia, el paquete accionario
de la Sociedad Red Eléctrica Internacional SAU en la empresa Transportadora de Electricidad S.A. y las accio-
nes de propiedad de terceros provenientes de esa sociedad.
(8) Una breve descripción de estos reglamentos, así como referencias al marco legal anterior a la Ley 1604, pueden ser consultados en el Diagnóstico
Sectorial del Sector Eléctrico elaborado por UDAPE en la gestión 2009.
(9) En fecha 29/03/2012 se consiguió la titularización del 92,12% de ELFEC S.A. a favor de ENDE.
10
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
(10) Este valor se obtuvo aplicando al PIB sectorial de electricidad (gas y agua precios constantes), el ponderador de 81,4% que corresponde a la partici-
pación del sector eléctrico en el Valor Bruto de Producción de esa actividad económica.
(11) Datos en la rama de actividad económica Electricidad, gas y agua. Encuestas de Hogares 2011 - 2016.
El 29 de diciembre de 2012, se promulgó el Decreto Supremo N° 1448 que nacionali-
zó en favor de ENDE, en representación del Estado Plurinacional de Bolivia, la tota-
lidad de los paquetes accionarios de la Empresa IBERBOLIVIA DE INVERSIO-
NES S.A. en las empresas eléctricas ELECTROPAZ S.A., ELFEO S.A., EDESER
S.A. y CADEB S.A y las acciones en propiedad de terceros provenientes de estos pa-
quetes accionarios.
El Decreto Supremo N° 1536 de 20 de marzo de 2013 incorpora al final del Artículo
2 del Decreto Supremo N° 27302, de 23 de diciembre de 2003, el siguiente texto: “ Se
dispone el pago mensual de los Consumidores No Regulados al Fondo de Estabiliza-
ción del MEM, de un monto equivalente al quince por ciento (15%) por concepto de
compra de electricidad de acuerdo al Documento de Transacciones Económicas; El
CNDC, administrará este pago al Fondo de Estabilización del MEM incluyendo éste
en el Documento de Transacciones Económicas”
El 30 de julio de 2013 se aprobaron los Decretos Supremos Nº 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 con-
dición de Empresa Pública Nacional Estratégica (EPNE) y de carácter corporativo.
El 2 de julio de 2014 se aprobó el Decreto Supremo N° 2048 el cual establece el me-
canismo de remuneración para la generación de electricidad a partir de Energías
Alternativas en el Sistema Interconectado Nacional para lo cual, se crean 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.
Finalmente, el 10 de junio de 2015 se aprobó el Decreto Supremo N° 2399 mediante
el cual se norman las actividades de la industria eléctrica respecto al intercambio
internacional de electricidad, su operación y transacciones comerciales, así como las
interconexiones internacionales de electricidad.
La participación del sector eléctrico en el PIB en el año 2016 fue de 1,7%
(10)
, valor
que tuvo poca variación en los últimos 15 años. Siendo un sector intensivo en capi-
tal, la población empleada en el sector es pequeña, representando el año 2014 el
0,3% de la población ocupada en las ciudades capitales
(11)
.
3.1. El sector en la economía
3. Evolución y estado de la situación
del sector
11
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
El Cuadro No. 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 realiza-
ron inversiones por $us121,5 millones; las inversiones efectuadas por las empresas de distribución en subesta-
ciones y redes de distribución alcanzaron los $us284,2 millones. Para el periodo en el período 2006-2016 las
inversiones realizadas en generación fueron $us717,1 millones, las empresas transmisoras realizaron inversio-
nes por $us542,8 millones y las inversiones en distribución (incluyendo SIN y SA) fue de $us604,0 millones.
Empresa/Año 1996-2005 2006-2016
Inversiones en Generación
CORANI 51.9 60.8
GUARACACHI 66.0 93.2
VALLE HERMOSO 50.9 177.2
ENDE ANDINA - 333.7
RIO ELECTRICO 18.1 -
COBEE 97.3 -
BULO BULO 43.3 5.1
HIDROBOL 71.9 37.5
GENERGYS 2.2 -
SYNERGIA 5.6 -
GAS Y ELECTRICIDAD 1.8 0.7
SECCO ENERGIA BOLIVIA SA - 1.9
SDB - 1.6
GUABIRA - 5.4
SECCO ENERGIA SOLIVIA SA - -
Total Generación 409.0 717.1
Inversiones en Transmisión
TRANSPORTADORA DE ELECTRICIDAD 34.1 128.5
INGELEC-TESA - 22.9
INTERCONEXION ELECTRICA ISA BOLI-
VIA
87.3 8.9
SAN CRISTOBAL TESA - -
ENDE TRANSMISIÓN - 382.5
Total Transmisión 121.5 542.8
Inversiones en Distribución(*)
CRE AREA INTEGRADA 111.2 231.0
CRE-LAS MISIONES 0.7 15.4
CRE-SAN IGNACIO 0.3 7.7
CRE-VALLES CRUCENOS 0.3 8.6
CRE-CORDILLERA 1.2 8.1
CRE-CHARAGUA 0.1 2.9
CRE-ROBORE 0.2 8.6
CRE-GERMAN BUSCH 5.8 10.3
ELFEC 50.9 91.1
DELAPAZ 86.6 113.1
ELFEO 8.9 19.9
CESSA 11.5 18.8
SEPSA 5.4 27.2
SETAR - 22.1
ENDE DELBENI - 12.1
Total SIN 283.1 597.1
COSERCA - 0.16
EMDECA - 0.08
COSERMO - 0.18
EDEL - 2.37
COOPELECT 0.2 0.66
CER 1.0 1.74
COSEGUA - 0.69
COOPSEL - 0.12
COSEAL - 0.18
15 DE NOVIEMBRE - 0.01
SEYSA - 0.77
Total Sistemas Aislados 1.1 6.9
Total Distribución 284.2 604.0
Total Sector 814.7 1,864.0
Cuadro 5. Inversión en el Sector Eléctrico (en millones de $us)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
*Las inversiones de Distribución son montos aprobados en sus planes de inversión.
12
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
“La generación bru-
ta de electricidad en
el SIN al 2016 está
distribuida en gene-
ración termoeléctri-
ca, hidroeléctrica y
energías alterna-
vas entre plantas de
biomasa y genera-
ción eólica”
La generación bruta de electricidad en el SIN al 2016 está distribuida en genera-
ción termoeléctrica (80%), hidroeléctrica (19,6%) y energías alternativas entre
plantas de biomasa y generación eólica (0,4%). Las centrales hidroeléctricas son
utilizadas durante más horas en el día y 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.
3.2. Oferta de electricidad en el SIN
Gráfico 2 Generación de Energía por Tipo de Fuente de
Generación (En Gwh y porcentaje)
Fuente: Anuario estadístico de la AE (2016)
El Gráfico No. 2 muestra la producción, o generación bruta, de energía por tipo
de fuente y el Gráfico No. 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 2016 la capacidad
instalada termoeléctrica representa el 75,7%, la hidroeléctrica el 23% y las ener-
gías alternativas representa un 1,3% de la capacidad total en el SIN.
13
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Gráfico 3 Capacidad Instalada por Tipo de Fuente de Generación
(En MW y porcentaje)
Fuente: Anuario estadístico de la AE (2016)
Entre las termoeléctricas la central Warnes, de ENDE Andina, es la más importante en cuanto a producción,
habiendo generado el 23,4% de la producción de energía termoeléctrica el año 2016, mientras que entre las
centrales hidroeléctricas la principal es la central Zongo, generando el 45,6% de la producción bruta de ener-
gía hidroeléctrica. La mayor potencia instalada dentro del SIN se encuentra en la empresa generadora EGSA
(542,8 MW), de la cual 410,8 MW corresponden a la central térmica generadora Guaracachi. ENDE Andina es
la segunda empresa con mayor capacidad instalada en el SIN con 464,8 MW, de los cuales 200 MW correspon-
de a la central Warnes que entró en operación a fines del 2015. De la misma manera, la empresa COBEE tiene
una potencia instalada de 242,9 MW en el SIN, de los cuales sus centrales hidroeléctricas representan 213
MW de potencia.
4. Demanda de electricidad
La serie histórica para el periodo 2000-2016 muestra una tasa de crecimiento del Índice de cantidad del consu-
mo de electricidad de 83% comparada con una tasa de crecimiento de 104% 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 man-
tenido casi constante en el mencionado período.
Gráfico 4 Índice de consumo de electricidad y participación del sector en el PIB
Fuente: Instituto Nacional de Estadísticas - INE
14
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
“La cobertura ur-
bana y rural au-
mentó de 34% en
1976 a 90% en
2016.”
El Gráfico No. 5, muestra la evolución de la cobertura de electricidad
(13)
. La cober-
tura tanto urbana como rural aumentó de 34% en 1976 a 90% en 2016. La cobertu-
ra en las áreas rurales aumentó significativamente de 6,8% en 1976 a 73% en 2016,
mientras que en las zonas urbanas la cobertura pasó de 74% a 99% en el mismo
periodo.
Gráfico 5 Cobertura de electricidad
(En porcentaje)
Fuente: Ministerio de Energía e INE
Durante el 2016 el consumo de energía eléctrica por parte de los consumidores
finales fue de 8.201 GWh, mientras que la energía retirada por las empresas dis-
tribuidoras del SIN durante la misma gestión fue de 9.246,0 GWh, cifra supe-
rior en 16,3% al consumo del año anterior. Dicho crecimiento esta explicado en
una proporción importante por el incremento en el consumo de energía de CRE
en Santa Cruz. El consumo per cápita de electricidad (Sistema Interconectado
Nacional y Sistemas Aislados) se ha incrementado en 78,7% desde el año 2000,
pasando de 411,8 kWh/hab a 735,8 kWh/hab
(14)
en el año 2016.
(13) 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.
(14) Medido como las ventas de electricidad a consumidor final en el SIN y en los sistemas aislados, dividido entre la población total del país.
4.1. Demanda Sistema Interconectado Na-
cional – SIN
15
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Gráfico 6 Consumo per cápita de electricidad (kWh)
Fuente: Anuario estadístico de la AE e INE.
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 No. 7, se muestra la curva de carga del día 29 de septiembre de 2016, día en
el cual se presentó la máxima demanda del año (1.433 MW).
Gráfico 7 Curva de Carga del Día de la Demanda Máxima (MW) – 2016
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga
La demanda máxima en el SIN tiene una pronunciada tendencia ascendente. Durante el año 2015, la máxima
demanda se presentó en octubre con 1.370 MW y el promedio anual fue de 1.294,8 MW. En el año 2016 la de-
manda máxima fue en septiembre con 1.433 MW y un promedio anual de 1.367,4 MW.
Por otro lado, el número de consumidores en el SIN ha crecido en 151% entre los años 2000 y 2016, destacán-
dose la tasa de crecimiento de usuarios de SEPSA, la cual fue de 313%. En este mismo periodo el crecimiento
en la cantidad de consumidores de DELAPAZ, CRE y ELFEC, alcanza los 480 mil, 317 mil y 325 mil usuarios
nuevos respectivamente.
16
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
El crecimiento de los consumidores del SIN entre 2015 y 2016 fue de 5%, tasa simi-
lar a la del crecimiento del 2015 respecto al 2014 (5,6%). Además se destaca la tasa
de crecimiento de usuarios de la empresa CESSA y ELFEO, la cual fue de 7,4% y
7% respectivamente.
La categoría con mayor número de consumidores es la Residencial (2,1 millones de
usuarios en 2016), mientras que los usuarios en las categorías general e industrial
alcanzan a 243 mil y 18,2 mil respectivamente. Una tercera parte de los usuarios
domiciliarios y general corresponden a la empresa DELAPAZ, mientras que el 43%
de los usuarios industriales son clientes de ELFEC. Destaca también que ELFEO
provee de energía eléctrica a 86 de los 154 usuarios de la categoría minera.
Gráfico 8 Número de usuarios de las principales empresas dis-
tribuidoras (en miles de usuarios)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
(15) No se incluyen en estos cálculos las ventas de ELFEC-sistemas, SEYSA y otras distribuidoras pequeñas.
Respecto a las ventas de electricidad a consumidor final, entre 2000 y 2016 estas
han aumentado en 150% mientras que la tasa de crecimiento entre 2015 y 2016 fue
de 4,3%. 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 2016, la CRE ha vendido el 40% (2.844
GWh) de las ventas totales de electricidad. ELFEC y DELAPAZ vendieron el 39%
de las ventas totales de electricidad. Por lo tanto, estas tres distribuidores vendie-
ron en 2016 el 79% del total de las ventas de electricidad en el SIN
(15)
.
17
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Gráfico 9 Ventas de electricidad de las principales empresas distribuidoras
(en GWh)
Fuente: Anuario estadístico de la AE e INE.
Finalmente, respecto a las ventas por tipo de categoría, el consumo en la categoría residencial es el más im-
portante, pues representó el 41,8% del consumo total de electricidad en el año 2016, seguido por el consumo de
la categoría industrial con el 25%. Ambas proporciones se han mantenido relativamente constantes en los últi-
mos años.
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
Gráfico 10 Ventas de electricidad a consumidor final por categoría (en GWh)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
18
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
La AE realiza el seguimiento a los sistemas aislados más importantes. En el Gráfi-
co No. 11 se observa que en el año 2016 el sistema con mayor número de clientes
son los Sistemas CRE – Las Misiones con 22 mil usuarios, seguido por Sistema Va-
lles y CER- Riberalta, ambos con 20 mil y 19 mil usuarios respectivamente.
Entre los años 2000 y 2016, la cantidad de usuarios del sistema eléctrico en los sis-
temas aislados pasó de 75,8 mil a 156 mil, lo cual implica una tasa de crecimiento
de 106%; entre 2015 y 2016 aumentaron 11,7 mil nuevos consumidores en estos
sistemas, lo que representó un incremento de 8% siendo el sistema CRE-Charagua
el que presentó mayor crecimiento. La categoría domiciliaria tiene la mayor partici-
pación en el número de usuarios (84,9%), que a diciembre de 2016 contó con 132,8
mil consumidores.
Gráfico 11 Número de usuarios por sistema aislado (2016)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
Las ventas de electricidad en los sistemas aislados también se redujeron el año
2016, siendo la razón principal de ello la disminución de las ventas de la empresa
COSERMO de Monteagudo-Chuquisaca. Por otro lado, el sistema con más parti-
cipación en las ventas de electricidad es CRE - Germán Busch con 55,7 GWh,
donde destaca el consumo de sus clientes industriales que alcanza a 25,8 GWh. A
este sistema le sigue en participación ENDE – Cobija, que consume 51,4 GWh.
4.2. Demanda Sistemas Aislados
“La Autoridad de
Fiscalización y
Control Social de
Electricidad realiza
el seguimiento a
los sistemas aisla-
dos más importan-
tes.“
19
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Gráfico 12 Ventas de electricidad por categoría (GWh)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
5. Precios
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 2016, se inyectó en el Sistema Troncal de Interconexión (STI) 8.295,3 GWh. El 78,7% de la in-
yección fue suministrada por las centrales termoeléctricas siendo la de más participación la central termoeléc-
trica de Guaracachi que suministró 15,7% de la electricidad. Las centrales hidroeléctricas Zongo y Corani
aportaron el con 9% y 6% respectivamente. El retiro de energía fue de 8.377,8 GWh, siendo CRE, DELAPAZ y
ELFEC los mayores usuarios con el 74% de los retiros. (Cuadro No. 6).
5.1. El Mercado Eléctrico Mayorista
20
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Cuadro 6 Inyecciones y retiros de energía en el STI (2016)
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 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 se reduce a 39,7 $us/MWh, los años 2015 y 2016 el precio medio
monómico incrementa hasta llegar a 44,7 $us/MWh y 47,2 $us/MWh respectivamente. Este incremento se debe
principalmente a un incremento en el cargo por peaje y potencia. Dentro del SIN, en 2016, las empresas distri-
buidoras con mayor precio medio monómico registrado son EMDECRUZ con 60,7 y ENDE DELBENI con 52,3
$us/MWh); la empresa distribuidora con menor precio es ENDE con 41,9 $us/MWh.
Centrales
Inyecciones
(GWh)
Hidroeléctrica
Sistema Zongo
758,6
Sistema Corani
543,8
Sistema Taquesi
199,3
Sistema Miguillas
86,0
Sistema Yura
59,6
Kanata
11,7
Empresas
Reros
Sistema Quehata
4,4
(GWh)
San Jacinto
11,7
CRE 3.079,5
Subtotal 1.675,1 DELAPAZ 1.810,3
Termoeléctrica ELFEC 1.309,5
Guaracachi
1.304,3
ELFEO 461,5
Carrasco
429,5
SEPSA 415,9
CESSA 297,1
Bulo Bulo
354,3
ENDE 43,6
SETAR 298,8
Valle Hermoso
429,5
ENDE DEL BENI 150,1
EMDEECRUZ 0,9
El Alto (*)
311,3
EMVINTO 49,7
Kenko
15,7
COBOCE 92,3
Karachipampa
60,8
EMSC 367,3
Entre Rios
621,3
EMIRSA 1,4
Moxos
84,4
TOTAL 8.377,8
del sur
1.265,0
Warnes
1.655,1
Subtotal 6.531,2
Eolicas
Qollpana
28,7
Biomasa
Guabira
49,6
Unagro
10,7
Subtotal 89,0
TOTAL 8.295,3
21
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Gráfico 13 Precios Monómicos en el SIN ($us/MWh)
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga
En el marco del Reglamento de Precios y Tarifas, el 2015 la AE efectuó la fijación
de precios máximos de distribución correspondiente al período el periodo noviem-
bre 2015- octubre 2019 para las empresas DELAPAZ, CRE, ELFEC, ELFEO,
CESSA y ENDE. Las aprobaciones efectuadas se realizan respecto a las proyec-
ciones de demanda de las distribuidoras; plan de inversiones; costos de suminis-
tro; tarifas base, fórmulas de indexación y estructura tarifaria; y cargos por cone-
xión y reconexión.
5.2. Tarifa de Distribución de Electrici-
dad
Gráfico 14 Tarifa Promedio al Consumidor Final en el SIN
($us/MWh)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
(*) Tarifas de distribución en Uyuni y Camargo
22
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
La evolución de la tarifa promedio al consumidor final regulado en el SIN se muestra en el Gráfico No 14. En-
tre 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 el 2016, las tarifas promedio se han incrementado respecto a 2015 para todos los operadores, a excepción
de SETAR y ENDE, cuyas tarifas promedio redujeron en 5% y 18% respectivamente, en el resto de los casos
los incrementos van del 2% al 7%.
El Gráfico No. 15 muestra la tarifa promedio de electricidad para el consumidor final observada en la gestión
2016, 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 ENDE DELBENI con 209 $us/MWh. De igual manera, EN-
DE DELBENI también tiene el precio más elevado en la categoría de Alumbrado Público con 153,3 $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
(69,1 $us/MWh).
Gráfico 15 Tarifa Promedio al Consumidor Final en el SIN Gestión 2016
($us/MWh)
23
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
El DS 28653 de 21 de marzo de 2006 crea la Tarifa Dignidad con el objeto de favorecer el acceso y uso del ser-
vicio público de electricidad de las familias de menores recursos económicos de la categoría domiciliaria. Poste-
riormente, el Decreto N° 0465 de 31 de marzo de 2010 dio continuidad a esta medida estableciendo un des-
cuento 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 No. 16 se observa que el promedio mensual de consumidores beneficiados por la Tarifa Dignidad
entre 2006 y 2016 pasó de 491 mil a 1.098 mil, implicando una tasa de crecimiento de casi 123,7%. 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 2016 los aportes crecieron en 11,8% respecto al año anterior, pasando de Bs78,8 millones a Bs88 millones.
Las empresas que han realizado mayores aportes en el año 2016 son CRE (16%), ENDE Andina (14%) y Gua-
racachi (9,2%).
5.2.1. Tarifa Dignidad
24
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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
El DS 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 fac-
tores 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 deter-
minados por los precios de nodo de aplicación (que son los pagados a los generado-
res 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 tari-
farios 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 No. 17 se observa que al finali-
zar la gestión 2016, el monto acumulado en el FEM asciende a Bs.85,2 millones.
El monto acumulado en el FED fue de Bs.112,3 millones.
5.2.2. Fondo de Estabilización
“Los fondos de es-
tabilización ene
por objeto estable-
cer medidas para
estabilizar las tari-
fas de electrici-
dad.”
25
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Como se mencionó anteriormente, la demanda máxima de potencia del SIN en el año 2016 alcanzó los 1.433
MW la cual fue mayor en 4,6% al año anterior. La capacidad de generación del SIN en 2016 fue de 1.854 MW,
mayor en 1,3% a la capacidad del 2015. Entre 2000 y 2016, la oferta de potencia para cubrir la demanda máxi-
ma fue excedentaria en promedio 32,8%.
El parque de generación el año 2016 se modificó principalmente con el ingreso en operación comercial de las
unidades de Qollpana QOL03, QOL04, QOL05, QOL06, QOL07, QOL08, QOL09 y QOL10 de la Empresa Eléc-
trica Corani S.A. y la puesta en servicio de los excedentes de central San Buenaventura operada por ENDE
Guaracachi.
Estas incorporaciones en conjunto han permitido contar con una capacidad adicional de 23,8 MW.
Gráfico 17 Fondos de Estabilización (En millones de Bs)
Fuente: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
6. Desempeño
6.1. Balance de Oferta y Demanda
26
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Gráfico 18 Balance de oferta y demanda de electricidad
(En MW)
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga
El Sistema Troncal de Interconexión (STI) está conformado por líneas de alta ten-
sión en 230, 115 y 69 kV. Para diciembre de 2016, el STI estaba compuesto por
2.701 km de líneas en 230 kV, 1.646 km de líneas en 115 kV y 119,1 km de líneas
en 69 kV totalizando 4.466,1 km de líneas de transmisión.
En el Mapa No. 1, se pueden distinguir cuatro áreas geográficas en el sistema:
El Área Norte donde se destacan dos líneas principales: Kenko – Vin-
to y el tramo Kenko – Chuspipata – Caranavi – Trinidad
(16)
.
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.
“Existen cuatro
áreas geográcas
dentro del Sistema
Troncal de Interco-
nexión (Norte, Cen-
tro, Santa Cruz y
Sur) “
6.2. Configuración de la Red
(16) La ciudad de Trinidad, del departamento de Beni, se integró al SIN en agosto de 2010.
27
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Un aspecto que se debe tomar en cuenta en lo relativo a la seguridad del sistema, es la congestión de las líneas
de transmisión
(17)
. La entrada en funcionamiento de las líneas de transmisión de la empresa ISA S.A. a finales
de 2005 mejoró la seguridad en transmisión en la zona oriente y en el año 2016 no existió ninguna falla signi-
ficativa del sistema por congestión de las líneas.
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 2016 ingresaron las líneas de transmisión Palca-Mazocruz 230 kV doble terna; Sucre - La Plata - Po-
tosí 115 kV, La Plata - Karachipampa 69 kV y la segunda terna Tarija - Yaguacua 230 kV mejorando la con-
fiabilidad de la áreas Norte y Sur.
De acuerdo a priorización realizada por el Gobierno
(18)
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 exportaciones de electricidad a la Argentina (1.221km).
Mapa 1 Sistema Troncal de Interconexión
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga (Memoria 2016).
6.3. Congestión en las Líneas
(17) La congestión se define como el cociente entre el flujo máximo y la capacidad nominal de la línea.
(18) Plan de Desarrollo Económico y social 2016 - 2020.
28
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
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 con-
sumo de energía eléctrica en el SIN. En el Gráfico No. 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 2016 esta relación llegó a 4,4%, sin embargo
no es un cambio significativo por lo que la eficiencia del sector es relativamente
estable.
“La capacidad ins-
talada en América
Lana en el año
2016 fue de aproxi-
madamente 350
mil MW.”
6.4. Eficiencia Técnica
Gráfico 19 Producción y demanda de energía (En GWh y por-
centaje)
Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga
La capacidad instalada en América Latina en el año 2016 fue de aproximadamen-
te 350 mil MW, teniendo Brasil la mayor capacidad en la región con 152 mil MW,
seguido de México con 68 mil MW. Como se observa en el Gráfico No. 20, Bolivia
tiene una de las capacidades instaladas más bajas de la región representando me-
nos del 1%.
6.5. Desempeño Regional
29
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
En los últimos años el Gobierno ha impulsado la expansión del SIN mediante ENDE-Matriz, la cual ha culmi-
nado el proyecto de transmisión Caranavi–Trinidad logrando la interconexión de Trinidad al SIN. Se ha conti-
nuado 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 – Yacuiba, que permitió la conexión de los
sistemas Villamontes y Yacuiba al SIN. Asimismo, se continúa con la mejora del suministro de energía eléctri-
ca en el área Norte con el ingreso las líneas de transmisión Santivañez - Palca - Cumbre 230 kV en el año
2015. Por otra parte, ENDE-ANDINA S.A.M. ha incrementado la generación termoeléctrica mediante el Pro-
yecto Entre Ríos y Warnes y el 2016 ha adicionado 24 MW de energía eólica con Qollpana fase II.
También se han dado los pasos dentro un proceso de planificación en el sector eléctrico, orientados a consoli-
dar la participación del Estado en el sector.
(19) Información de OLADE dentro el Informe de Estadísticas Energéticas.
En cuanto a la demanda de energía eléctrica en América Latina, 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 anterior-
mente alcanza a 90% el año 2016, 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%
(19)
.
Gráfico 20 Capacidad instalada América Latina (En MW) (2016)
Fuente: OLADE, Ministerios de energía de Perú y Ecuador, instituciones reguladoras de Argentina y
Colombia y CORPOELEC-Venezuela
(*) Información al 2014
(1) información al 2015
7. Perspectivas
30
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Las nacionalizaciones efectuadas en el sector buscan cumplir este objetivo y el for-
talecimiento adecuado de la capacidad institucional de ENDE-Corporación es una
de las tareas gubernamentales de corto plazo. Estructurar un sector eléctrico efi-
ciente que cuente con la infraestructura capaz de satisfacer la creciente demanda
interna, aprovechando las fuentes de energía racionalmente, requerirá la ejecución
de importantes inversiones en el sector. Entre las perspectivas del sector eléctrico
desarrolladas en el de Desarrollo Económico y Social 2016 - 2020 (PDES) se ha
identificado al sector eléctrico como un sector estratégico para la economía del
país, ya que se busca generar un importante excedente de potencia efectiva para la
exportación, que permitirá obtener mayores recursos económicos. En este sentido,
se han establecido las siguientes prioridades:
Se busca 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 co-
bertura 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 eléctri-
ca, 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 poten-
cia de hasta 4.878 MW. Además, se espera extender las líneas de transmisión adi-
cionales de 4.043 km y se garantizará el abastecimiento y la confiabilidad del su-
ministro para la demanda interna.
Asimismo, para lograr la integración eléctrica nacional al 2020, se realizará la in-
terconexión 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 exis-
tentes (16 sistemas aislados existentes).
Por otro lado, se espera que Bolivia se convierta en el corazón energético de Améri-
ca Latina, es decir un importante centro de producción regional con lo cual se lo-
grará una integración energética. A partir del año 2020 se espera iniciar la expor-
tación 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 merca-
dos de exportación y se desarrollará el potencial hidroeléctrico a través de la ejecu-
ción de megaproyectos como el Complejo Hidroeléctrico de Río Grande, Rositas,
entre otros. Hasta el año 2016 se han avanzado en las negociaciones sobre el precio
y la cantidad de energía eléctrica que será exportada a la Argentina desde el 2019.
En el marco de avanzar con la integración energética, se está construyendo la lí-
nea de transmisión Juana Azurduy de Padilla mediante la cual se exportará ener-
gía a la Argentina, dicha línea entrara en operación el 2019.
“Se busca el acceso
universal del servi-
cio de la electrici-
dad, esperando que
para el 2020 se
cuente con el 100%
de cobertura de
energía eléctrica
urbana, 90% de co-
bertura rural”
31
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
Asimismo, durante la gestión 2016 se suscribió un acuerdo entre la Brasilera ELETROBRAS y ENDE que esta-
blece la realización conjunta de estudios de la Central Binacional Río Madera. También se suscribieron acuer-
dos entre la empresa de electricidad paraguaya ANDE y ENDE para el intercambio de experiencias, conoci-
mientos e información sobre tratados energéticos e intercambios internacionales de energía eléctrica.
La cartera de proyectos al 2020 también estará enfocada a un cambio en nuestra matriz energética, es decir, se
disminuirá la participación de la generación termoeléctrica de un 69,3% a un 54%. Las energías alternativas se
incrementarán con los Ciclos Combinados (Vapor) de 7% actualmente, a un 19% y las hidroeléctricas alcanzarán
un 28% de participación en generación.
Considerando el gran potencial que tiene el país en recursos naturales y su uso sustentable en el marco del res-
peto a nuestra madre tierra, se promueve el desarrollo de diferentes proyectos de energías alternativas que en-
trarán en operación hasta el año 2020: 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 que también entrarán en operación
hasta el 2020 son: Miguillas (200 MW); Ivirizú (350 MW); San José (124 MW); Misicuni (120 MW) y Banda Azul
(93 MW).
La expansión de la infraestructura eléctrica incluirá 2.822 Km de nuevas líneas de transmisión en el Sistema
Interconectado Nacional entre las que destacan: Trinidad –Riberalta- Cobija, Carreras – Tupiza, Laguna Colo-
rada – Uyuni.
32
Publicaciones :
Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad. Memoria Institucional 2014, Anuario Esta-
dístico 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 Plu-
rinacional 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
Reporte Energía www.reporteenergia.com
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico de Argentina
www.cammesa.com/linfomen.nsf/
Latin America's Business News www.bnamericas.com
Unidad de Planeación Minero Energética Colombia www.upme.gov.co
Ministerio de Coordinación de los Sectores Estratégicos del Ecuador
www.sectoresestrategicos.gob.ec
Ministerio de Energía y Minas del Perú www.minem.gob.pe
Corporación Eléctrica Nacional de Venezuela www.corpoelec.gob.ve
8. Referencias
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
33
ANEXO Nº 1
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
TENSIÓN EMPRESA TRAMO CONDUCTOR
CAPACIDAD
(KV)
LONGITUD
(Km)
230 kV
ENDE TRANS-
MISIÓN
Carrasco - Chimoré RAIL 130,0
75,3
Carrasco - Warnes RAIL 130,0
162,1
Carrasco -Sanváñez RAIL 130,0
225,6
Chimoré - San José RAIL 130,0
78,8
Mazocruz-Vinto Capacitor RAIL 130,0
193,6
Palca - Mazocruz l RAIL 189,1
36,0
Palca - Mazocruz II RAIL 189,1
36,0
San José - Valle Hermoso RAIL 130,0
59,6
Sanváñez - Vinto RAIL 130,0
123,7
Valle Hermoso - Sanváñez 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
Sanvañez - Palca I RAIL 155,9
244,0
Sanvañez - Palca II RAIL 155,9
244,0
Tarija - Yaguacua I RAIL 160,0
138,0
Tarija - Yaguacua II RAIL 160,0
138,0
ISABOL
Arboleda - Urubó ACARD 142,5
62,0
Carrasco - Arboleda ACARD 142,5
102,0
Sanváñez - Sucre RAIL 142,5
246,0
Sucre - Punutuma DRAKE 142,5
177,0
Subtotal
2.701,0
34
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO II: ELECTRICIDAD
TENSIÓN EMPRESA TRAMO CONDUCTOR
CAPACIDAD
(KV)
LONGITUD
(Km)
115 kV
ENDE TRANS-
MISIÓN
Arocagua - Valle Hermoso I IBIS 74,0
5,4
Arocagua - Valle Hermoso II IBIS 74,0
5,4
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
Coroni-Santa Isabel IBIS 74,0
6,4
Kenko - Senkata I IBIS 74,0
6,3
Kenko - Senkata II RAIL 117,0
8,0
Ocurí - Potosí IBIS 74,0
84,4
Potosí - Punutuma IBIS 74,0
73,2
Paracaya - Qollpana IBIS 90,0
67,7
La Plata - Potosí IBIS 58,0
18,0
Punutuma - Atocha IBIS 74,0
104,4
Sacaba - Arocagua IBIS 74,0
14,9
Sacaba - Paracaya IBIS 90,0
24,1
Santa Isabel - Sacaba IBIS 74,0
31,4
Santa Isabel - San José IBIS 74,0
8,9
Senkata-Mazocruz RAIL 130,0
7,8
Sucre - La Plata IBIS 38,0
88,2
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 1.645,9
69 kW
ENDE TRANS-
MISIÓN
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
La Plata - Karachipampa IBIS 31,8
7,0
Subtotal
119,1
Total 4.466,1
