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

1. Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.Bolivian Power Company Ltd. PROYECTOS HIDROELECTRICOS&MERCADOS DE EXPORTACIÓN Jose Antonio Ramírez Gerente General TALLER INTERNACIONAL SOBRE HIDROGENERACIÓN Y LOS PROYECTOS EN BOLIVIA La Paz, 24 de noviembre de 2009

2. Contenido • Antecedentes – MEM • Proyectos estudiados – COBEE • Mercados de exportación • Conclusiones

3. AntecedentesMercado Eléctrico Mayorista (MEM) Sector generación (resumen) • Despacho centralizado a mínimo costo. • Oferta de disponibilidad y costos de producción. • Remuneración de la generación a través del costo marginal de energía de corto plazo y el costo marginal de potencia. • Otros costos: peaje unitario de transmisión, tasa de regulación y tasa de operación CNDC. Tarifa dignidad

4. AntecedentesMEM- Bolivia Fuente: CNDC • Se observa: • Equilibrio entre oferta y demanda • Estacionalidad hidrológica, Nov-Abr / May-Oct • Mayor despacho térmico anual • CMg mensual entre 14 – 17 $us/MWh • Parque térmico creciente Fuente: CNDC

5. AntecedentesMEM- Bolivia SIN Interconectado

6. Proyectos Estudiados - COBEE

7. Proyectos EstudiadosCOBEE

8. Mercado Eléctrico Perú (SEIN) • Fuente: TDE

9. Proyectos Estudiados – COBEEProyecto Miguillas Ubicación: • Cuenca del río Miguillas • Departamento de La Paz Bases del estudio • Dos centrales alta caída • Capacidad: 167 MW • Energía: 880 GWh (FP = 0.60) • Inversión: US$ 273 millones • Costo unitario: 1,632 US$/kW (Datos conceptuales)

10. Proyectos Estudiados – COBEEProyecto Pachalaca Ubicación: • Cuenca del río Zongo • Departamento de La Paz Bases del estudio • Dos centrales, alta y baja caída • Capacidad: 100.5 MW • Energía: 528 GWh (FP = 0.60) • Inversión: US$ 182 millones • Costo unitario: 1,810 US$/kW (Datos conceptuales)

11. Proyectos Estudiados – COBEEEvaluación Económica Criterios de Financiamiento: • Financiamiento: 60% • Tasa interés: 8% • Plazo repago: 4 + 12 años • Vida útil: 30 Años • Tasa de descuento: 12% Resultados del estudio: • Condiciones de Mercado MEM: • Despacho centralizado • Precios Proyectados: • Energía ($us/MWh): 16.7 • Potencia ($us/kW-m): 8.02 • Monómico ($us/MWh): 34.3

12. Proyectos HidroeléctricosViabilidad • Costo de oportunidad del Gas Ejemplo: Costo variable - turbina a gas ciclo simple (CMg )

13. Proyectos Estudiados – COBEEConclusiones Proyección de mercado • Precio de energía: 16.7 $us/MWh (Mon: 34.3 $us/MWh) • Inviabilidad económica de los proyectos Precio requerido (@TIR 12%) • Precio de energía: 37 – 44 $us/MWh (Mon: 55 – 62 $us/MWh) Conclusiones • Se requiere un precio 60% - 80% mayor al esperado en el MEM. • Ingresos esperados del orden de 3 $us/MWh por el comercio de CER. • Se requiere el estudio de alternativas que viabilicen los proyectos hidroeléctricos, además de un marco jurídico acorde: • Costo de oportunidad del gas • Precios en un mercado de exportación • Incentivos impositivos y otros

14. Mercados de Exportación (breve referencia)

15. ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ B R A S I L 3,600MW - 60Hz400km-500kV DC 500MW - 60Hz 390km- 500kV AC 200MW – 50/60 Hz250km - 230kV AC A Rondonopolis Puno Arequipa San Matias 200MW – 50/60 Hz360km - 230kV AC 400MW - 60Hz 410km - 500kV AC 200MW – 50Hz 330km -230kV AC 200MW - 50Hz 350km- 230kV AC San Alberto Madrejones 1,500MW - 50Hz750km - 500kV DC 300MW - 50Hz 630km - 380kV AC Itaipú

16. Demanda de ElectricidadPaíses limítrofes

17. Mercado EléctricoChile (SING) • Parque generador predominante-mente térmico, hidro de pasada mínima. • Problemas en la disponibilidad de gas • Retorno del Carbón y Diesel Caracterización comparativa:

18. Mercado EléctricoChile (SING) Histórico de precios de energía: • CMgdel orden 100 $us/MWh • Precio medio de mercado (Ctos.): 240 $us/MWh

19. Mercado Eléctrico Perú (SEIN) Caracterización comparativa:

20. Mercado Eléctrico Perú (SEIN) Histórico de precios de energía: • CMg promedio entre 20 y 50 $us/MWh • Precio medio de mercado (Ctos.): 30 $us/MWh

21. Comportamiento del Mercado

22. Consideraciones Técnicas • Distancia a centros de consumo o nodos fuertes de transmisión. • Capacidad de absorción de Potencia en punto de suministro • Disponibilidad de Recursos próximos a frontera. • Proyecto Hidrotérmico o Termoeléctrico • Nivel de Tensión de Línea (AC o DC) • Capacidad de exportación • Valor competitivo de la oferta. • Frecuencias

23. BeneficiosInterconexiones • Mejora la confiabilidad y la seguridad del suministro. • Diversificación de fuente de suministro. Menor exposición a la variabilidad hidrológica • Uso óptimo de instalaciones de generación existentes y nuevas inversiones en generación. • Complementariedad del abastecimiento. Aprovecha la no simultaneidad de las curvas de carga • Regulación primaria y secundaria • Introducción de nuevas tecnologías (ciclos combinados, conversores, etc) • Optimiza uso de recursos con menor impacto ambiental

24. Exportación – InterconexiónPilares Básicos • Para el desarrollo exitoso de los proyectos de integración, se han identificado tres pilares básicos (CIER3R) • Recursos: La identificación de fuentes energéticas disponibles, el análisis de la complementariedad de sistemas y la competitividad de precios => determinan el potencial energético. • Redes: Los estudios técnico – económicos, el dimensionamiento de la infraestructura de transmisión requerida y el análisis de estabilidad entre sistemas => determinan la viabilidad técnica - económica. • Reglas: Los acuerdos entre Estados, la voluntad política, la definición de reglas claras y el acuerdo de procedimientos operativos/comerciales => determinan el marco regulatorio.

25. Exportación – InterconexiónMarcos de referencia - Resumen • Decisión 536 de la CAN • Despacho económico coordinado e independiente de los contratos comerciales. • La no discriminación de precios y la eliminación de subsidios entre mercados. • Libre acceso a la infraestructura de interconexión, uso físico de la interconexión como resultado del despacho económico. • Memorandum de entendimiento, MERCOSUR • Asegurar condiciones competitivas sin la imposición de subsidios, enfoque en costos eficientes y evitando prácticas discriminatorias. • Permitir contratos de compra/venta entre actores de ambos mercados • Adecuación de reglamentos para garantizar el suministro comprometido

26. Marco LegalBolivia • Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad (RCIIE) • Principios: • Despacho económico • No discriminación de precios • Coordinación técnica y operativa • No disminución de los niveles de calidad y confiabilidad. • Art. 4 de la Ley de Electricidad declara de necesidad nacional las actividades de importación y exportación

27. Marco LegalBolivia • DECISION 536 • Bolivia se ha adherido a la decisión 536. • El marco regulatorio boliviano es bastante coincidente con el marco establecido en la decisión 536. algunas excepciones son: • El RCIIE privilegia a la demanda nacional. b) No se contempla el no conceder subsidios, ni imponer aranceles y restricciones específicas a las interconexiones internacionales.

28. Conclusiones • Importantes recursos energéticos excedentarios. • Grandes recursos energéticos hidráulicos. • Un marco jurídico claro y una remuneración que cubra los costos de desarrollo, constituyen la fuerza para viabilizar nuevos proyectos hidroeléctrico. • Se requieren precios al menos entre 60% y 80% mayores a los esperados en el MEM. • Existen importantes oportunidades de interconexión • Exportación puede viabilizar nuevos proyectos hidroeléctricos

29. Conclusiones • Los precios de energía en mercado vecinos, en especial el norte de Chile (SING) muestran interesantes niveles y son una oportunidad para el desarrollo de la hidroelectricidad en Bolivia. • Es necesario la pronta definición de políticas en lo que hacen a los pilares básicos de la integración/exportación con países vecinos: Recursos – Redes - Reglas. • Existe gran similitud en la normativa, la armonización de las misma con la decisión 536 no implica grandes cambios. • Las interconexiones son una opción altamente beneficiosa para Bolivia.

30. Muchas gracias !