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TRABAJO DE INVESTIGACIÓN 1. Explique brevemente el tipo de regulación de nuestro país e identifique las fortalezas y debilidades. R. La Ley de Electricidad N°1604 divide las actividades de la industria eléctrica en tres, generación, transmisión y distribución donde el que genera no puede transmitir ni distribuir y viceversa, y de esta manera se rompe el monopolio de las “grandes empresas”. No obstante se reconoce que en algunas actividades por ej. en distribución se tenga un monopolio de la empresa distribuidora debido a la dificultad de tener a dos empresas distribuidoras compitiendo en una ciudad y formando cada una de ellas sus redes para la distribución de energía.

Con las reformas impulsadas por el Gobierno Nacional en el sector eléctrico, , se han introducido reformas que retoman la participación del estado en el sector eléctrico mediante la inclusión de la empresa estatal ENDE participando en los tres sectores de la actividad de electricidad, estableciendo un escenario donde el Estado Boliviano participa con cerca del 72% del segmento de generación constituyéndose en gran medida como responsable de la seguridad del abastecimiento de la energía eléctrica. También es importante señalar que mediante la regulación se deben dar reglas claras que sean atractivas a las empresas para poder tener inversiones locales como extranjeras

2. Explique cuál sería el mejor modelo de regulación para nuestro país, detallando la forma de operar de las actividades de: Generación, Transmisión y Distribución. R. Las actividades de la industria eléctrica deben ser reguladas estrictamente sin que esto afecte a la recuperación de capital y ganancia de la empresa que está realizando esta actividad, sin embargo, también se debe tener un libre mercado que por supuesto debe estar regido por el ente regulador, donde existan varios empresas dedicada a la actividad las cuales a su vez logran optimizar sus recursos para lograr ganancias de forma que cada empresa productora decida por sí misma cómo quiere invertir y operar sus activos y fijar el precio a comercializar su producto. 3. Identifique 7 nuevos proyectos en funcionamiento o planificados de generación con detalle de inversión, en nuestro país desde el 2012 de acuerdo al siguiente criterio: 

3 para generación hidroeléctrica En mar‐19 en La Paz el Proyecto Anazani (Unduavi) 19.0 MW y un costo de 59.2 MM $US. En ene‐20 en Santa Cruz el Proyecto Rositas 400.0 MW y un costo de 669.3 2 MM $US.

En ene‐17 en Cochabamba el Proyecto Misicuni Fase 2 40.0 MW y un costo de 103.3 MM $US. 

1 Generación termoeléctrica En dic‐13 en Chaco- Tarija Proyecto TG03 Chaco 44.8 MW y un costo de 24.9 MM $US

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1 para generación eólica Central Eolica Piloto en Qollpana con 1.7 MW 1 para otras fuentes de generación BIOMASA: El proyecto UNAGRO que está ubicado en la zona de Montero a 80 km de la ciudad de Santa Cruz fue inicialmente impulsado por la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE). Este proyecto aprovecha los residuos de caña (biomasa) para la producción de vapor y la generación de electricidad mediante dos turbinas de 20 MW y 15 MW con una inyección neta de 30 MW. Se conectará al SIN en la S/E Montero mediante una línea de transmisión de 33 km de longitud, en 115 kV.

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Explique en un cuadro el precio de inversión en $us/kWh para cada proyecto y determine el precio de energía adecuado para obtener una tasa interna de retorno de 10%, considerando el siguiente tiempo para la recuperación de capital:  Generación hidroeléctrica y no convencional 30 años  Generación Termoeléctrica 20 años R. Para las hidroeléctricas El flujo financiero del proyecto da como resultado una rentabilidad anual de 4.9% y un VAN negativo de 712 millones de US$, a una tasa de descuento de 12% por año, tal como se evidencia en el gráfico. Para las termoeléctricas Remuneración por potencia 13 US$/MWh

7.877 US$/kW-mes - Remuneración por energía

El flujo financiero del proyecto resulta en una rentabilidad anual de 4.3% y un Valor Actual Neto negativo de 12.3 millones de US$, calculado con una tasa de descuento de 10% por año Para otras Remuneración por potencia 7.877 US$/kW-mes, sin IVA - Remuneración por energía 13 US$/MWh, sin IVA 4. Establecer un modelo econométrico que permita determinar la demanda actual y futura del SIN, explicando los criterios y parámetros considerados. R. Para proyectar la demanda eléctrica, se utiliza la base de datos histórica de los Distribuidores y Consumidores No Regulados elaborada por el CNDC, la

demanda de los Sistemas Aislados que se prevé se interconectarán al SIN y la demanda de nuevos proyectos productivos y mineros. Para dar estabilidad a las series históricas utilizadas en la proyección de la demanda eléctrica y eliminar el efecto de la migración aleatoria de carga realizada por los Distribuidores, se ha agrupado la demanda de energía de éstos por zonas geográficas. Para la proyección a nivel de centros de consumo, se ha agrupado la información en función a la ubicación geográfica de los diferentes sistemas eléctricos y de los Distribuidores

5. En base a un modelo econométrico asumido para la demanda interna de la empresa distribuidora seleccionada por el grupo, proyectar la demanda para un horizonte de 5 años a partir del 2015. R. Para DELAPAZ en 2015 se tiene 2910 GWh y para el 2020 se tendrá 4138 GWh. 6. Con ayuda de un programa computacional determinar el flujo de carga del sistema de distribución seleccionado hasta el punto de retiro de energía en el sistema troncal (STI), para el escenario de máxima demanda de las gestiones 2015 y 2020. R. Para 2015 Sistema Norte

Para 2020 Sistema Norte

7. Analizar la peor contingencia (condición N-1) del sistema anterior. R. Para 2016, el escenario de desconexión de la interconexión Kenko- Vinto

8. En base a la información del punto anterior, determinar los refuerzos en subtransmisión o distribución (nuevas líneas, transformado, banco de capacitor, etc) que permitan cumplir los limites de voltaje permitidos en el SIN R. En junio del 2014, está previsto el ingreso de la línea Santiváñez – La Cumbre; con lo que al existir dos líneas que conectan el área norte con el área central, la condición n-1 (salida de la nueva línea Santiváñez - Cumbre), implica que la demanda de La Paz y Beni puede ser atendida con la generación local y la línea Vinto – Kenko (capacidad de 130 MW). Esta nueva disponibilidad de potencia es suficiente para satisfacer el criterio n-1 hasta el año 2021 con el ingreso de los proyectos hidroeléctricos de Miguillas y Unduavi.