Sugieren agilizar la exportación de electricidad ante la capacidad ociosa instalada

Bolivia duplicó la capacidad de su parque generador, lo que plantea la interrogante de a dónde enviar la electricidad de las nuevas plantas, considerando el ya cómodo margen de reserva del país. En las próximas semanas, contará con una capacidad instalada de más de 3.500 megavatios (MW) para la generación eléctrica, aunque el consumo es de 1.600 MW.

La puesta en marcha de tres parques eólicos en Santa Cruz (Warnes, San Julián y El Dorado) aportará 108 MW al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Hasta 2020, la capacidad instalada era de poco más de 3.300 MW, según la Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear (AETN), a lo que se debe sumar el ingreso de la segunda fase de la Planta Solar Oruro, que completó 100 MW, en febrero de este año.

El presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad (CBE), Miguel Castedo, dijo que efectivamente se dispone de instalaciones de generación que cubren por demás la demanda actual, incluso la de los próximos años, “razón por la que se puede concluir que la sobreoferta podría ser exportada a otros mercados, sin poner en riesgo el suministro de electricidad del país. Por supuesto, la política de exportación debe ir acompañada de instalaciones de transmisión y, principalmente, de acuerdos con los países vecinos”, sugirió.

Osvaldo Irusta, analista en electricidad, consideró que en mercados eléctricos donde la inversión privada no tiene restricciones, es decir, que las barreras de entrada y salida de centrales eléctricas son muy bajas o nulas, el riesgo de tener centrales de generación sin operar y, por lo tanto, sin obtener retribución, es afrontada por los actores privados. “En forma consecuente, en sistemas eléctricos donde la expansión de los sistemas de generación está basada en la inversión estatal, el riesgo de mantener capacidad ociosa, que implica costos de mantenimiento, corresponde al Estado”, señaló.

Mientras el experto en energía eléctrica Sergio Arnez añadió que, “sin gas asegurado, sin los proyectos de exportación y sin incentivo, la capacidad excedente permanecerá ociosa”.

Exportar a Argentina

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Franklin Molina, destacó que para el presente año está garantizada una potencia de poco más de 3,2 GW, “es decir que en ningún momento nos va a faltar energía. Yo diría que más bien estamos avanzando en concretar todos estos proyectos para la exportación de electricidad y estamos con ese trabajo arduo, no solamente con YPFB sino con ENDE”, anunció.

En 2014, el Gobierno lanzó el Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025. En el mencionado año, Bolivia debería contar con el 70% de producción hidroeléctrica, un 26% termoeléctrica y un 4% de alternativas.

En agosto de 2019 se inauguró la Termoeléctrica del Sur (480 MW), con el objetivo de exportar energía a Argentina. Sin embargo, hasta el momento no se concretó el objetivo y pese a que EL DEBER solicitó información sobre los planes para vender a los países vecinos, no contestaron a la consulta el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, ni la estatal Empresa Nacional de Electrificación (ENDE).

Buena salud eléctrica

De acuerdo con datos de la AETN a diciembre de 2020, el SIN tuvo un aporte bruto de generación hidroeléctrica de 2.939 gigavatios/hora (GWh), las termoeléctricas aportaron con 5.831 GWh y las energías alternativas (eólica, solar y biomasa) 441 GWh. En total, la generación bruta de las centrales del SIN en el año 2020 fue de 9.212,4 GWh, lo que representó el 92% de la energía total producida en Bolivia.

Las centrales de los Sistemas Aislados (SA) produjeron 824 GWh, lo que representó el 8% del total de la energía generada. La potencia efectiva total a diciembre de 2020 fue de 3.357 MW, que incluye el SIN, los SA y autoproductores, como los ingenios azucareros Guabirá, Unagro, Aguaí y San Buenaventura (Easba).

De los cuatro ingenios, según la AETN, Guabirá aportó al SIN, 51 GWh en 2020. Easba, Unagro y Aguaí inyectan a la Central Santa Cruz (ENDE Guaracachi) los excedentes de su producción. Unagro anunció que instalará una turbina de vapor con una potencia máxima de 60 MW.

Arnez consideró que, por el lado de la infraestructura, el SIN goza actualmente de buena salud, ya que existe incluso un exceso importante de capacidad instalada de generación, un sistema de transmisión robusto y sistemas de distribución, en general, adecuados. “Por el lado de la energía primaria, seguimos generando electricidad en un 60% con combustible fósil, principalmente gas natural, y un 40% renovable (30% hidroeléctrico y 10% solar, eólico y biomasa), lo cual debe invertirse e incluso mejorar, pues las reservas de gas se están agotando rápidamente. Dado que el Estado seguramente ya no tiene recursos económicos para desarrollar más generación renovable aparte de lo que ENDE ya está construyendo”, precisó.

Ahorro de gas natural

Con semejante capacidad y con una demanda que ronda los 1.600 MW, surgen algunas interrogantes, a raíz del pedido que hizo el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), de reducir el consumo de gas en por lo menos un millón de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para no caer en incumplimientos de contratos de exportación con Petrobras (Brasil) e Ieasa (Argentina).

Una de esas interrogantes está relacionada al inicio del reemplazo significativo del consumo de gas en la matriz energética nacional, ya que las termoeléctricas siguen dominando, con un 61%, la generación en el país. Otra de las interrogantes es el ahorro de gas que YPFB puede destinar a la exportación con el ingreso de los nuevos proyectos de energías renovables y alternativas.

Cabe mencionar que al 8 de septiembre, de acuerdo con datos de la Gobernación de Santa Cruz, la comercialización de gas natural fue de 43,21 MMm3/d, de los cuales 20,04 fueron para Petrobras (Brasil), 10,27 para Ieasa (Argentina) y 12,90 MMm3/d para el mercado interno. El titular del MHE, Franklin Molina, en una entrevista con el canal estatal Bolivia TV, justificó que desde 2016 la política energética del Estado boliviano está orientada hacia la diversificación de la matriz, con el aprovechamiento de fuentes renovables, principalmente hidroeléctricas, para lo cual se tiene en carpeta cinco proyectos que aportarán alrededor de 500 MW en los próximos años. “Lógicamente, es entendible que haya una reducción del volumen de gas al mercado interno, cuando ingresan las energías renovables”, señaló Molina.

De hecho, el ejecutivo justificó un mayor consumo de gas cuando se compara el año 2020, de plena pandemia, con 2021, cuando la economía demuestra señales de recuperación: “Eso significa, en términos energéticos, que a mayor actividad económica, hay una relación directa de consumo, de demanda de energía y, por ende, de producción de energía”, resaltó.

Sin embargo, la potencial compra de electricidad boliviana por parte de Brasil, Paraguay y Perú todavía se encuentra en fase de estudios iniciales y la expansión del parque generador en estos países, así como el aumento de capacidad en Argentina, siembra dudas sobre si estas opciones se materializarán para Bolivia

Osvaldo Irusta, analista en electricidad, explicó que el precio de gas para la generación eléctrica se encuentra en $us 1,3 por millón de BTU (MMBTU) desde hace 25 años. Sin embargo, coincide con Arnez en que el verdadero ahorro llegará cuando entren en operación las hidroeléctricas Ivirizu y Miguillas. Mientras tanto, según los analistas, Bolivia tendrá capacidad ociosa hasta que exporte.