Este 2023 es el noveno año consecutivo de caída de reservas y exportaciones de gas natural, principal ingreso económico del país, originado por la exploración insuficiente y paliado con la reducción de las reservas internacionales netas (monetarias), llegando a la necesidad de venta de las reservas de oro y con ello a niveles de reserva monetaria mínima, lo cual se evidenció con la falta de dólares en el mercado y problemas de suministro de combustibles importados (diésel y gasolina).
Pese a esta situación, lamentablemente en el sector eléctrico no hubo cambios normativos importantes que ayuden a mejorar este escenario, como la viabilización de proyectos privados de generación renovable, los cuales ayudarían a reducir el consumo interno de gas natural, dijo el analista del sector eléctrico, Sergio Arnez.
El crecimiento vegetativo anual del consumo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) necesita una generación adicional de 500,000 MWh cada año, lo cual implica la instalación al menos 200 MW eólicos, o 300 MW solares, o 150 MW biomasa, o 120 MW hidroeléctricos, o una combinación de estos, cada año. Para reducir la dependencia del gas natural al 20 % en 10 años, se debe instalar anualmente el doble de las capacidades citadas.
En 2023 se puso en marcha solamente una turbina eólica nueva de 3.5 MW, que puede producir 12,000 MWh al año, y se registraron alrededor de 100 kW de Generación Distribuida, es decir, prácticamente nada comparado con lo que se tiene que hacer, explicó Arnez.
En esa línea, Gastón Acebey Barrientos, experto en el sector energético, apuntó que, en el marco del Plan de Transición Energética impulsado por el Gobierno, se prevé alcanzar el 75 % de la generación eléctrica, con fuentes renovables, hasta 2025. Un reto titánico, si consideramos que más del 63 % de la generación eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), tiene origen Termoeléctrico (Gas Natural), apoyado en 2.593 MW de capacidad térmica efectiva.
Pese a que, la generación con energías renovables no convencionales (solar, eólica y biomasa) ha tenido un incremento cercano al 65 % entre 2021 y 2022, su participación en el global alcanza apenas a un 10 %, que sumado al 27 % de energía hidroeléctrica, lograron cubrir apenas un 37 % de la demanda eléctrica nacional.
Hasta 2025 los proyectos encarados exclusivamente por ENDE Corporación, prevén la incorporación de 937 MW renovables a los cerca de 1.035 MW instalados actualmente. Aun así, se estima que para 2026 la generación eléctrica con fuentes renovables no supere el 50 % de participación en la matriz de generación eléctrica, con el riesgo de reducir su aporte al ritmo de crecimiento de la demanda nacional. Es decir, el Plan 2025 fue demasiado ambicioso o alguien no hizo su tarea, acotó el experto en energías.
Uno de los principales motivos para incorporar energías renovables en Bolivia, por encima del impacto ambiental es, sin duda, el destino del gas natural potencialmente sustituible en la generación eléctrica. Las generadoras del Estado pagan $us 1,23 MMBTU versus $us 10 MMBTU el mercado internacional; y a medida que las reservas se agotan, este tema cobra mayor relevancia que en los años de bonanza.
Para 2024, la capacidad de producción promedio de gas natural bordeará los 34 MMm3/día de los cuales se deberá reservar el 40 % para el mercado interno (más de 4 MMm3/día sólo para termoeléctricas), quedando el saldo para exportación (contrato con Brasil) y con una curva descendente sin perspectivas de cambio ante la falta de incentivos para exploración masiva en el sector de hidrocarburos.
Sin embargo, para desplazar ese gas natural y destinarlo para la exportación, se precisan importantes inversiones en proyectos renovables (del orden de $us 1 MM/MW solar, 2 MM/MW eólica o 2,3 MM/MW hidro) y evaluar quién paga las mismas: incremento en el subsidio (Estado) o incremento en las tarifas (usuario final).
En números redondos, con las proyecciones de crecimiento de la demanda a 2025, la generación térmica efectiva para cumplir el Plan previsto tendría que reducirse de los 6.700GWh/año actuales, a 3.000 GWh/año y el aporte renovable incrementarse de 4.000 GWh/año actuales, a 9.000 GWh/año.
Acebey indicó que el Plan de Transición respecto a generación eléctrica, no debe delimitarse sólo en base al costo de oportunidad del gas natural, ni a la capacidad de cumplimiento del mismo por parte del único brazo ejecutor habilitado en la normativa vigente (ENDE Corporación), sino al qué, cuánto y cómo de Energías Renovables, al impacto en las tarifas y/o subsidios, a la capacidad de nuestro SIN para sostener su intermitencia o estacionalidad y a la capacidad de almacenamiento de esta energía; versus la demanda eléctrica nacional proyectada.
Una vez determinado ese porcentaje óptimo, un camino más razonable, sería por ejemplo, comprometerse a cubrir, al menos, el porcentaje de crecimiento anual de la demanda eléctrica nacional (600 GWh/año), lo cual representaría un ahorro de aproximadamente $us 46 MM/año para el Estado y al ser acumulativo, en 10 años el ahorro podría sobrepasar los $us 400 millones anuales.
TAREAS PENDIENTES
Entre las tareas pendientes por resolver en el corto plazo y aunque a menor escala, están las últimas disposiciones que entraron en vigor en el sector eléctrico, en la búsqueda de fomentar la incorporación de energías renovables en la matriz energética y optimizar el uso del gas natural, que han tenido prácticamente un impacto nulo a la fecha.
Las dos principales son: el DS 4477: Generación Distribuida y el DS 4794: Uso del gas natural para la autoproducción de energía eléctrica; ambos emitidos por la AETN.
La participación de nano, micro y minigeneración distribuida, será a esa misma escala para el SIN y aunque se podría dinamizar este sector para generar movimiento económico, fuentes de trabajo, etc. todo se ha armado como para que esto no ocurra y un síntoma claro es que en más de dos años y medio existan tan sólo 19 instalaciones registradas. Trece de ellas menores a 10 kW de potencia instalada. Lógicamente si no es atractivo/rentable para los usuarios, la industria y la Banca (que es la que podría financiar ese tipo de operaciones), la aguja no se moverá.
Hay mucho por discutir sobre este tema, desde las restricciones en el dimensionamiento, hasta los métodos de retribución establecidos, destacó Acebey.
Para impulsar una verdadera transición energética en el sector eléctrico se debe introducir el sistema de subastas de suministro de energía renovable, dijo por su lado Arnez, a tiempo de indicar que como se está haciendo en muchos países, de forma que los inversionistas privados puedan realizar proyectos de generación renovable y así aportar al logro del objetivo.
COP28: Impacto en la transición energética de Bolivia
Mario Ballivian. Abogado Corporativo
La COP28, celebrada en diciembre de 2023 en Dubái, dejó un impacto significativo en la transición energética, tanto a nivel global como en Bolivia. Generó una serie de compromisos que plantean desafíos y oportunidades para el país, especialmente en el área legal para el sector de energía:
Bolivia se enfrenta al desafío de evaluar e implementar nuevas regulaciones que velen por la protección de ecosistemas y la gestión sostenible de recursos naturales.
La COP28 impulsó la necesidad de establecer incentivos legales para la generación de energía a partir de fuentes renovables, así como una mayor eficiencia energética. Esto implica la inclusión de políticas que ofrezcan beneficios fiscales y esquemas de apoyo financiero dentro del marco legal, destinados a impulsar proyectos de energía solar, eólica, hidrógeno verde y otras tecnologías limpias en Bolivia.
Los resultados de la COP28 deberían motivar a Bolivia a desarrollar un marco legal que fomente la participación activa de empresas privadas en proyectos de energía sostenible. Esto podría incluir la implementación de regulaciones claras que aborden aspectos como la inversión, contratos y acuerdos de colaboración público-privada para garantizar una transición exitosa hacia fuentes de energía más sostenibles.