Por Sergio Arnez Morales, Analista del sector eléctrico
Como se sabe, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y los Sistemas Aislados (SA) de Bolivia requieren con urgencia incorporar más generación renovable a través de inversión privada, con el objetivo de reducir el requerimiento del gas natural y del diésel para generación de electricidad.
Recordemos que la inversión privada en generación está inviabilizada desde hace muchos años por el bajo precio para esta actividad, producto de la subvención de los combustibles citados, lo cual ha llevado a que actualmente más del 60% de la energia generada en el SIN y prácticamente el 100% de la energia generada en los SA provenga del gas o diésel. Hacia adelante, los proyectos de generación renovable de ENDE en ejecución son totalmente insuficientes para reducir el requerimiento de gas en los siguientes años.
Actualmente, el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del SIN ofrece a los generadores una remuneración por Potencia (10US$/kW-mes) y por Energía (15US$/MWh). Un precio de generación que podría ser interesante para la inversión privada es 50US$/MWh para la remuneración por Energia, manteniendo la remuneración por Potencia. Un precio menor al citado difícilmente incentivara a la inversión privada.
La solución más simple para atraer inversiones sería elevar el precio para generación al nivel citado, incrementando el precio de los combustibles para esta actividad, así como eliminar las restricciones que distorsionan los conceptos en la normativa, de forma que los mercados existentes funcionen como estaban diseñados originalmente. Obviamente la estabilidad económica y la seguridad jurídica son requisitos previos indispensables.
Para que la remuneración por Energía alcance los 50US$/MWh en el MEM, el precio del gas para generación debería elevarse de 1.3US$/mpc actuales a algo más de 4US$/mpc, y el impacto en la tarifa al consumidor final de las distribuidoras sería un incremento de aprox 40%.
Sin embargo, debido a que el ajuste que se viene en las tarifas de electricidad por el ajuste del Dólar Americano ya tendrá un impacto fuerte, es difícil pensar en un ajuste adicional significativo para atraer inversiones en generación, las cuales se verán recién 2 años después (tiempo de ejecución de proyectos rápidos).
Por ello, la solución para este problema es el establecimiento de un mecanismo que atraiga a la inversión en generación, sin necesidad de un incremento de tarifas por este concepto ahora.
La forma de atraer inversiones es asegurarles mediante un contrato que se comprará su producto a un precio interesante, a partir del inicio de la entrega del mismo hasta el fin del ciclo económico de la inversión.
El establecimiento inmediato de un sistema de Subastas de Suministro de Energia Renovable de Largo Plazo, o de un precio fijo interesante, aplicables a nuevos proyectos de generación renovable, puede atraer la inversión necesaria, con un incremento de tarifas recién cuando los proyectos entren en operación (al menos un año o dos después de la firma de contratos) y en niveles controlados (proporcionales a la cantidad de energia nueva contratada).
El ofrecer 50US$/MWh (mas el pago por Potencia cuando corresponda) solo a proyectos nuevos implica un costo adicional de 35US$/MWh que debe ser transferido al consumidor final. El impacto en las tarifas depende de cuanta energia nueva se incorpore al sistema, pero como ejemplo, si se incorporaran de un solo golpe los 5,000,000MWh/año que se requieren para reducir la generación con gas al nivel mínimo (20%), esto implicaría un costo adicional de 175MMUS/año, que es un incremento de 17% en la tarifa al consumidor final (actualmente pagan más de 1,000MMUS$/ano).
Esto puede realizarse con una Ley muy corta, similar al DS-2048 que viabilizó los proyectos de generación solar y eólica de ENDE (con los cambios necesarios para atraer al sector privado). A diferencia del decreto citado, la Ley debe ser aplicable para todo tipo de generación renovable (solar, eólico, hidroeléctrica, biomasa, etc).
Lo descrito son las soluciones en dos extremos, pero puede pensarse también en una solución que combine ambos extremos si un incremento en el precio del gas para generación (que será transferido a las petroleras) origina el incremento de las reservas de gas, con el consecuente retraso del momento de necesidad de importación de este combustible.
Como se ven los datos, probablemente a partir de 2028 la producción nacional de gas no será suficiente para cubrir el consumo interno y se requerirá importarlo. El gas importado tendrá un precio muy superior al que estamos acostumbrados y su impacto en las tarifas al consumidor final será mucho mayor que los valores citados arriba. Por ejemplo, si el precio del gas importado fuera 7US$/mpc, la tarifa de electricidad sufriría un incremento de aproximadamente 80%.
Pero no es solo el costo de la electricidad lo preocupante, sino también el riesgo de suministro, pues si no se actúa para instalar más generación renovable aceleradamente, es muy probable que en algunos periodos no pueda importarse la cantidad necesaria de gas para cubrir todos los requerimientos internos (por ejemplo, si importamos gas de Argentina, en algunos periodos de invierno o verano este país no puede cubrir sus propios requerimientos). Este tema se agrava cuando se ve que los vehículos eléctricos ya están entrando en Bolivia, que entrarán con más fuerza cuando suba el precio de la gasolina y diésel, y que las proyecciones ni siquiera toman en cuenta este consumo adicional.
Por ello, es imprescindible y urgente realizar las acciones necesarias para retrasar el momento de importación de gas, incorporando más generación renovable al SIN. Para los SA aplica algo similar.
El nuevo gobierno debe tomar acción en este sentido inmediatamente, para evitar que en 2028 suceda en el sector eléctrico lo que vivimos hoy con la gasolina y el diésel, que es resultado de no tomar las acciones correctas cuando aún se podía evitar el desastre.