\nEste 2023 es el noveno a\u00f1o consecutivo de ca\u00edda de reservas y exportaciones de gas natural, principal ingreso econ\u00f3mico del pa\u00eds, originado por la exploraci\u00f3n insuficiente y paliado con la reducci\u00f3n 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 m\u00ednima, lo cual se evidenci\u00f3 con la falta de d\u00f3lares en el mercado y problemas de suministro de combustibles importados (di\u00e9sel y gasolina).
\nPese a esta situaci\u00f3n, lamentablemente en el sector el\u00e9ctrico no hubo cambios normativos importantes que ayuden a mejorar este escenario, como la viabilizaci\u00f3n de proyectos privados de generaci\u00f3n renovable, los cuales ayudar\u00edan a reducir el consumo interno de gas natural, dijo el analista del sector el\u00e9ctrico, Sergio Arnez.
\nEl crecimiento vegetativo anual del consumo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) necesita una generaci\u00f3n adicional de 500,000 MWh cada a\u00f1o, lo cual implica la instalaci\u00f3n al menos 200 MW e\u00f3licos, o 300 MW solares, o 150 MW biomasa, o 120 MW hidroel\u00e9ctricos, o una combinaci\u00f3n de estos, cada a\u00f1o. Para reducir la dependencia del gas natural al 20 % en 10 a\u00f1os, se debe instalar anualmente el doble de las capacidades citadas.
\nEn 2023 se puso en marcha solamente una turbina e\u00f3lica nueva de 3.5 MW, que puede producir 12,000 MWh al a\u00f1o, y se registraron alrededor de 100 kW de Generaci\u00f3n Distribuida, es decir, pr\u00e1cticamente nada comparado con lo que se tiene que hacer, explic\u00f3 Arnez.
\nEn esa l\u00ednea, Gast\u00f3n Acebey Barrientos, experto en el sector energ\u00e9tico, apunt\u00f3 que, en el marco del Plan de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica impulsado por el Gobierno, se prev\u00e9 alcanzar el 75 % de la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, con fuentes renovables, hasta 2025. Un reto tit\u00e1nico, si consideramos que m\u00e1s del 63 % de la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), tiene origen Termoel\u00e9ctrico (Gas Natural), apoyado en 2.593 MW de capacidad t\u00e9rmica efectiva.
\nPese a que, la generaci\u00f3n con energ\u00edas renovables no convencionales (solar, e\u00f3lica y biomasa) ha tenido un incremento cercano al 65 % entre 2021 y 2022, su participaci\u00f3n en el global alcanza apenas a un 10 %, que sumado al 27 % de energ\u00eda hidroel\u00e9ctrica, lograron cubrir apenas un 37 % de la demanda el\u00e9ctrica nacional.
\nHasta 2025 los proyectos encarados exclusivamente por ENDE Corporaci\u00f3n, prev\u00e9n la incorporaci\u00f3n de 937 MW renovables a los cerca de 1.035 MW instalados actualmente. Aun as\u00ed, se estima que para 2026 la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica con fuentes renovables no supere el 50 % de participaci\u00f3n en la matriz de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, 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, acot\u00f3 el experto en energ\u00edas.
\nUno de los principales motivos para incorporar energ\u00edas renovables en Bolivia, por encima del impacto ambiental es, sin duda, el destino del gas natural potencialmente sustituible en la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica. 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 a\u00f1os de bonanza.
\nPara 2024, la capacidad de producci\u00f3n promedio de gas natural bordear\u00e1 los 34 MMm3\/d\u00eda de los cuales se deber\u00e1 reservar el 40 % para el mercado interno (m\u00e1s de 4 MMm3\/d\u00eda s\u00f3lo para termoel\u00e9ctricas), quedando el saldo para exportaci\u00f3n (contrato con Brasil) y con una curva descendente sin perspectivas de cambio ante la falta de incentivos para exploraci\u00f3n masiva en el sector de hidrocarburos.
\nSin embargo, para desplazar ese gas natural y destinarlo para la exportaci\u00f3n, se precisan importantes inversiones en proyectos renovables (del orden de $us 1 MM\/MW solar, 2 MM\/MW e\u00f3lica o 2,3 MM\/MW hidro) y evaluar qui\u00e9n paga las mismas: incremento en el subsidio (Estado) o incremento en las tarifas (usuario final).
\nEn n\u00fameros redondos, con las proyecciones de crecimiento de la demanda a 2025, la generaci\u00f3n t\u00e9rmica efectiva para cumplir el Plan previsto tendr\u00eda que reducirse de los 6.700GWh\/a\u00f1o actuales, a 3.000 GWh\/a\u00f1o y el aporte renovable incrementarse de 4.000 GWh\/a\u00f1o actuales, a 9.000 GWh\/a\u00f1o.
\nAcebey indic\u00f3 que el Plan de Transici\u00f3n respecto a generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, no debe delimitarse s\u00f3lo en base al costo de oportunidad del gas natural, ni a la capacidad de cumplimiento del mismo por parte del \u00fanico brazo ejecutor habilitado en la normativa vigente (ENDE Corporaci\u00f3n), sino al qu\u00e9, cu\u00e1nto y c\u00f3mo de Energ\u00edas 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 energ\u00eda; versus la demanda el\u00e9ctrica nacional proyectada.
\nUna vez determinado ese porcentaje \u00f3ptimo, un camino m\u00e1s razonable, ser\u00eda por ejemplo, comprometerse a cubrir, al menos, el porcentaje de crecimiento anual de la demanda el\u00e9ctrica nacional (600 GWh\/a\u00f1o), lo cual representar\u00eda un ahorro de aproximadamente $us 46 MM\/a\u00f1o para el Estado y al ser acumulativo, en 10 a\u00f1os el ahorro podr\u00eda sobrepasar los $us 400 millones anuales.<\/p>\n
TAREAS PENDIENTES
\nEntre las tareas pendientes por resolver en el corto plazo y aunque a menor escala, est\u00e1n las \u00faltimas disposiciones que entraron en vigor en el sector el\u00e9ctrico, en la b\u00fasqueda de fomentar la incorporaci\u00f3n de energ\u00edas renovables en la matriz energ\u00e9tica y optimizar el uso del gas natural, que han tenido pr\u00e1cticamente un impacto nulo a la fecha.
\nLas dos principales son: el DS 4477: Generaci\u00f3n Distribuida y el DS 4794: Uso del gas natural para la autoproducci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica; ambos emitidos por la AETN.
\nLa participaci\u00f3n de nano, micro y minigeneraci\u00f3n distribuida, ser\u00e1 a esa misma escala para el SIN y aunque se podr\u00eda dinamizar este sector para generar movimiento econ\u00f3mico, fuentes de trabajo, etc. todo se ha armado como para que esto no ocurra y un s\u00edntoma claro es que en m\u00e1s de dos a\u00f1os y medio existan tan s\u00f3lo 19 instalaciones registradas. Trece de ellas menores a 10 kW de potencia instalada. L\u00f3gicamente si no es atractivo\/rentable para los usuarios, la industria y la Banca (que es la que podr\u00eda financiar ese tipo de operaciones), la aguja no se mover\u00e1.
\nHay mucho por discutir sobre este tema, desde las restricciones en el dimensionamiento, hasta los m\u00e9todos de retribuci\u00f3n establecidos, destac\u00f3 Acebey.
\nPara impulsar una verdadera transici\u00f3n energ\u00e9tica en el sector el\u00e9ctrico se debe introducir el sistema de subastas de suministro de energ\u00eda renovable, dijo por su lado Arnez, a tiempo de indicar que como se est\u00e1 haciendo en muchos pa\u00edses, de forma que los inversionistas privados puedan realizar proyectos de generaci\u00f3n renovable y as\u00ed aportar al logro del objetivo.<\/p>\n
COP28: Impacto en la transici\u00f3n energ\u00e9tica de Bolivia<\/p>\n
Mario Ballivian. Abogado Corporativo<\/p>\n
La COP28, celebrada en diciembre de 2023 en Dub\u00e1i, dej\u00f3 un impacto significativo en la transici\u00f3n energ\u00e9tica, tanto a nivel global como en Bolivia. Gener\u00f3 una serie de compromisos que plantean desaf\u00edos y oportunidades para el pa\u00eds, especialmente en el \u00e1rea legal para el sector de energ\u00eda:
\nBolivia se enfrenta al desaf\u00edo de evaluar e implementar nuevas regulaciones que velen por la protecci\u00f3n de ecosistemas y la gesti\u00f3n sostenible de recursos naturales.
\nLa COP28 impuls\u00f3 la necesidad de establecer incentivos legales para la generaci\u00f3n de energ\u00eda a partir de fuentes renovables, as\u00ed como una mayor eficiencia energ\u00e9tica. Esto implica la inclusi\u00f3n de pol\u00edticas que ofrezcan beneficios fiscales y esquemas de apoyo financiero dentro del marco legal, destinados a impulsar proyectos de energ\u00eda solar, e\u00f3lica, hidr\u00f3geno verde y otras tecnolog\u00edas limpias en Bolivia.
\nLos resultados de la COP28 deber\u00edan motivar a Bolivia a desarrollar un marco legal que fomente la participaci\u00f3n activa de empresas privadas en proyectos de energ\u00eda sostenible. Esto podr\u00eda incluir la implementaci\u00f3n de regulaciones claras que aborden aspectos como la inversi\u00f3n, contratos y acuerdos de colaboraci\u00f3n p\u00fablico-privada para garantizar una transici\u00f3n exitosa hacia fuentes de energ\u00eda m\u00e1s sostenibles.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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