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Frente al
reciente agravamiento de la Crisis Energética
del Mercosur, Bolivia, tiene la llave para resolver una
parte de la misma. Y la llave, es la electricidad. No se
trata únicamente de ser una controversial “variable de
ajuste”,
sino más bien que el gas y la energía sean pilares de
una política de Estado que incluya una eventual
negociación de igual a igual con Chile para el retorno
de nuestro país a las costas del Pacífico.
¿Cuál es el
panorama actual de la Crisis Energética?
Argentina
raciona a Chile desde mayo del 2004 un volumen diario
que va desde uno hasta ocho millones de metros cúbicos
en los días críticos. En condiciones normales,
aproximadamente 70% de ese volumen se dedica a la
generación de electricidad en los dos mayores
subsistemas de electricidad de este país. El resto se
usa en las industrias de la región de Santiago, pero
esencialmente al sur de Chile para alimentar la planta
de metanol de la empresa canadiense Methanex, que
con 4 millones de toneladas anuales, se convertirá en el
año 2005 en la más grande del mundo.
Chile industrializa el gas argentino excedentario.
Se espera
que la demanda chilena pase de 24 a 40 millones de
metros cúbicos al día para finales del 2010. En
paralelo, Argentina planea importar 20 a 25 millones de
metros cúbicos adicionales de Bolivia, lo que le
permitiría levantar la restricción a las exportaciones a
Chile. Eso siempre y cuando Argentina deje de crecer a
los niveles actuales, en cuyo caso este flujo sería
insuficiente para cubrir la demanda. En ambos
escenarios, la variable más importante para explicar la
alta demanda de gas es la generación eléctrica. Es por
ello que los ojos de Bolivia deben mirar hacia ella.
De hecho,
el consumo de energía de Chile se concentra en dos
sistemas de electricidad : el Sistema Integrado del
Norte Grande (“SING” con unos 1,500MW/h de demanda que
abarca desde Arica al sur de Antofagasta) y el Sistema
Interconectado Central (“SIC” con unos 7,500MW/h de
demanda que va desde Tal Tal hasta Puerto Montt).
Dichos sistemas son autónomos y la interconexión no está
planeada a corto plazo. De este total (aproximadamente
9,000MW/h) alrededor de 40% se dirige a la minería del
cobre, otro 40% al sector industrial y el 20% restante
al sector residencial.
El área de influencia del Gas Boliviano
en Chileen Chile
Adyacente
a Bolivia, el SING está cubierto por dos gasoductos que
conectan los campos del norte argentino mediante una
capacidad de transporte de unos 15 millones de metros
cúbicos (Gas Atacama y Norandino) de la
cual se utiliza un 60%. El gas argentino suministra la
materia prima para generar electricidad en las centrales
costeras de Mejillones, Tocopilla y Patache sumando unos
1,400MW. Adicionalmente existen otros 1,400MW provistos
por generadoras a diesel y carbón mucho más caras,
algunas obsoletas y en su mayoría diseñadas para operar
“en punta” (cuando la necesidad de energía hace subir
los precios “spot”) contrariamente a las centrales a gas
que operan “en base” (o sea de manera constante y a un
costo de generación bajo) lo que crea una artificial
situación de sobre-oferta (artificial porque gran parte
de la oferta alternativa al gas tiene costos de
generación por encima de los 30USD por MW/h). El resto
del insumo es utilizado en las fundiciones de cobre de
la estatal Codelco y de las transnacionales presentes en
Chile. Existen además 600MW que se producen en Salta –
Argentina a partir de gas y se exportan vía líneas de
transmisión.
Se debe
destacar que un detalle importante : la central
de Tal Tal (400MW) recibe gas del gasoductos del norte,
pero despacha electricidad al SIC. Por lo tanto dada la
geografía, una capacidad total de generación de
aproximadamente 2,400MW/h se encuentra en el área de
influencia teórica del gas Boliviano, incluyendo la
central en Salta que exporta electricidad desde la
Argentina.
La
alternativa sería aumentar la capacidad del gasoducto
desde el Norte Argentino a Tal Tal y ampliar dicha
central. La existencia de esta “área de influencia del
gas boliviano”, debe ser tomada en cuenta en las
negociaciones con Chile.
Al sur,
en el SIC luego de la entrada en funcionamiento de la
central hidroeléctrica Ralco de Endesa (700MW) no
tiene más proyectos alternativos al gas hasta entrados
los años 2010 (Se espera para entonces la entrada de la
hidroeléctrica La Higuera de empresa australiana
Pacific Hydro junto a los noruegos de Statkraft).
Por lo mismo se clarifica cada vez más la posibilidad de
que el gobierno chileno, mediante su empresa estatal de
petróleo ENAP, desarrolle en Quinteros una planta
de re-gasificación de gas natural y una central de
400MW/h para equilibrar el crecimiento de la demanda del
SIC (8% por año).
¿Qué es lo que debe buscar Bolivia?Bolivia?
- Ante todo evitar cualquier tipo de
negociación donde el país pierda el apalancamiento
económico y geopolítico que le da el gas natural en esta
Crisis. El corolario obvio es que Bolivia debe
industrializar primero el gas en nuestro territorio. Y
la manera más inmediata, eficaz y barata es produciendo
electricidad. Con los precios actuales de los equipos se
puede iniciar un primer módulo de 70 a 100MW por
alrededor de 50,000,000USD de inversión (existen aún en
el mercado de ocasión turbinas sin uso fruto de la
especulación con equipos General Electric a
principios de la década).
Se espera
que dicha planta provea energía primero a la ciudad y
valle de Tarija (que depende de electricidad con plantas
de diesel ineficientes y caras) y se conecte al Sistema
Interconectado Nacional de Bolivia (“SIN”) Con el
desarrollo de los planes de expansión de las líneas de
transmisión, la entrada en línea de Tarija daría un
espaldarazo al SIN que en un par de años más deberá
además conectar con el proyecto San Cristóbal en Potosí.
La
posición estratégica del Departamento de Tarija permite
además pensar en exportar electricidad al norte
Argentino y al Paraguay buscando paliar el desequilibrio
estructural de energía que se ve actualmente en el Cono
Sur. La crisis Argentina ha tenido un efecto muy fuerte
en otro país usualmente amigo de Bolivia : fruto de los
recortes obligados de venta de gas y energía, la estatal
uruguaya UTE tuvo que echar mano de viejas
plantas para generar electricidad.
En el
futuro, y únicamente mediando una solución final al
problema marítimo con Chile, Bolivia podría venderle
también electricidad. Asumiendo la operación un ciclo
combinado de 400MW (aproximadamente 200 millones de
dólares de inversión total en ciclo abierto y 250
millones en modalidad ciclo abierto) dedicado a la
exportación de electricidad en Tarija, consumiendo sólo
2.5 millones de metros cúbicos de gas al día, se
generarían a los precios actuales en Chile (45USD por MW
en el SIC) la suma de 145,000,000USD por año. Chile
precisa de 400 a 500MW/h adicionales de adicionales por
año, lo que da una idea del mercado potencial. Mientras
tanto el mercado argentino con 14,000MW/h de demanda
está sencillamente del otro lado de Bermejo o de
Yacuiba.
Producir y exportar producto acabado
(electricidad y diesel producido a partir del gas
mediante el GTL) deber ser la premisa de nuestro país.
En el área eléctrica, Tarija será probablemente el área
de mayor desarrollo de Bolivia en los próximos años. En
lo que respecta a Chile, al existir un área de
influencia boliviana del gas a la cual no afecta un
eventual proyecto de re-gasificación de LNG, está claro
que una negociación de igual a igual para lograr el
retorno de Bolivia al Pacífico implicará inevitablemente
el tema de la energía.
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