
La barrera que evita la realización de proyectos de generación con fuentes renovables es el bajo precio ofrecido por el MEM, barrera que puede levantarse ofreciendo pagos adicionales.
Por Sergio Arnez Morales, Ingeniero eléctrico formado en Alemania, con maestría en Administración de Empresas, y más de 20 años de experiencia en temas técnicos y administrativos del sector eléctrico boliviano, especialmente en el área de generación de electricidad.
En Bolivia se realizaron poquísimas inversiones privadas en generación de electricidad debidas principalmente a que el precio que ofrece el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), determinado por el uso del gas natural a precio subvencionado, es muy bajo y no cubre los costos reales de la actividad. La falta de inversión en generación derivó en falta de reserva y restricciones de suministro ante contingencias en el año 2010.
Para solucionar el problema, el Estado a través de ENDE realizó grandes inversiones en generación, especialmente termoeléctrica a gas natural, por lo cual a la fecha existe una sobreoferta importante de capacidad de generación. Sin embargo, las necesidades y posibilidades han cambiado, pues ahora ya no se requiere capacidad de generación, sino energía renovable, y el costo de esta ha bajado considerablemente, por lo cual se requiere también dirigir las acciones en ese sentido.
Para viabilizar los proyectos con fuentes alternativas (eólico, solar, biomasa, geotérmica y pequeña hidro), en 2014 el gobierno emitió el Decreto Supremo 2048 y su Reglamento, los cuales permiten al MEM ofrecer pagos adicionales a este tipo de proyectos, inscritos en el Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025, mismos que son todos de ENDE. El pago adicional es la diferencia entre el pago ofrecido por el MEM y el costo medio de producción de cada proyecto, aprobado por la Autoridad de Electricidad y Tecnología Nuclear (AETN) y revisado anualmente.
Recientemente, el 12 de octubre de 2022 el gobierno emitió el DS-4808, el cual tiene como objetivo actualizar el mecanismo de remuneración y recaudación, abrogando el DS-2048 y su Reglamento. El nuevo Procedimiento para la Presentación, Evaluación y Aprobación de Proyectos esta en elaboración por parte del Ministerio de Hidrocarburos y Energia, lo cual abre la posibilidad de mejorarlo para incentivar la participación privada y público-privada (mixta), con el objetivo de incrementar la oferta de proyectos y obtener mejores precios de generación en beneficio del consumidor.
Necesidad de más Energía Renovable
Todos los países del mundo están haciendo sus mayores esfuerzos para combatir el cambio climático, reduciendo la emisión de gases de efecto invernadero, lo cual se logra principalmente substituyendo a los combustibles fósiles por energía de fuentes renovables. Como la mayoría de los países, Bolivia se comprometió a reducir sus emisiones y tiene obligación de hacerlo.
Además del tema ambiental, las reservas y producción de gas natural, principal producto de exportación y pilar fundamental de la economía en Bolivia, están cayendo a ritmo acelerado, lo cual hace necesaria la reducción de su uso en el mercado interno para aplacar la reducción de la exportación y prolongar la disponibilidad de las reservas. La generación de electricidad es una de las actividades que consume más gas natural, y lo hace a un precio subvencionado de 1.3US$/MMBTU, mientras que el precio de exportación esta alrededor de los 10US$/MMBTU.
La generación eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se realiza actualmente en un 60% a partir de gas natural y 40% con fuentes renovables, especialmente hidroeléctrica. Con la puesta en marcha de las centrales hidroeléctricas que están en construcción, en 2025 la relación será 40% con gas natural y 60% con renovable, pero si no se planifican y realizan más proyectos con fuentes renovables, la participación de estas caerá al ritmo de crecimiento de la demanda.
Recursos disponibles y necesidad de participación de actores privados
Bolivia posee gran cantidad de fuentes de energía renovable no aprovechada, como por ejemplo biomasa de agroindustrias, biogás de rellenos sanitarios de ciudades, biogás de lagunas de tratamiento de ciudades e industria, solar en techos de consumidores, eólico en campos agrícolas, hidráulica en zonas cordilleranas, etc.
La mayoría de estas fuentes son para generación a pequeña escala (unidades o hasta algunas decenas de MW), sin embargo son importantes para el medio ambiente y economía boliviana (cada MWh renovable cuenta), y en conjunto pueden tener una participación destacable en el sistema.
Además de ser muchos, pequeños y dispersos en toda la geografía nacional, estos recursos le pertenecen o son más accesibles para el sector privado y gobiernos subnacionales. Por ello, para aprovecharlos es necesario que el sector eléctrico viabilice la participación directa de empresas privadas, mixtas y/o públicas en el desarrollo de proyectos de generación con fuentes renovables.
Costos de la generación con fuentes renovables
Los proyectos solares y eólicos grandes realizados por ENDE tienen precios aprobados entre 55 y 65US$/MWh. Sin embargo, los precios logrados en países vecinos mediante licitaciones de suministro de largo plazo para proyectos privados con esas tecnologías están en niveles mucho más bajos, lo que muestra que es posible la obtención de Energia Renovable barata desde el sector privado a través de un mecanismo de adquisición abierto y transparente.
Los precios logrados en las ultimas licitaciones en países vecinos son los siguientes: Solar 30US$/MWh (Chile), Eólico 30 US$/MWh (Brasil), Biomasa 65 US$/MWh (Brasil).
En comparación, el precio que paga el MEM normalmente para generación sin potencia controlable (aplica a solar y eólico) es 15 US$/MWh y con potencia controlable térmica (aplica a biomasa, geotérmica) es 35 US$/MWh.
También para fines comparativos, el costo real de la generación con gas natural en una unidad de ciclo combinado (la tecnología más eficiente en uso de combustible), es de 90 US$/MWh, siendo 70 US$/MWh el costo del combustible (considerando el costo de oportunidad del gas de 10 US$/MMBTU).
Requerimiento y costos para el consumidor final
Considerando la tasa normal de crecimiento del consumo de electricidad en el SIN, de aproximadamente 5%/año, el sistema requiere alrededor de 500,000 MWh adicionales cada año.
Lo ideal sería que toda esta Energia adicional requerida cada año sea cubierta con fuentes renovables.
Asumiendo que el pago adicional al del MEM para proyectos de generación con fuentes renovables fuera en promedio 35 US$/MWh, para cubrir la energía adicional requerida cada año (500,000 MWh) se requeriría un monto total adicional anual de 17.5 MMUS$, que es solamente el 2.5% de las ventas del SIN al consumidor final.
Es decir que con un incremento de 2.5%/anual en las tarifas al consumidor final, que es imperceptible, se puede lograr que toda la energía adicional requerida cada año sea renovable y a precio real de mercado.
Beneficios de la energía renovable y de la participación privada
Considerando el consumo especifico de un ciclo combinado, el cual es el más eficiente en el uso del combustible, y el precio de exportación actual del gas natural (10 US$/MMBTU), la cobertura de la energía adicional anual del SIN con energía renovable ahorraría gas natural para el Estado por un valor de 35 MMUS$/año y se dejaría de emitir a la atmosfera al menos 250,000 Toneladas/año de CO2 equivalente. Cabe destacar que estos montos son acumulativos, por lo que el crecimiento de los mismos es exponencial y en pocos años alcanzan niveles impresionantes (por ejemplo, en 10 años el ahorro anual será de 350 MMUS$/año).
Por otro lado, la cobertura de la energía adicional anual con energía renovable a precio real de mercado permitirá desacoplar poco a poco el precio de la electricidad del precio del gas y, con ello, reducir paulatinamente la subvención y sus efectos nocivos que ya son insostenibles, hasta eliminarlas, sin necesidad de un tarifazo.
La participación del sector privado y entidades estatales fuera de ENDE elimina para el Estado central la necesidad de inversión y el riesgo que ello implica, además de permitir captar todos los recursos posibles al mejor precio en beneficio del consumidor final.
Barreras imaginarias
Como se expuso en párrafos anteriores, la única barrera real para la realización de proyectos de generación con fuentes renovables es el bajo precio ofrecido por el MEM, barrera que puede levantarse ofreciendo pagos adicionales.
Sin embargo, hay otros temas considerados como impedimentos, como los siguientes, que en realidad son solo barreras imaginarias, como se explica a continuación:
• La sobreoferta de generación existente actualmente impide la instalación de más potencia. Evidentemente existe una capacidad instala de 3,500 MW versus la demanda máxima que es solo 1,600MW, sin embargo, la capacidad excedentaria es termoeléctrica a gas, la cual es el respaldo perfecto para la generación renovable intermitente o estacional, debe tratársela así y no debería ser impedimento para la instalación de más generación renovable.
• La generación con gas natural es más barata que la generación renovable. Esto pudo ser verdad cuando el recurso era abundante y su costo de oportunidad era cero. Ahora que el recurso es escaso, el costo de oportunidad del mismo es el precio de exportación y, como se explicó, la generación con gas a precio real (precio de exportación) es más cara que la generación renovable. El seguir cubriendo el crecimiento anual de consumo con generación a gas es derrochar las reservas de gas.
• El sistema solo permite un porcentaje de potencia de generación intermitente por dificultades de control de frecuencia. El porcentaje se puede incrementar con mayor reserva rotante y sistemas auxiliares de control de frecuencia (sistemas de almacenaje), por lo cual esto tampoco debe ser un impedimento para incrementar la actual participación de generación intermitente.
Mecanismo de viabilización de proyectos
Aunque teóricamente hubiera sido posible insertar un proyecto privado en el Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025 para viabilizarlo bajo el DS-2048, algunas condiciones del Procedimiento de Presentación y Evaluación de Proyectos hacían esto poco atractivo para el sector privado y mixto, como el hecho de que el precio de generación reconocido para la asignación de remuneración adicional es producto de la evaluación del proyecto por parte de la AETN, y el hecho de que el precio es revisado cada año, aspectos que son muy discrecionales e inaceptables para un inversionista privado.
Para atraer inversión privada y mixta en este rubro, como se está haciendo en muchos países del mundo, la asignación de la remuneración adicional debería ser producto de una selección competitiva de proyectos en función a los precios de generación ofrecidos por los interesados (subasta de suministro de energía renovable), y, en contrapartida, el Estado debería ofrecer contratos de compra de energía de largo plazo con el precio propuesto por cada interesado adjudicado.
Lo lógico sería aprovechar el DS-4808 para realizar estas mejoras en beneficio del país.