DESAFÍOS DEL SECTOR ELÉCTRICO BOLIVIANO

Aunque todo el mundo está concentrado en la pandemia del Covid 19, quienes no están directamente involucrados en las acciones contra este flagelo, deben seguir realizando su trabajo. Uno de esos trabajos es pensar, discutir y planificar los temas urgentes de todos los sectores económicos del país, de los cuales uno de los más importantes es el Sector Eléctrico. Por ello se plantean aquí los temas más importantes del sector, que requieren reactivarse a la brevedad posible para ayudar a la recuperación económica del país.

El Sector Eléctrico Boliviano, que se ocupa de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, es un sector muy robusto, que sobrevivió incluso a años de desatención en la primera mitad del gobierno del MAS.

A pesar de que en los últimos años, después de los apagones de 2010, dicho gobierno hizo grandes inversiones en generación y transmisión, hizo muy poco en materia de política energética y consecuente modernización de normativa. A consecuencia de ello, no hay mayor participación del sector privado y hay aún poca energía renovable, especialmente alternativa.

La energía eléctrica generada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en 2019 fue 9,531MWh, cuya generación fue 61.7% a partir de gas natural y 38.3% a partir de fuentes renovables (34% hidroeléctrica, 1.6% biomasa, 1.9% solar y 0.7% eólico).

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Por otro lado, la capacidad instalada de generación actual es de 3,000MW (2,000MW a gas, 58MW diésel, 735MW hidro, 117MW solar, 47MW biomasa y 27MW eólico), con 1,300MW adicionales en construcción hasta 2022, frente a un requerimiento de 2,000MW (1,600MW de demanda más 25% de reserva) con tasa de crecimiento promedio de 5%/año. Es decir que el año 2022 tendremos una capacidad instalada de 4,300MW con un requerimiento de solo 2,300MW, que implica un excedente de 2,000MW.

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Exportación de electricidad

Los datos anteriores muestran que uno de los temas más importantes a tratar es el aprovechamiento del gran excedente de potencia de generación instalada, mediante la exportación de electricidad, para evitar que la inversión realizada sin la necesaria metodología empresarial, se convierta en otro elefante blanco.

ENDE ha estado trabajando en este tema desde hace unos años y lo más concreto que hay es que tiene avanzada la construcción de una línea de transmisión que permitirá la exportación de aproximadamente 100 MW a Argentina, que debiera ser la punta de lanza para este negocio. Sin embargo, este proceso seguramente será afectado por las diferencias políticas actuales entre Bolivia y Argentina, por lo cual es urgente encontrar la forma de continuar con el proceso.

Aunque la exportación a Brasil desde el Sistema Interconectado Nacional (SIN), que es donde se encuentra la capacidad de generación excedentaria, es técnicamente un reto más difícil por la distancia, diferencia de frecuencia, tamaño de sistema, etc, esta podría verse favorecida ahora con el cambio político de Bolivia.

Chile tiene gran necesidad de energía, pero no ve a Bolivia como un proveedor confiable. Sin embargo, al final, todo es cuestión de precio y garantías económicas.

Una gran ventaja que tiene el excedente de capacidad instalada de generación es su flexibilidad para cubrir cualquier requerimiento de exportación: energía renovable con potencia controlable o no, energía no renovable con o sin potencia firme, capacidad de respaldo, etc. Por ello, no debiera ser imposible encontrar el producto adecuado para cualquiera de los posibles clientes.

Hasta ahora el concepto fue que la estatal ENDE fuera la única que pueda hacer exportación de electricidad. Sin embargo, con la situación económica actual, seguramente una buena opción será permitir que el sector privado busque los mejores caminos para realizar esta actividad y el Estado boliviano se limite a concretar acuerdos con los gobiernos de los países vecinos que viabilicen este tipo de emprendimientos.

Un complemento importante a la exportación de electricidad es el impulso a la mayor utilización de electricidad en el país, por ejemplo a los vehículos eléctricos, con lo cual no solo se aprovecharía la capacidad ociosa de generación, sino que reduciría el uso e importación de gasolina, con los beneficios ambientales y económicos conocidos.

Generación distribuida

Aunque pareciera no tener sentido impulsar más proyectos de generación por la gran capacidad excedentaria disponible, la generación de más energía renovable es totalmente necesaria, no solo para mejorar nuestro apoyo al medio ambiente y a la lucha contra el cambio climático que está encarando el mundo entero, sino para ahorrar gas natural para alargar la vida de nuestras reservas y, con ello, también la vida útil de las centrales térmicas a gas.

Una fuente importante de energía renovable, que no requiere inversión estatal sino un simple papel que la impulse, es la generación distribuida, que es la generación que pueden realizar los propios consumidores, generalmente fotovoltaica, en sus casas, comercios e industrias, para producir parte o toda la energía que necesitan. En este campo ya hay varios ejemplos de instalaciones de sistemas fotovoltaicos conectados a la red, en casas, comercios e instituciones, pero se requiere de una normativa específica, simple y clara que viabilice la entrada controlada de más de estos sistemas.

Con las tarifas actuales de electricidad al consumidor final, que en Bolivia en general son bajas por el uso del gas y diésel subvencionado para la generación de electricidad, los ahorros que podría lograr un consumidor que instale generación distribuida no son gran incentivo, salvo en algunos bloques de consumidores domiciliarios y comerciales pequeños.

En el caso de los consumidores medianos y grandes, los cuales tienen la tarifa dividida en dos, cargo por potencia y cargo por energía, el incentivo es muy pobre, pues la potencia se cobra básicamente en función a la potencia demandada las horas pico (entre las 6pm y las 11pm), periodo en el que los sistemas solares sin baterías (que son los que ya son económicamente accesibles), no pueden reemplazar a la red.

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Además, el consumidor final paga por la máxima potencia registrada desde el mes de registro hasta el final del año eléctrico (30 de septiembre), sin importar si utiliza o no dicha potencia.

El cargo por potencia está diseñado para cubrir los costos fijos, especialmente el costo de inversión, y el cargo por energía está diseñado para cubrir los costos variables, como compra de energía primaria y de operación y mantenimiento de todo el sector eléctrico.

El cargo por potencia de punta fue fijado alto para mostrar al consumidor que su demanda en ese horario es el que origina la necesidad de más inversión en infraestructura y fue establecida así cuando el problema principal era la obtención de recursos para ampliar el sistema eléctrico.

Sin embargo, ahora las condiciones mundiales han cambiado y el problema principal ya no es el citado, sino que el problema actual son la obtención de energía (el recurso principal petroleo/gas es limitado y finito) y, sobre todo, el efecto del uso de los combustibles fósiles sobre el medio ambiente. Por ello, la señal económica que se da al consumidor final debe cambiar, de forma que se lo incentive a hacer lo que es necesario hacer: reducir el consumo no solo en la hora pico sino a todas horas.

Entonces, una medida para incentivar la generación distribuida en los consumidores de mediana y gran demanda, sin incrementar la tarifa promedio, es modernizar la forma de cobro de la potencia, haciendo la tarifa más uniforme durante el día, y todos los días del año.

Algo muy similar ocurre en el Mercado Electrico Mayorista, donde las Distribuidoras y Consumidores No Regulados pagan por potencia a las generadoras y por transmisión en función a la demanda registrada en los 15 minutos de máxima demanda anual de todo el SIN en las horas pico, lo cual origina que la electricidad del resto de las horas del año tenga un precio muy bajo y no compense instalar su propia generación fotovoltaica.

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Por ello, urge modernizar la forma de cobro de la potencia en todos los niveles del mercado eléctrico.

Incorporación del sector privado

El sector privado dejo de invertir en el sector eléctrico en la primera década del siglo debido al bajo precio de electricidad y al clima político adverso. Por ello, el Estado, que debía ser normador, en vez de mejorar la normativa para hacer el Mercado Eléctrico atractivo, opto por convertirse también en ejecutor, devolviéndole a ENDE el control de las empresas capitalizadas y el rol que tenía el siglo pasado, llegando incluso a eclipsar a las autoridades del sector (el Ministerio de Energia, la Autoridad de Electricidad y el Comité Nacional de Despacho de Carga).

Sin embargo, como lo hace la mayoría de los países avanzados y menos avanzados, la mejor manera de obtener energía eléctrica para un país no es a través de una empresa estatal, sino promoviendo la participación y competencia de muchas empresas privadas, lo cual reduce la necesidad de capital y el riesgo para el Estado, obtiene precios más eficientes para el consumidor final, además de aprovechar otras potencialidades como el acceso a recursos remotos, dispersos y pequeños, que el Estado no podría aprovechar.

Por ello, después de restituir la jerarquía, funciones y autoridad de los actores del sector eléctrico, para los futuros requerimientos de generación y transmisión, el Estado debería licitar la provisión del servicio de suministro y transporte de electricidad, con contratos de 20 años y precio estable, como se hizo con la línea Cochabamba-Sucre-Punutuma 230kV a principios de siglo.

En el caso de licitaciones de suministro de electricidad (generación), que en todo caso será renovable, la remuneración se realizaría al precio resultante de la licitación (y no al precio del mercado actual). Esto implica incrementos en la tarifa, pero dado que se trata de solo unas cuantas decenas de MW al año, el efecto sería imperceptible. Con esta práctica se desvincularía paulatinamente el precio de la electricidad del precio del gas y, en el largo plazo, el mercado llegaría a tener el precio real de la electricidad, reduciendo así la necesidad de ajustes fuertes en el futuro.

Para conseguir un mercado de exportación para el excedente de capacidad de generación actual, se debería también involucrar al sector privado, mediante licitación.

Precio del gas natural para generación

Como se sabe, la madre de todos los problemas del sector eléctrico es el precio subvencionado del gas natural para la generación de electricidad, el cual ha mantenido un precio de generación bajo e irreal, impidiendo con ello la inversión en generación renovable y la eficiencia energética.

Para corregir esto no es posible ni necesario incrementar el precio del gas a todos los generadores, sino, siguiendo la lógica planteada anteriormente, se debería iniciar el proceso de corrección incrementando solamente a los nuevos proyectos (a gas) y remunerarlos con el precio de energía correspondiente.

Aprovechando ahora el ingreso de los ciclos combinados más eficientes, en vez de que ellos originen la reducción innecesaria y nociva del precio de generación en el Mercado Eléctrico Mayorista, debería mantenerse el precio de generación estable o ligeramente mayor, aplicándoles un precio de gas mayor al actual.

Sergio Arnez Morales

Ingeniero Electrico