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El problema principal que enfrentan los proyectos de energías alternativas en Bolivia no es el hacerlos, el problema es pagarlos, pues el precio que ofrece el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del Sistema Interconectado Nacional (SIN), para la generación de electricidad es muy bajo, señala la presente nota.

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Las ENERGÍAS ALTERNATIVAS son cada vez más importantes en Bolivia

 

Sergio Arnéz Morales (*)

 

La generación de electricidad con fuentes de energíaalternativa (eólica, solar, biomasa, geotérmica y pequeña hidroeléctrica) se torna cada vez más importante para Bolivia, pues no sólo ayuda a reducir la contaminación del medio ambiente sino que ayuda a ahorrar gas natural que, en vez de utilizarse en la generación de electricidad para el mercado interno, puede ser exportado en su forma original o con valor agregado como electricidad, a un precio alto que se incrementara aún más con el tiempo.

 

Por otro lado, la generación de electricidad con energía renovable en Bolivia en general y en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en particular, se ha reducido en los últimos años a niveles de países que no tienen los recursos renovables que tenemos nosotros, lo cual debe revertirse. Por ello, el gobierno nacional está impulsando varios proyectos de este tipo, con inversiones de varios cientos de millones de dólares.

 

 

Pero el problema principal que enfrentan este tipo de proyectos no es el hacerlos, el problema es pagarlos, pues el precio que ofrece el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del SIN para la generación de electricidad es muy bajo, debido a que es determinado en base a un costo de gas natural subvencionado (1.3US$/ MMBTU), y los ingresos de un proyecto de energía renovable no permiten cubrir todos sus costos (inversión, operación y mantenimiento), motivo por el cual no se realizan.

 

Con el objetivo de viabilizar estos proyectos, el 2 de Julio de 2014 el gobierno nacional emitió el Decreto Supremo No.2048, en el cual se establece un mecanismo mediante el cual el MEM puede ofrecer a este tipo de proyectos una remuneración adicional a la que oferta actualmente. Para su aplicación, el mismo Decreto estableció la necesidad de una reglamentación, la cual fue aprobada con Resolución Ministerial No. 004- 15 del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) el 13 de Enero pasado.

 

El Decreto establece que los proyectos que puedan acceder a este beneficio serán aprobados por el MHE, que el precio de remuneración total será fijado por la Autoridad de Electricidad (AE) para cada proyecto y que la diferencia entre el precio de remuneración total y el precio pagado por el MEM actualmente será cubierto por el propio mercado.

 

La Resolución Ministerial establece el procedimiento para la aprobación de proyectos por parte del MHE y las directrices que debe aplicar la AE para la recaudación de fondos en el MEM para el pago adicional a los proyectos de energías alternativas.

 

LIMITACIÓN

 

La Resolución limita los proyectos candidatos a acceder a la remuneración adicional a aquellos que están incluidos en el Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025 (publicado en 2014), los cuales son los proyectos estatales siguientes:

 

Sin embargo, dado que los proyectos citados son una meta muy modesta para un plan a 10 años, periodo en el cual se pretende incrementar la capacidad instalada de generación del SIN de los actuales 1,600 MW a casi 7,000 MW en 2025, la Resolución abre la posibilidad de incluir otros proyectos de energías alternativas en el Plan Eléctrico 2025, a través de convocatorias a expresiones de interés a cargo del MHE.

 

Como es de conocimiento público, existen varios proyectos de generación con energías alternativas del sector privado boliviano que están esperando acceder a la remuneración adicional para poder realizarse. Los proyectos conocidos en Santa Cruz son principalmente de biomasa (bagazo de caña de azúcar y biogás de lagunas de tratamiento) y alcanzan a los 100 MW de potencia.

 

Debido a que los recursos para el pago de la remuneración adicional son limitados, se debería hacer una priorización de los proyectos para la asignación de los mismos. Para obtener el mayor beneficio posible con los recursos disponibles, esta priorización debería realizarse en función al nivel de remuneración adicional necesario de cada proyecto.

 

 

GENERACIÓN CON BAGAZO

 

Los proyectos de generación con bagazo de caña de azúcar de los ingenios azucareros precisan un precio de alrededor de 50 US$/MWh para su puesta en marcha. Dado que del MEM recibirían aproximadamente 25 US$/MWh (remuneración por energía y por potencia firme), necesitan una remuneración adicional de 25 US$/MWh. En este marco, los proyectos eó- licos requieren un precio de alrededor de 70 US$/MWh para realizarse; dado que recibirían del MEM solamente 15 US$/ MWh (remuneración por energía y no por potencia firme), requieren una remuneración adicional de 55 US$/MWh.

 

Los proyectos geotérmicos y de biogás necesitan un importe del orden de los 100 US$/MWH para realizarse; dado que del MEM recibirían 25 US$/MWh, buscan una remuneración adicional de 75 US$/MWh. Mientras que los proyectos fotovoltaicos que recibirán del MEM 15 US$/MWh, requieren un precio del orden de los 120 US$/MWh para realizarse y, por tanto, demandan una remuneración adicional de 105 US$/MWh.

 

 

Cabe resaltar que el gas natural ahorrado con la operación de la generación con energías alternativas en el SIN tiene actualmente un valor de 60 US$/ MWh (a precio de exportación del gas de 6 US$/MMBTU) por el bajo precio del petróleo, pero por ser un recurso finito y tener demanda creciente, la lógica indica que la tendencia en el largo plazo será recuperar el precio anterior (80US$/MWh) y alcanzar valores mayores.

 

Lo expuesto muestra que los primeros proyectos que deberían ser viabilizados con la remuneración adicional son los de biomasa de los ingenios azucareros. La lista de los proyectos potenciales conocidos, priorizados según el requerimiento de pago adicional, sería la siguiente:

 

Dado que el MEM puede recaudar 8 MMUS$ adicionales cada año fácilmente (1.3% del pago de los consumidores finales del SIN), todos los proyectos con bagazo citados podrían viabilizarse con la remuneración adicional a partir del primer año de recaudación, los eólicos el segundo año, los de biogás y fotovoltaicos el tercero.

 

Debido a que Laguna Colorada es un proyecto grande y con montos anuales de remuneración adicional bastante altos que difícilmente pueden ser recaudados del MEM, probablemente tendría que recibir un tratamiento especial, tal vez el de inversión estatal hundida. AHORROS DE GAS

 

Como se puede observar, en 3 años y con recursos fácilmente obtenibles en el MEM se podrían efectivizar los 12 proyectos de energías alternativas conocidos (sin Laguna Colorada), con 183 MW de potencia instalada, los cuales podrían aportar al SIN casi 600,000 MWh/año que ahorrarían gas natural por un valor de 48 MMUS$/año (a 8 US$/MMBTU) y que evitarían la emisión de 300,000 toneladas/año de CO2.

 

Por lo expuesto, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el Viceministerio de Electricidad deberían realizar la convocatoria para presentar expresiones de interés a la brevedad posible, para poder asignar los recursos para la puesta en marcha de proyectos de forma que el país reciba el mayor beneficio posible de ellos.

 

Es oportuno recordar que si la convocatoria a expresiones de interés es bien realizada, con seguridad aparecerán más proyectos y tal vez más baratos que los señalados, lo cual ayudara al país no solo en el tema energé- tico, sino también en el incremento de la inversión privada nacional y extranjera, y en la creación de fuentes de trabajo independientes del estado.

 

…Laguna Colorada es un proyecto grande y con montos anuales de remuneración adicional bastante altos…”

 

(*)Jefe de Guabirá energía