Así lo indicaron expertos en materia energética que participaron en el  conversatorio “Logros y alcances de la nacionalización del sector eléctrico: una evaluación preliminar”, evento organizado días atrás por el Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agropecuario (CEDLA). La Razón envió cuestionarios al Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) y a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) para tener detalles sobre este tema, pero no obtuvo respuesta de ninguno hasta el cierre de esta edición.

“Hay problemas estructurales en el sector eléctrico que el Gobierno ha heredado de anteriores gestiones y que continúan por la falta de planificación. Los funcionarios del sector siguen tratando de desarrollar desesperadamente proyectos hidroeléctricos como Rositas, El Bala o San José, entre otros, que la Empresa Nacional de Electricidad ya identificó hace 30 años”, afirmó el ex gerente general de ENDE y actual consultor independiente Enrique Gómez.

Uno de estos problemas estructurales, derivado de la falta de inversiones, está relacionado con la matriz energética, en la que la generación termoeléctrica —con un rendimiento de apenas el 40%— incrementó su participación de 60% en 2005 a 69% el año pasado, mientras que la hidroeléctrica se redujo de 40 a 30%.

“El ingreso masivo de gas en la generación no ha sido acompañado de tecnología de elevado rendimiento (ciclo combinado) sino de tecnología de ciclo abierto, que acaba deteriorando el rendimiento de todo el sistema y desperdiciando el 60% de la oferta primaria de energía”, dijo el responsable técnico de la Plataforma Energética del CEDLA, Juan Carlos Guzmán.

Bolivia es el último país en rendimiento energético en la región (40%). Los países que mejor optimizan el uso de sus recursos son Paraguay (86%) y Brasil (85%). Argentina, Venezuela, Perú, Chile y México están por debajo de la media regional (58%), según información difundida por el CEDLA.

El Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas (VEEA) tenía previsto implementar hasta 2012 el ciclo combinado al menos en las plantas de generación de Guaracachi, Carrasco, Entre Ríos y Bulo Bulo; sin embargo, hasta el año pasado solo lo consiguió en la primera central.

De acuerdo con datos del Plan Óptimo de Expansión (POE) del Sistema Interconectado Nacional (SIN) 2012-2022, elaborado por el MHE, el consumo promedio de gas natural para la generación de electricidad alcanzará niveles máximos este año —53,68 millones de pies cúbicos día (MMpcd)— y en 2019 (55,37 MMpcd).

El mayor uso de este energético para la generación en el mercado interno (a un precio de $us 1,30 el millón de pies cúbicos) representa menos recursos para el Estado ya que se emplean volúmenes que podrían ser destinados a la exportación con un precio promedio de $us 9,5 el millón de BTU.

Otra de las causas para las crecientes inversiones en termoeléctricas es la “escasa reserva” que hay en el SIN, dijo Gómez, quien recordó que los mantenimientos programados le quitan entre 200 y 350 megavatios (MW) a la oferta existente de 1.393 MW, siendo que la demanda de 1.253 MW registrada el año pasado crecerá en éste a 1.339 MW.

Situación. “En enero, febrero y marzo, el SIN está operando con márgenes de reserva críticos. Todos los días el sistema tiene reservas insuficientes, excepto los sábados y domingos. Entonces, el Gobierno está desesperadamente haciendo inversiones en nuevas generadoras termoeléctricas para paliar este problema y se está esforzando por completar Misicuni y acelerar la ejecución de proyectos hidroeléctricos que toman ocho o diez años”, dijo Gómez.

El retraso en la ejecución de ocho proyectos de generación, entre ellos las hidroeléctricas Misicuni, Rositas y San José, ocasionará al Estado un gasto adicional anual de $us 482 millones, recursos que estarán orientados a la instalación “obligada” de nuevas unidades térmicas para garantizar el abastecimiento del mercado interno, según se indica en el Plan Óptimo de Expansión.

Según información publicada por el VEEA, la reserva mínima de este año, que según norma debería ser de al menos 10%, se ampliará con la puesta en operación de la Termoeléctrica del Sur (160 MW) y la primera unidad de la Termoeléctrica Warnes (80 MW).

La actual oferta de 1.393 MW se vio esta semana disminuida por el incendio en la planta generadora de Yanacachi (La Paz), que inyectaba al sistema 50 MW, potencial con el cual no se podrá contar “por varios meses”, informó la Autoridad de Electricidad.

Son proyectos que tardan en desarrollarse

Bolivia tiene un potencial hidroeléctrico bastante grande, pero falta una planificación global, de energía eléctrica, de gas natural y de otros hidrocarburos, porque los proyectos que emplean corrientes de agua para la generación de electricidad son de larga maduración, terriblemente costosos y tardan en desarrollarse óptimamente de 3 hasta 10 o 15 años, dependiendo de su tamaño.

Sin embargo, aunque son costosos, estos proyectos que duran hasta 60 años resultan, en el largo plazo, ser más económicos que cualquier otro sistema de generación de energía eléctrica.

En el país, las termoeléctricas que emplean gas natural para la generación han desplazado a las hidroeléctricas porque son proyectos que se pueden implementar en menos de dos años y con una inversión relativamente menor. Además, si se aplica la tecnología de ciclo combinado, estas plantas generadoras pueden llegar a tener un mayor rendimiento que las generadoras hidroeléctricas.

Guillermo Torres Orías

es exministro de Hidrocarburos