El precio del gas hace inviable la rentabilidad de las energías alternativas en Bolivia
Por Edwin Miranda V. / Bolivia Energía Libre-La Paz
El precio del gas natural en el mercado interno hace inviable la rentabilidad de las energías alternativas y por lo tanto, la posibilidad de expandirlas y usarlas para hacer una transición, planificada y estratégica, de la matriz energética que tiene, por ahora, al petróleo como base sustancial, comentó a Bolivia Energía Libre, un experto del sector eléctrico y ex autoridad de Estado.
“En Bolivia el gas natural destinado para generar electricidad está congelado hace más de dos décadas en 1.30 dólares el millar de pies cúbicos. Esto significa que el costo para generar un kilovatio (kW) hora de electricidad con una termoeléctrica en él Estado, se halla aproximadamente en 500 dólares”, señaló el consultor que pidió guardar en reserva su identidad.
En cambio otra es la realidad cuando usamos energías alternativas para generar eletricidad.
Un kilovatio (kW) hora de electricidad con energía solar y/o eólica (viento), cuesta en el Estado aproximadamente $us 1.000.
“Esa es la diferencia sustancial que impide el desarrollo de las energías alternativas y resta interés a la inversión privada nacional y/o extranjera”, subrayó el analista que, hace varios años, viene estudiando el desarrollo de la generación eléctrica en el Estado.
Transición en marcha
El Ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, anunció el pasado 10 de diciembre, que la matriz dedicada a la generación de electricidad con gas y diésel, comenzará a ser sustituida por las energías renovables –eólico y solar- aunque no fijo plazo y menos reveló montos de inversión.
“Uno de los elementos fundamentales en este proceso de transición energética hacia la transición de energías renovables, tiene que ver también con la implementación de un plan de eficiencia energética”, declaró la autoridad ministerial.
Con este propósito endoso la responsabilidad de concretar las metas planteadas, al Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, además de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y la Autoridad de Fiscalización y Control de Electricidad y Tecnologías Nucleares (AETN).
“Será responsabilidad del equipo técnico impulsar medidas de eficiencia energética que permitan el ahorro de los usuarios y para las arcas fiscales”, arrimó decisiones Molina.
“Para anunciar una transición energética, seria y planificada, el gobierno deberá también ajustar el precio del gas natural. El costo por millar de pies cúbicos debería estar en un promedio de $us 3.00. Entonces habrá la posibilidad de establecer que está en marcha una política adecuada y firme”, comentó el analista en temas eléctricos.
Las energías alternativas aún tienen bajo perfil
El informe anual de operaciones que publicó recientemente la AETN correspondiente a la gestión 2019, detalla que el Sistema Interconectado Nacional (SIN), recibió en nodos de generación un total de 9.242,24 GWh de energía, de las cuales 3.179,98 GWh fueron de origen hidráulico; 5.732,18 GWh térmico; 68,79 GWh eólico; 178,28 GWh Solar y 83.01 GWh de los excedentes de autoproductores.
Como se podrá advertir, la inyección de energía de los parques eólicos y solares que emplazó el Estado, aún tienen bajo perfil, es decir, no pesan por ahora estratégicamente en la generación de energía como ocurre con la producción térmica y/o hidráulica.
Así el parque eólico Qollpana en Cochabamba, generó 68.9 megavatios (Mw); la planta solar de Uyuni 140.4 Mw.; el parque solar de Yunchará 10.5 Mw.; y la planta solar de Oruro solo 27.3 Mw., señaló el informe oficial de la AETN correspondiente a la gestión pasada.
Por ahora la generación sobre la base de gas y agua mandan en la provisión eléctrica. La AETN informó que los mayores aportes de energía fueron de las centrales termoeléctricas del Sur, Warnes y Guaracachi y de las centrales hidroeléctricas Valle de Zongo y Corani – Santa Isabel.
Fondo de Estabilización
Frente a esta realidad, la generación eléctrica que tiene al sol y viento, como origen, dejan pérdidas económicas millonarias para la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) que maneja las plantas de producción de electricidad.
Los Fondos de Estabilización se originan en las diferencias de las recaudaciones por transacciones de energía y potencia a “Precios de Aplicación” sancionados por la Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear (AETN) y las transacciones con Precios Spot, resultantes del despacho de carga.
Con números rojos, ENDE no tiene otro camino que recurrir al denominado Fondo de Estabilización, que es administrado por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), para compensar las pérdidas económicas millonarias.
Al finalizar la gestión 2019, el monto acumulado en el Fondo de Estabilización llegó a Bs 298,08 MM, informó el CNDC.
