ENTREVISTA
El cambio de matriz energética es un hecho a nivel mundial, y Bolivia es parte de esta transición. En los últimos años, el país redujo en 50% la utilización del gas para generación eléctrica y sustituyó este combustible con fuentes renovables como la hidroeléctrica, eólica, solar y biomasa. El viceministro de Electricidad y Energías Alternativas, Édgar Caero Ayala, explica esto a detalle, enfatizando la situación actual del sector eléctrico boliviano y sus desafíos hasta 2025.
—¿Cuál es la situación actual del sector eléctrico boliviano?
—En un breve resumen, cabe indicar que el sector eléctrico boliviano está conformado por Sistemas Aislados Verticalmente Integrados (SAVI) y el Sistema Interconectado Nacional (SIN). El SIN interconecta a ocho departamentos, donde se utiliza diferentes tecnologías de generación con centrales térmicas cuyo combustible es gas naturaldiésel, las centrales hidroeléctricas (agua), con centrales fotovoltaicas (sol), con centrales con biomasa (Bagazo), las centrales eólicas (viento), todos ellos inyectan energía eléctrica que generan en diferentes puntos del SIN. Todo el SIN está vinculado en alta tensión a través de líneas de transmisión en diferentes niveles de tensión como son [500 KV (próximamente)-230KV-115 KV-69 KV], con más de 6.800 km de Línea de Alta Tensión (LAT), interconectando más de 80 subestaciones de potencia en los ocho departamentos. Los SAVI se encuentran al norte de Bolivia que principalmente es el departamento de Pando con el sistema Cobija cuyo sistema de generación está basado en tecnología solar y térmica (diésel) y en el norte de Beni con los sistemas eléctricos de Guayaramerín y Riberalta, cuyos sistemas de generación son netamente térmicas con diésel. En cada departamento se tienen establecidas empresas distribuidoras y en algunos lugares se tienen cooperativas, cuya función principal es retirar energía eléctrica de las subestaciones y distribuirlas en media y baja tensión a todos los usuarios domiciliarios, industriales, etc., y otros grandes consumidores. El SIN es un sistema eléctrico confiable, que presta un servicio con calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, transparencia y eficiencia, regulada y fiscalizada por la Autoridad de Electricidad y Tecnología Nuclear (AETN), y administrada y operada por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), con capacidad efectiva para satisfacer cualquier demanda que los usuarios necesiten bajo su área de operación. El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) está integrado por las empresas de Generación, Transmisión, Distribución y Consumidores No Regulados, llamados agentes del MEM, quienes son los que efectúan operaciones de compra y venta de electricidad por medio de contratos de suministro entre agentes. Existen dos tipos de transacciones efectuadas en el MEM, una en el mercado de contratos y otra en el mercado Spot. Las ventas en el mercado de contratos suponen precios acordados entre los agentes, mientras que las ventas en el mercado Spot se realizan a precios determinados en el momento de la transacción, actualmente este mercado es el que rige en el sector eléctrico boliviano.
—¿Cómo está conformada la matriz de producción de electricidad en Bolivia en 2022?
—A septiembre de 2022, la matriz energética boliviana está conformada por el ciclo combinado (45,5%), gas (22%), hidroeléctrica (20,2%), solar (4,5%), eólica (3,6%), biomasa (3,5%), diésel (0,3%) y diésel fuel (0,2%).
—¿Cuáles son los principales objetivos y la estrategia del Estado para el sector hacia 2025?
—En relación con las políticas aprobadas como son el Plan de Desarrollo Económico y Social (PDES) 2021-2025 y el documento Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) 2021-2030, entre las metas y objetivos principales se pueden mencionar lo siguiente: crecimiento de la cobertura del servicio básico de electricidad en el territorio boliviano con un 100% en áreas urbanas y 95% en áreas rurales. Continuar los esfuerzos con el objetivo de cambiar la matriz energética en nuestro país con la incorporación de nuevos proyectos al parque de generación de energía eléctrica con base en fuentes alternativas y renovables. Asimismo, la meta hasta 2025 es que el 75% de la demanda interna sea cubierta con energía eléctrica con base en fuentes alternativas y renovables. Incrementar la potencia instalada del parque generador hasta 2025 hasta 4.129 MW. Consolidar al año 2025 la exportación de electricidad ofertando hasta el 20% de los excedentes y garantizar la producción de energía eléctrica suficiente para abastecer el mercado interno.
—¿Cuáles son las principales inversiones que se harán en Bolivia este año?
—En transmisión se tienen los siguientes proyectos para la presente gestión: la Línea de Transmisión en 500 kV Carrasco – Santiváñez y Subestaciones Asociadas, con 235,6 kilómetros y una inversión de Bs 1.341,8 millones; la Línea 230 kV Los Troncos – Guarayos – Trinidad, más Segunda Etapa, con 383,24 kilómetros y una inversión de Bs 955,5 millones; la Línea 115 kV Tarija – La Angostura, con 44,17 kilómetros y una inversión de Bs 50 millones; la Línea La Angostura – Bermejo en 115 kV, con 138,1 kilómetros y una inversión de Bs 132,1 millones; y la Adecuación Segunda Terna Línea Pagador – Solar Oruro en 115 kV, con una inversión de Bs 5,8 millones.
—¿Cuál es la situación actual de las hidroeléctricas en Bolivia?
—Actualmente la energía que aportan las centrales hidroeléctricas comprende el 20,2% de la energía del parque de generación y que suman entre ocho plantas de generación una capacidad efectiva total de 734,85 MW. Están en ejecución los proyectos de las centrales hidroeléctricas de Ivirizu, con una potencia instalada nominal prevista de 290,20 MW, con una inversión de Bs 3.859.922.353, previendo su conclusión para julio de 2024; y Miguillas, con una potencia prevista de 204,88 MW, con una inversión de más de Bs 3,1 millones, previendo su conclusión para agosto de 2025. Adicionalmente, hay otros proyectos de energías renovables que se encuentran en etapa de estudios como Chepete – Bala y la Binacional Madera, que en total presentan un potencial aproximado de 5.500 MW.
—¿Cuáles son actualmente los proyectos eólicos más importantes en Bolivia? ¿Existen en ejecución otros proyectos de generación eólica y de ser así, cuál es la inversión y su aporte esperado a la generación de electricidad?
—En la actualidad hay un total instalado de 40 aerogeneradores distribuidos en cuatro parques eólicos de Cochabamba y Santa Cruz, haciendo un total de 131 MW de potencia instalada eólica al SIN. Entre 2014 y 2016 entró en operación en Cochabamba el primer parque eólico de Bolivia, Qollpana, con 10 aerogeneradores, y una potencia instalada de 27 MW. En la gestión 2021, en la ciudad de Santa Cruz se puso en funcionamiento tres parques eólicos: Warnes I (14,4 MW), San Julián (39,6 MW) y El Dorado (54 MW). Por otra parte, otros proyectos de generación eólica para ejecución y en etapa de licitación son: Warnes II (21 MW) en Santa Cruz y La Ventolera (24MW) en Tarija.
—¿Existen otros proyectos para la generación de electricidad en Bolivia además de las termoeléctricas, hidroeléctricas y la eólica?
—Sí, en Bolivia, en la actualidad, existen otros aprovechamientos. En fotovoltaica, Bolivia es uno de los países que tiene mayor radiación solar en el mundo, por lo que se tienen las siguientes plantas en operación: Planta Solar Oruro (100 MW), en el municipio Caracollo, con 303.072 paneles; Planta Solar Uyuni (60 MW), en el municipio homónimo, con 196.952 paneles; Planta Solar Yunchará (5 MW), en el municipio tarijeño de Yunchará, con 19.152 paneles; Planta Solar Cobija (5 MW, es un Sistema Aislado en Pando), con 17.334 paneles. En Bolivia la energía de biomasa se produce con el bagazo resultante del proceso de industrialización de la caña de azúcar de los ingenios azucareros. Las principales centrales son Guabirá (21 MW), Unagro (35MW), San Buenaventura (5 MW), IAGSA (5 MW), Aguaí 01 (12 MW) y Aguaí 02 (49,7 MW). En total, la biomasa aporta con 127,7 MW. El Altiplano boliviano cuenta con un gran potencial geotérmico, es por eso que se viene realizando lo siguiente: el proyecto piloto Laguna Colorada de 5 MW (Potosí) actualmente en ejecución, que permite recabar experiencia para futuros proyectos y aporta con el cambio de la matriz energética. El proyecto Planta Geotérmica Laguna Colorada de 100 MW (Potosí) tiene como objeto el desarrollo del recurso geotérmico, la construcción y puesta en operación de una planta, incluyendo la subestación y línea de transmisión desde Sol de Mañana hasta una nueva Subestación en San Cristóbal. Actualmente se realiza gestiones para un estudio complementario de viabilidad económica en términos del mercado de energía para el análisis de alternativas de venta.
—¿Cuál es la situación actual del proyecto Rositas y qué se tiene previsto al respecto?
—El proyecto se encuentra en etapa de preinversión, es el componente hidroeléctrico del Proyecto Múltiple Río Grande Rositas, el cual consiste en la construcción de una presa de tierra con un embalse, una central de 600 MW de potencia instalada con una generación de energía media anual en el orden de 3.000 GWh. (Estudio de Diseño Final EPTISA S.L. 2017). El proyecto actualmente está con pocas actividades que se reducen a la recopilación de datos hidrometeorológicos y aforo de caudales, líquidos y sólidos. Se prevé completar con las actividades del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA-AI) y la gestión social para luego reactivar el proyecto buscando mercados, financiamiento, posterior licitación y construcción.
—¿Qué rol desempeña el Estado en relación con los sistemas autónomos en poblaciones pequeñas que no están conectadas al Sistema Integrado Nacional?
—El Estado, mediante el Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad (PEVD), con el objetivo de incrementar la cobertura en zonas rurales o poblaciones menores, viene ejecutando actividades en bien de las comunidades más alejadas, realizando la dotación de sistemas fotovoltaicos domiciliarios. De igual manera viene ejecutando e implementando proyectos de electrificación rural, mediante redes eléctricas de MT y BT, toda vez que, en coordinación con algunos gobiernos municipales y departamentales, coordinan la entrega de estudios y/o propuestas de proyectos que cumplan los criterios de elegibilidad, según el cumplimiento del formato MEEPER y el cumplimiento de los índices costo/beneficio.
—¿Cuál es la situación de la exportación de electricidad a Argentina?
—En la actualidad el proyecto está completamente terminado (100% lado boliviano y argentino), concluyendo las pruebas de energización de las líneas de alta tensión, subestaciones y todos los equipos, se realiza la etapa de cierre y coordinación de aspectos operativos, regulatorios, normativos entre Bolivia y Argentina.
—¿Existen otros proyectos de electricidad que involucren a nuestro país con otros países?
—Sí, actualmente se está trabajando lo siguiente: el Proyecto de electrificación rural Cocos Lanza San Fermín, entre Perú y Bolivia; el Estudio de Planificación y Estudios Técnicos Preliminares del Proyecto de Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Brasil; estudios de Inventario Hidroeléctrico Binacional del Río Madera Bolivia – Brasil; y el Estudio de Consultoría Alternativas de Interconexión Eléctrica Bolivia – Chile.
—¿Cómo se va dando el cambio de matriz energética en Bolivia?
—Es importante en este sentido el esfuerzo que ha realizado el Gobierno nacional al invertir en sistemas de generación térmica con tecnología de ciclos combinados que permite hacer un uso más eficiente del gas para obtener mayor cantidad de energía eléctrica, alcanzando eficiencias de hasta un 57%. Además de la incorporación de sistemas de generación con base en energías alternativas y renovables como fotovoltaicas, biomasa, eólicas e hidroeléctricas. Bolivia redujo en 50% la utilización del gas para generación eléctrica y sustituyó este combustible con fuentes renovables como la hidroeléctrica, eólica, solar y biomasa, en el marco de la estrategia nacional de transición energética. La demanda eléctrica nacional oscila los 1.600 megavatios (MW). Si hoy dependiéramos únicamente del gas, se necesitarían alrededor de 7 millones de metros cúbicos día (MMmcd) para cubrir esa demanda. Sin embargo, gracias a las inversiones que hizo el Gobierno nacional para incorporar fuentes renovables, hoy se destinan en promedio 3,5 MMmcd para la generación eléctrica.
Édgar Caero Ayala
Viceministro de Electricidad y Energías Alternativas
- Es titulado en Ingeniería Eléctrica en la Universidad Mayor de San Simón (UMSS) y tiene más de 20 años de experiencia trabajando en empresas del sector eléctrico del país.
- Desarrolló trabajos en construcción, supervisión, operación, mantenimiento, administración y comercialización de Sistemas Eléctricos de Distribución en la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) entre 2006 y 2012.
- También fue gerente de Distribución en ENDE en 2013, gerente general de la distribuidora de electricidad ENDE DELBENI entre 2014 y 2018
- y su último cargo lo ejerció como director general de Electricidad en el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas.