reporteenergia.com.- En los próximos diez años el país cambiará significativamente la matriz energética en el sector eléctrico con la entrada de nuevas centrales hidroeléctricas y un proyecto geotérmico que permitirán un importante ahorro en el consumo de gas el cuál será destinado al mercado de exportación, según el Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (POES) 2012-2022.

Esto significa que por cada central hidroeléctrica y geotérmica que ingrese al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se podrá cubrir una determinada demanda sin recurrir al gas que puede ser exportado a un precio mayor de lo que pagan las termoeléctricas que está subvencionado en 1.3 dólares americanos el millar de pies cúbicos ($us/MPC).   
El plan destaca que el valor del incremento en las exportaciones de gas natural producto de este ahorro se estima en $us 213.1 millones anual por un volumen de venta de 53,326 millones de pies cúbicos año (MMpc/año).
Las hidroeléctricas que ingresarán al SIN serán las de San José que permitirá un ahorro de gas natural valorado para exportación en $us 31.24 millones al año, la de Miguillas en $us 42.95, Misicuni II en $us 10.16, Unduavi en $us 9.76 y Rositas en $us 116.05 millones al año, además del proyecto geotérmico de Laguna Colorada en $us 34.18 millones al año.  
Aparte del ahorro en gas, el POES asegura que estas centrales generarán otros beneficios como el suministro de agua potable y riego a poblaciones urbanas del valle central de Cochabamba en el Proyecto Misicuni, el control de inundaciones y desborde del río Grande con el proyecto Rositas y las inversiones de transmisión evitadas con el Proyecto Laguna Colorada en Potosí.  
También se prevé el ahorro en el consumo de gas con la instalación de turbinas aeroderivadas en centrales termoeléctricas de Tarija, el Chaco, Guaracachi y Bulo-Bulo que son más eficientes que las unidades industriales y que, además, tienen la ventaja adicional de eliminar los tiempos de indisponibilidad por concepto de mantenimientos mayores, ya que por su tamaño compacto permiten el reemplazo de la turbina durante el tiempo de mantenimiento.
El ahorro por la implementación de las turbinas aeroderivadas en las cuatro centrales mencionadas será de 4,503 MMpc/año con un valor de $us 17.98 millones al año.
Pese a la eficiencia de estas unidades, el documento señala que “los proyectos que utilizan energías renovables tienen costos de generación inferiores a las turbinas aeroderivadas a gas de ciclo abierto, por lo que su construcción es conveniente desde el punto de vista del país”.
Sin embargo, el POES advierte también que los proyectos de energías renovables no son económicamente ventajosos en el esquema de remuneración actual y que el Estado debe realizar un aporte para posibilitar su construcción.
La inversión prevista para estas planta stanto en la ejecución de obras de generación y transmisión es de $us 2.333,3 millones, sin impuestos.
Estos beneficios son similares a las de otras fuentes de energía renovables como la eólica, solar, bagazo de caña, biomasa, entre otras, puesto que las mismas también permiten la sustitución del gas natural usado en la generación eléctrica.
Según Mario Rojas, presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad, este cambio de la matriz energética es el “camino correcto” para aprovechar los recursos renovables existentes en el país permitiendo la utilización del gas natural en procesos de mayor valor agregado o exportación del mismo.
“Esto muestra una transición progresiva hacia un mix de generación balanceado con capacidad de maniobra para adecuarse a contingencias de la naturaleza. Por supuesto queda entendido que los proyectos tendrán que demostrar entre otros su compatibilidad con la normativa medioambiental a la par de lograr estructuras de financiamiento capaces de superar las condiciones económicas vigentes en su momento” enfatizó.
El POES advierte que cualquier retraso en la ejecución de estos proyectos obligará a instalar unidades térmicas adicionales dentro de un nuevo plan de emergencia con los consiguientes sobrecostos de inversión y el incremento de los costos de operación.
En este sentido, Rojas indicó que más allá de aspectos técnicos, medioambientales e incluso económicos a largo plazo es importante lograr credibilidad a través de resultados y señales positivas en el corto plazo.
“Es decir que para poder llegar a ese cambio en la matriz energética tenemos que demostrar a la población y a los actores de la demanda que pueden contar oportunamente y en condiciones competitivas con la potencia y energía eléctrica necesaria para su desarrollo”, puntualizó.
Inviabilidad financiera obliga aporte del Estado   
En las condiciones actuales de remuneración del sector eléctrico, los proyectos hidroeléctricos y de geotermia previstos en el POES 2012-2022 tienen rentabilidades anuales financieras relativamente bajas, que oscilan entre un mínimo de 3.06% (Misicuni Fase II) y un máximo de 8.34% (San José), .
De acuerdo al análisis del documento, los proyectos requieren de alguna forma apoyo gubernamental para ser financieramente viables, la cual puede darse bajo la forma de un crédito concesional que eleve la rentabilidad de los aportes de capital propio.
Otra opción analizada para generar rentabilidad en estas centrales es la subvención de una parte de la inversión inicial a través de recursos no reembolsables y no redituables.
En su momento también se tomó como opción el aumentar o “sincerar” el precio del gas natural en el mercado eléctrico a un valor que se aproxime al costo de oportunidad, pero esto significaría la elevación de los costos de generación de las empresas eléctricas y por ende las tarifas al consumidor final sufrirían un incremento, por lo que esta alternativa fue descartada.
“El conjunto de los proyectos requieren de un aporte estatal no retornable y no redituable de aproximadamente $us 901 millones”, detalla el POES y señala que este aporte es necesario para elevar la rentabilidad de todos los proyectos al 10%, haciéndolos financieramente viables y atractivos para los inversionistas.
Sin embargo, el texto también asegura que el aporte estatal será retribuido con los ahorros en el consumo de gas natural, ya que los ingresos del país provenientes de la exportación de este hidrocarburo compensarán con creces la contribución realizada.
“El beneficio anual resultante del incremento en las exportaciones de gas natural se estima en un total de $us 213 millones. Con un aporte de inversión del Estado del orden de $us 901 millones, se ha calculado una rentabilidad media aproximada de 20% por año para el Estado por la ejecución del conjunto de los proyectos considerados” apunta el estudio.

DATOS
Proyectos en carpeta
San José. Entrará en operación en junio del 2015 con una potencia de 120 MW.
Laguna colorada. Ingresará en funcionamiento en enero del 2015 con una potencia 100 MW.
Miguillas. En este proyecto se instalarán las centrales de Umapalca y Palillada con una potencia de 58.1 MW y 109 MW.
mISICUNI iI. Adicionará 40 MW a los 80 MW que se instalarán en Misicuni I.
unduavi. Inyectará 35 MW en tres centrales hidroeléctricas.
Rositas. Ingresará en operación en enero del 2020 en inyectará 400 MW al SIN.