En Bolivia no existe una legislación que le permita a ninguna institución estatal ni privada, ofrecer producción de energía a la población, en condiciones de alternatividad, dijo Julio Zubieta, gerente general de la Sociedad Industrial Energética y Comercial Andina (Synergia S.A.).
En criterio de Zubieta, las cooperativas de electricidad que proyecten la producción de energía a partir de fuentes alternativas no podrán hacerlo porque no existe legislación clara y además porque no podrían competir con las termoeléctricas, que generan electricidad con combustibles subsidiados por el Estado.
En este sentido, el experto en electricidad, Enrique Gómez, indicó que existe una distorsión de precios de mercado por el subsidio al gas natural. “La generación de electricidad en las termoeléctricas está subsidiada por el precio del gas natural, que es de $us 1,30 por millar de pies cúbicos, mientras que en el mercado internacional es superior, de $us 5 a 7 por millar de pies cúbicos”, explicó.
PROYECTO LAGUNA COLORADA
Como parte de un plan de emergencia para paliar la creciente demanda de energía en el país, el Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2011-2021, elaborado por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), incluye a la Central Geotérmica Laguna Colorada, además de los proyectos hidroeléctricos Misicuni, San José, Miguillas y Rositas.
Particularmente, la Central Geotérmica Laguna Colorada, aprovechará la energía del campo “Sol de Mañana”, localizado en el cantón Quetena del Departamento de Potosí, cercano a la frontera con Chile y a una altura de 4800 metros sobre el nivel del mal.
De acuerdo al estudio de factibilidad elaborado en marzo de 2008 por la Organización Oficial del Japón para el Comercio Exterior, el proyecto requerirá de la perforación de diez pozos productores; y tendrá una capacidad instalada total de 100 MW, en 4 unidades de generación de 25 MW cada una, según el informe elaborado por el CNDC.
El proyecto se conectará al SIN en la subestación San Cristóbal por medio de una línea de transmisión de 230 kV, con una longitud aproximada de 170 km.
El documento afirma que este proyecto soluciona en forma definitiva el criterio de confiabilidad n-1 de la zona sur y particularmente de los futuros consumos en el área del Salar de Uyuni. “Adicionalmente, podría posibilitar la venta de energía eléctrica a Chile por medio de una línea de transmisión de 100 km hasta la subestación Radomiro Tomic en Chile”, expresa.
Para calcular el costo de generación de este proyecto, el documento del CNDC supone una inversión adicional de 10.73MMUS$, que equivalen a 20 MW de capacidad térmica, debido a que se considera que este proyecto, por sus características especiales de operación, no será capaz de llevar su obligación de reserva rotante y deberá contratar la misma a un generador térmico. En estas condiciones el factor de planta del proyecto será igual a 91%. Este valor corresponde a considerar 2% de pérdidas y 7% de indisponibilidad anual (4% por mantenimientos programados y 3% por mantenimientos forzados).
“Es importante indicar que este proyecto evita la construcción de líneas adicionales para satisfacer la condición n-1 en el área de San Cristóbal y el Proyecto del Litio. La inversión evitada sería la línea Tarija – Villazón – San Cristóbal en 230 kV, de 325 km de longitud, que representa una inversión aproximada de 54 MMU$”, sostiene el informe.
Advierte que tanto el proyecto de Laguna Colorada como los proyectos hidroeléctricos permiten que el sector eléctrico deje de usar 60,000 MMPC/año en generación de energía eléctrica. Esto implica que este gas puede ser usado, por ejemplo, para la exportación, en este caso el país percibiría un ingreso de 282 MMUS$/año.
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