El Ministerio de Hidrocarburos y Energía tiene prevista la inversión de $us 2.333 millones desde este año hasta 2022 en proyectos eléctricos que permitan aumentar la oferta. Sin embargo, cualquier atraso en la ejecución provocará un sobrecosto de inversión y operación de $us 481,8 millones por año, según se advierte.
La información surge del Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el periodo 2012-2022. El jueves, en la Sociedad de Ingenieros de Bolivia, el gerente de Planificación del SIN, Orlando Álvarez, explicó la metodología que se utilizó para priorizar los proyectos considerados ‘inmediatos y obligatorios’.
“Cualquier retraso en la ejecución de estos proyectos obligará a instalar unidades térmicas adicionales con los consiguientes sobrecostos de inversión y operación, que ocasionan un incremento adicional estimado de $us 481,8 millones por año de retraso”, señala el documento al que tuvo acceso EL DEBER.
Consultado el presidente del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), Arturo Iporre, sobre la situación de los proyectos eléctricos y el riesgo de una demora que cueste millones, sostuvo que es muy pronto para evaluar ya que es necesario que los responsables presenten a la comisión sus avances.
El director ejecutivo de la Autoridad de Electricidad, Richard Alcócer, precisó que el plan fue coordinado con las instituciones que conforman la Comisión de Desarrollo Energético, por lo que los involucrados trabajan para que se cumplan los objetivos, debido a que responde a una necesidad estratégica del Estado.
La misma pregunta se hizo al Ministerio de Hidrocarburos y al Viceministerio de Electricidad, pero indicaron que las autoridades estaban de viaje. Desde ENDE tampoco enviaron una respuesta.
Por otra parte, en la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía indicaron: “Lamentablemente las personas encargadas de realizar el análisis técnico no han tenido el tiempo suficiente para responder, dado que el tema amerita ser visto en profundidad”.
El documento también señala que la matriz energética está constituida en un 42% por generación termoeléctrica, el 37% por hidroeléctricas, el 20% por ciclo combinado y el 1% por biomasa. En 2022, la generación termoeléctrica tendrá una participación del 30%, la hidroeléctrica de 53%, el ciclo combinado de un 10%, la geotermia del 5%, y por biomasa de un 2%.
El ciclo combinado de EGSA se hace esperar
Una vez más se retrasa la incorporación de los 82 megavatios (MW) que debía generar desde diciembre de 2011 el Proyecto Ciclo Combinado de la Empresa Eléctrica Guaracachi SA (EGSA).
El gerente general de EGSA, Eduardo Paz, informó de que todavía no tienen una fecha prevista, pero esperan que sea a la brevedad porque las empresas proveedoras de los equipos exigen cumplir un plazo para los ajustes técnicos. “El tema es complejo, va a ser el generador más grande del país y hay que tomar todas las previsiones”, expresó el ejecutivo de EGSA.
Con el funcionamiento del Ciclo Combinado, cerca de 82 MW más serían inyectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN) que hoy demanda cerca de 1.100 MW de potencia, frente a una oferta de no más de 1.250 MW.
El SIN espera el servicio del proyecto desde enero de 2011, cuando un cortocircuito dañó la maquinaria y obligó la baja.
Es evidente que existe un retraso
Carlos Giacomán
Col. Nal. Ing. Elec.
Todos sabemos que en Bolivia hay problemas en la generación de electricidad y es evidente que existe un retraso en el plan de emergencia.
Los problemas se evitan planificando, pero sin previsión los planes de emergencia traen consigo riesgos y sobrecostos.
Hay otros proyectos que deben ser encarados de forma inmediata porque tienen su etapa y, según nos explicaban en la presentación del Comité de Despacho de Carga, lo que hizo fue recoger las iniciativas públicas y privadoas y priorizarlas a través de una metodología, que es lo adecuado.
Sin embargo, está el proyecto hidroeléctrico Rositas, que esperan que ingrese a operar desde enero de 2020, pero ya deberían estar trabajando porque la construcción de una hidroeléctrica demanda cinco años, luego de haber cumplido todas las etapas, y ahora estamos en el límite del tiempo. Si pensamos en ocho años, ya estamos atrasados.
En la medida en que se atrasa la implementación de un proyecto, entra en una fase de emergencia y suceden los imprevistos y sobrecostos. Si no se encaran los proyectos hidroeléctricos, previstos en el plan óptimo, se deberá colocar máquinas adicionales y utilizar el gas que se destina a la exportación.
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