En 2015, ante el inicio del decrecimiento de la extracción y exportación de gas natural, el gobierno de Evo Morales lanzó la iniciativa de transformar a Bolivia en el corazón energético de Sudamérica a partir de la exportación de electricidad proveniente de mega hidroeléctricas a construirse en los próximos años. La Contribución Nacionalmente Determinada presentada por Bolivia en el marco del Acuerdo de París en 2015 decía “se ha desarrollado el potencial exportador de electricidad, generada principalmente por energías renovables (mega hidroeléctricas), llegándose a exportar el año 2030 un estimado de 8.930 MW, incrementándose la renta energética del Estado”. En 2016 el ministro de Hidrocarburos y Energía acortó los plazos e incrementó la cantidad a ser exportada, anunciando que para 2025 se exportarían 10.000 MW de potencia instalada generando ingresos de USD 2.500 millones para el país. El objetivo era cubrir la caída de los ingresos por exportación del gas natural con la exportación de electricidad producida por megahidroeléctricas.
El gobierno hizo estos anuncios sin aclarar cómo llegaría a los 10.000 MW de potencia instalada para la exportación. En ese momento los 5 proyectos hidroeléctricos más grandes llegaban a 6.740 MW (Chepete 3.300 MW, El Bala 350 MW, Rositas 600 MW, Cachuela Esperanza 990 MW y la parte boliviana de la Binacional en el río Madera 1.500 MW).
Estos mega proyectos hidroeléctricos no se concretaron. Sólo se realizaron estudios de prefactibilidad y evaluaciones de impacto ambiental fallidas que consumieron decenas de millones de dólares. En la actualidad el único proyecto que sigue en estudio muy preliminar es la Binacional del río Madera. Estos mega proyectos fracasaron no tanto por el mega impacto ambiental y social que iban a provocar, sino porque no existían contratos de exportación a largo plazo que garantizarán la recuperación de las mega inversiones a realizarse. Sólo cuatro de los megaproyectos hidroeléctricos hubieran duplicado la deuda externa de Bolivia, y los estudios de prefactibilidad alertaban que los costos de producción por MWh estaban por encima de los precios de electricidad en los países vecinos.
El mega giro hacia las hidroeléctricas no se efectivizó, pero en este período se inició la construcción de pequeñas y medianas hidroeléctricas que incrementaron la potencia instalada de 470 MW en 2014 a 734 MW en 2019.
En la siguiente gráfica podemos apreciar el incrementó de la producción de hidroenergía expresado en Kbep. La participación de hidroenergía en relación al total de producción de energía primaria en Bolivia es de menos del 2%. Si tomamos en cuenta solo el subsector de electricidad, las hidroeléctricas tienen una participación de 20% en términos de capacidad instalada y de 33% a nivel de generación eléctrica en 2021.
En la actualidad hay dos proyectos hidroeléctricos en construcción (Miguillas e Ivirizu) que deben entrar en funcionamiento en 2023 y 2025 incrementando la potencia instalada del sector hidroeléctrico hasta un total de 1.228 MW. Esta cifra está muy alejada de los más de 10.000 MW que anunciaba el gobierno en 2016.
El sueño de convertirse en corazón energético de Sudamérica hizo que se concretarán hasta la fecha proyectos termoeléctricos de 1.000 MW e hidroeléctricos de 264 MW que generaron una sobre oferta de capacidad instalada de 3.589 MW en relación a la demanda de 1.574 MW en 2021.
La oferta de potencia instalada cubre por demás la demanda máxima de potencia instalada que pasará de 1.574 MW en 2021 a 2.173 MW en 2030 según proyecciones del Comité Nacional de Despacho de Carga. En este contexto el gobierno busca desesperadamente mercados de exportación para el actual excedente de capacidad instalada.
La no concreción de la exportación de electricidad
A fines de 2014, la Asamblea Legislativa aprobó la Ley No 614, que en su artículo 19 “autoriza al Banco Central de Bolivia – BCB, otorgar un crédito extraordinario de hasta Bs.11.662.000.000.- (Once Mil Seiscientos Sesenta y Dos Millones 00/100 Bolivianos), a favor de la Empresa Nacional de Electricidad – ENDE, en condiciones concesionales, con el objeto de financiar proyectos de inversión para la generación y transmisión en el sector de energía eléctrica orientados a incrementar la capacidad de exportación de energía…”.
Han pasado más de siete años desde la aprobación de dicha ley, y a pesar de los continuos anuncios de exportación de energía eléctrica a países vecinos7, el único mercado que se encuentra relativamente avanzado y aun con graves problemas es el argentino. El plan de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) es exportar 120 MW al vecino país. Para ello, ENDE construyó una línea de transmisión, denominada Juana Azurduy de Padilla, de 120 kilómetros de longitud –46,49 km en territorio boliviano y 73,88 km en territorio argentino– para unir la Subestación Yaguacua en Tarija, Bolivia, con la Subestación Tartagal en la provincia de Salta, Argentina.
Para construir la línea de transmisión en territorio argentino ENDE constituyó en 2018 la empresa subsidiaria ENDE Transmisión Argentina S.A. (ETASA). Esta línea de transmisión fue financiada con recursos del Banco Central de Bolivia (BCB), sin embargo, no está claro a cuánto asciende la inversión. Datos de ENDE Corporación indican que tiene un costo de Bs 96,668 (USD 13,88 millones), pero según un documento de ENDE Transmisión9 los recursos para la construcción solo del lado argentino alcanzan a USD 12,3 millones, y por último otra nota de prensa afirma que el crédito del BCB para la construcción será de Bs 483 millones10 (alrededor de USD 69,4 millones).
ENDE construyó esta línea de transmisión sin tener un contrato firmado que le asegure volúmenes de venta a largo plazo y un precio por MWh que esté por encima de su costo de producción. A la falta de contrato se suma el hecho de que la “Argentina atraviesa una coyuntura económica con volatilidad cambiaria, alta inflación y el incremento general del riesgo país”, lo que puede “deteriorar la liquidez de ENDE Transmisión Argentina para el cumplimiento de las obligaciones financieras…”11.
[7] Ministerio de Hidrocarburos y Energía, enero 2022. Informe Rendición Pública de Cuentas final 2021.
[8] ENDE Corporación, Ministerio de Hidrocarburos y Energía, enero 2022. Audiencia Rendición Pública de Cuentas – Final 2021
[9] ENDE Transmisión, enero 2022. Prospecto Complementario de Bonos ENDE TRANSMISIÓN I – Emisión 14. Pág. 85: “Aprobar el aporte de capital hasta un monto de USD13.267.290,08 a favor de ETASA, para la Construcción de la Línea de Transmisión Nodo Frontera Bolivia – E.T Tartagal” (26 abril 2021),
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En 2015, ante el inicio del decrecimiento de la extracción y exportación de gas natural, el gobierno de Evo Morales lanzó la iniciativa de transformar a Bolivia en el corazón energético de Sudamérica a partir de la exportación de electricidad proveniente de mega hidroeléctricas a construirse en los próximos años. La Contribución Nacionalmente Determinada presentada por Bolivia en el marco del Acuerdo de París en 2015 decía “se ha desarrollado el potencial exportador de electricidad, generada principalmente por energías renovables (mega hidroeléctricas), llegándose a exportar el año 2030 un estimado de 8.930 MW, incrementándose la renta energética del Estado”. En 2016 el ministro de Hidrocarburos y Energía acortó los plazos e incrementó la cantidad a ser exportada, anunciando que para 2025 se exportarían 10.000 MW de potencia instalada generando ingresos de USD 2.500 millones para el país. El objetivo era cubrir la caída de los ingresos por exportación del gas natural con la exportación de electricidad producida por megahidroeléctricas.
El gobierno hizo estos anuncios sin aclarar cómo llegaría a los 10.000 MW de potencia instalada para la exportación. En ese momento los 5 proyectos hidroeléctricos más grandes llegaban a 6.740 MW (Chepete 3.300 MW, El Bala 350 MW, Rositas 600 MW, Cachuela Esperanza 990 MW y la parte boliviana de la Binacional en el río Madera 1.500 MW).
Estos mega proyectos hidroeléctricos no se concretaron. Sólo se realizaron estudios de prefactibilidad y evaluaciones de impacto ambiental fallidas que consumieron decenas de millones de dólares. En la actualidad el único proyecto que sigue en estudio muy preliminar es la Binacional del río Madera. Estos mega proyectos fracasaron no tanto por el mega impacto ambiental y social que iban a provocar, sino porque no existían contratos de exportación a largo plazo que garantizarán la recuperación de las mega inversiones a realizarse. Sólo cuatro de los megaproyectos hidroeléctricos hubieran duplicado la deuda externa de Bolivia, y los estudios de prefactibilidad alertaban que los costos de producción por MWh estaban por encima de los precios de electricidad en los países vecinos.
El mega giro hacia las hidroeléctricas no se efectivizó, pero en este período se inició la construcción de pequeñas y medianas hidroeléctricas que incrementaron la potencia instalada de 470 MW en 2014 a 734 MW en 2019.
En la siguiente gráfica podemos apreciar el incrementó de la producción de hidroenergía expresado en Kbep. La participación de hidroenergía en relación al total de producción de energía primaria en Bolivia es de menos del 2%. Si tomamos en cuenta solo el subsector de electricidad, las hidroeléctricas tienen una participación de 20% en términos de capacidad instalada y de 33% a nivel de generación eléctrica en 2021.
En la actualidad hay dos proyectos hidroeléctricos en construcción (Miguillas e Ivirizu) que deben entrar en funcionamiento en 2023 y 2025 incrementando la potencia instalada del sector hidroeléctrico hasta un total de 1.228 MW. Esta cifra está muy alejada de los más de 10.000 MW que anunciaba el gobierno en 2016.
El sueño de convertirse en corazón energético de Sudamérica hizo que se concretarán hasta la fecha proyectos termoeléctricos de 1.000 MW e hidroeléctricos de 264 MW que generaron una sobre oferta de capacidad instalada de 3.589 MW en relación a la demanda de 1.574 MW en 2021.
La oferta de potencia instalada cubre por demás la demanda máxima de potencia instalada que pasará de 1.574 MW en 2021 a 2.173 MW en 2030 según proyecciones del Comité Nacional de Despacho de Carga. En este contexto el gobierno busca desesperadamente mercados de exportación para el actual excedente de capacidad instalada.
La no concreción de la exportación de electricidad
A fines de 2014, la Asamblea Legislativa aprobó la Ley No 614, que en su artículo 19 “autoriza al Banco Central de Bolivia – BCB, otorgar un crédito extraordinario de hasta Bs.11.662.000.000.- (Once Mil Seiscientos Sesenta y Dos Millones 00/100 Bolivianos), a favor de la Empresa Nacional de Electricidad – ENDE, en condiciones concesionales, con el objeto de financiar proyectos de inversión para la generación y transmisión en el sector de energía eléctrica orientados a incrementar la capacidad de exportación de energía…”.
Han pasado más de siete años desde la aprobación de dicha ley, y a pesar de los continuos anuncios de exportación de energía eléctrica a países vecinos7, el único mercado que se encuentra relativamente avanzado y aun con graves problemas es el argentino. El plan de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) es exportar 120 MW al vecino país. Para ello, ENDE construyó una línea de transmisión, denominada Juana Azurduy de Padilla, de 120 kilómetros de longitud –46,49 km en territorio boliviano y 73,88 km en territorio argentino– para unir la Subestación Yaguacua en Tarija, Bolivia, con la Subestación Tartagal en la provincia de Salta, Argentina.
Para construir la línea de transmisión en territorio argentino ENDE constituyó en 2018 la empresa subsidiaria ENDE Transmisión Argentina S.A. (ETASA). Esta línea de transmisión fue financiada con recursos del Banco Central de Bolivia (BCB), sin embargo, no está claro a cuánto asciende la inversión. Datos de ENDE Corporación indican que tiene un costo de Bs 96,668 (USD 13,88 millones), pero según un documento de ENDE Transmisión9 los recursos para la construcción solo del lado argentino alcanzan a USD 12,3 millones, y por último otra nota de prensa afirma que el crédito del BCB para la construcción será de Bs 483 millones10 (alrededor de USD 69,4 millones).
ENDE construyó esta línea de transmisión sin tener un contrato firmado que le asegure volúmenes de venta a largo plazo y un precio por MWh que esté por encima de su costo de producción. A la falta de contrato se suma el hecho de que la “Argentina atraviesa una coyuntura económica con volatilidad cambiaria, alta inflación y el incremento general del riesgo país”, lo que puede “deteriorar la liquidez de ENDE Transmisión Argentina para el cumplimiento de las obligaciones financieras…”11.
[7] Ministerio de Hidrocarburos y Energía, enero 2022. Informe Rendición Pública de Cuentas final 2021.
[8] ENDE Corporación, Ministerio de Hidrocarburos y Energía, enero 2022. Audiencia Rendición Pública de Cuentas – Final 2021
[9] ENDE Transmisión, enero 2022. Prospecto Complementario de Bonos ENDE TRANSMISIÓN I – Emisión 14. Pág. 85: “Aprobar el aporte de capital hasta un monto de USD13.267.290,08 a favor de ETASA, para la Construcción de la Línea de Transmisión Nodo Frontera Bolivia – E.T Tartagal” (26 abril 2021),
[10] https://www.bcb.gob.bo/?q=content/la-raz%C3%B3n-23
[11] ENDE Transmisión, enero 2022. Prospecto Complementario de Bonos ENDE TRANSMISIÓN I – Emisión 14. Pág. 31 y 32.
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