JOURNAL BOLIVIANO DE CIENCIAS – Vol. 19– Número Especial Energías
ISSN Digital: 2075-8944 ISSN Impreso: 2075-8936
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Miguel Fernández Fuentes (1)
(1) Asesor en energía y descarbonización. Cochabamba. Bolivia. mfernandezfu@univalle.edu
Este artículo es una versión adaptada al español de la investigación presentada
en la conferencia 2022 LA SDEWES en Sao Paulo titulada “Energy Transition
in Bolivia. Modelling of the Bolivian energy sector to achieve carbon neutrality
by 2050”
RESUMEN
El informe especial del Panel Internacional de Cambio Climático (IPCC por su
sigla en inglés) de 2018 sobre el calentamiento global indica que, para 2050,
todas las emisiones de CO
2
en el planeta deben ser neutralizadas, a efecto de
no incrementar la temperatura global en 1.5° C. En este contexto, Bolivia está
haciendo varios esfuerzos en el sector eléctrico, como aumentar la participación
Sin embargo, estos esfuerzos siguen siendo limitados en comparación con la
demanda nacional total de energía. Actualmente, más del 80% del consumo
interno de energía en Bolivia es de origen fósil.
En estas condiciones y ante la emergencia climática global, ¿cómo debe
responder Bolivia al desafío de descarbonizar su sector energético?
Para responder mejor a esta pregunta, se desarrolló un modelo de optimización
a largo plazo del sector energético boliviano con OSeMOSYS, considerando
las demandas energéticas nacionales, desagregadas por combustible y tipo
de consumidor. El modelo tiene un enfoque ascendente centrado en variables
tecnicas y económicas y tiene como objetivo determinar la solución más rentable
para cubrir las demandas de energía proyectadas hasta 2050.
Los resultados muestran que, en un escenario Business as Usual (BAU), para
2040, las emisiones de CO
2
equivalente del sector energético prácticamente se
duplicarán en comparación con 2020 y el 96% de las fuentes de energía serán
combustibles fósiles. Para analizar las posibles desviaciones de esta tendencia,
demandas de energía (EED); 2) introducción de impuestos al carbono (CTI);
3) reducción gradual de los subsidios a los combustibles fósiles (NSR); 4)
Si bien cada uno de estos escenarios tiene efectos limitados sobre el sistema
energético, se logra un efecto sinérgico cuando se analiza una implementación
simultánea de sus medidas (MP). En este escenario, la participación de la
Citar como: Fernández
Fuentes, M. (2023).
Modelización del sector
energético boliviano para
alcanzar la neutralidad de
carbono en 2050, en el marco
de la Transición Energética
en Bolivia: Modelling of the
Bolivian energy sector to
achieve carbon neutrality by
2050, in the framework of
energy transition in Bolivian.
Journal Boliviano De Ciencias,
19 (Especial). 31-63 https://
doi.org/10.52428/20758944.
v19iEspecial.450
Revisado: 05/06/2023
Aceptado: 23/6/2023
Publicado: 30/6/2023
Declaración: Derechos de
autor 2023 Miguel Fernádez
Fuentes.
Esta obra está bajo una
licencia internacional Creative
Commons Atribución 4.0.
Los autores/as declaran no tener
en la publicación de este
documento.
Modelización del sector energético boliviano para alcanzar la
neutralidad de carbono en 2050, en el marco de la Transición
Energética en Bolivia
Energy Transition in Bolivia. Modelling of the Bolivian energy sector to achieve carbon
neutrality by 2050
Modelización del sector energético boliviano para alcanzar la neutralidad de carbono en
2050, en el marco de la Transición Energética en Bolivia
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electricidad en el consumo de energía en Bolivia alcanza el 87% en 2050, de
los cuales más del 96% es producido por fuentes renovables, y las emisiones se
reducen en un 74% en 2050 en comparación con el escenario BAU. Sin embargo,
si bien este escenario constituye un proceso de transición en el sector energético,
aún no estaría libre de emisiones para 2050.
Lograr la carbono neutralidad en el sector energético para 2050 (NC) requeriría
una gran inversión solo para cubrir los costos de capital de las nuevas centrales
eléctricas, cerca de una inversión anual entre 2020 y 2050 del 10% del PIB nacional
actual de Bolivia. Dado que este valor representaría 22 veces las inversiones
requeridas en un escenario BAU, es necesario explorar medidas complementarias
con otros sectores o tecnologías para encontrar soluciones factibles y rentables.
Palabras clave: Modelización energética, Sistemas energéticos, Bolivia, Transición
energética, Emisiones de GEI, Política energética, Carbono neutralidad.
ABSTRACT
The 2018 IPCC special report on global warming indicates that by 2050 all
CO
2
emissions on the planet must be neutralized, to not exceed the 1.5°C global
energy demand. Currently, more than 80% of internal energy consumption in
Bolivia is of fossil origin.
Under these conditions and in the face of the global climate emergency, how should
Bolivia respond to the challenge of decarbonizing its energy sector?
To better answer this question, a long-term optimization model of the Bolivian
energy sector was developed with OSeMOSYS, considering the national energy
demands, disaggregated by fuel and type of consumer. The model has a bottom-up
approach focusing on techno-economic variables and aims to determine the most
Results show that, in a Business as Usual scenario (BAU), by 2040, CO
2
emissions
from the energy sector will practically double compared to 2020 and 96% of
energy sources will be fossil fuels. To analyse potential deviations from this trend,
(EED); 2) introduction of carbon taxation (CTI); 3) gradual reduction of fossil fuel
measures is analysed (MP). In this scenario the participation of the electricity
in the Bolivian energy consumption reaches 87% by 2050, of which over 96%
is produced by renewable sources, and emissions are reduced by 74% in 2050
compared to the BAU scenario. However, while this scenario starts a transition
process in the energy sector, it would still not become emission-free by 2050.
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2050, en el marco de la Transición Energética en Bolivia
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Achieving carbon neutrality in the energy sector by 2050 (NC) would require a
large investment just to cover capital costs of new powerplants, close to a yearly
investment between 2020 and 2050 of 10% of the current national GDP of Bolivia.
Given that this value would represent 22 times the investments required in a BAU
scenario, complementary measures with other sectors or technologies need to be
Keywords: Energy modelling, Energy systems, Bolivia, Energy Transition, GHG
Emissions, Energy policy, Carbon neutrality.
1. INTRODUCCIÓN
El calentamiento global es el principal problema a resolver por la humanidad en
el plazo de una generación. La relevancia de este problema viene dada por dos
factores clave: (1) la fuente del problema son las actividades humanas que liberan
un excedente de gases de efecto invernadero (GEI) a la atmósfera (Houghton,
2005); (2) El impacto directo de este problema es global y representará la alteración
de los patrones climáticos en todo el mundo (IPCC, 2007).
El informe del IPCC “Calentamiento global de 1,5 °C, 2018” expone la situación
actual y la necesidad imperiosa de limitar las emisiones de GEI lo antes posible
para evitar una situación en la que los impactos tengan efectos irreversibles sobre
el planeta (IPCC, 2018). A pesar de múltiples escenarios, la vía más aceptada para
limitar el aumento de la temperatura global se basa en lograr la “neutralidad de
carbono” para 2050 (Chen, 2021). En tal escenario, todas las naciones deberían
eliminar gradualmente sus emisiones de GEI para 2050 o poder compensar sus
emisiones con tecnologías alternativas (Wang et al., 2021).
Como se muestra en el informe especial del IPCC, la mayoría de las emisiones se
derivan del uso de combustibles fósiles, que a su vez se utilizan principalmente en
el sector energético (IPCC, 2018). En 2018, el sector energético fue responsable
de más del 76% de las emisiones globales de GEI en el mundo, lo que corresponde
a 48,9 GtCO
2
e (World Resources Institute, 2021). Por lo tanto, es imperativo que
cada país tome las medidas adecuadas para garantizar la descarbonización de sus
sistemas energéticos. Este desafío, el lograr la transición energética de fuentes
de combustibles fósiles a tecnologías renovables, ha ganado atención y se está
estudiando tanto en los países desarrollados (Resch et al., 2008) como en los países
en desarrollo (Venegas, 2020).
Si bien los enfoques utilizados para estudiar el tema pueden variar ampliamente,
el punto de vista técnico (Rojas et al., 2018), los impactos económicos (Stringer
& Joanis, 2022) y los aspectos políticos (Carvalho et al., 2022) tienden a ser los
más discutidos. Estos 3 aspectos deben estudiarse en cada país para garantizar la
viabilidad del proceso de transición y a menudo tenderán a encontrar y comprender:
1) la combinación óptima de tecnologías requerida para llegar a cero emisiones
netas; 2) las condiciones y políticas locales necesarias para facilitar el proceso de
transición (Schmidt & Sewerin, 2017); 3) y los costos esperados de implementación
(Sadiqa et al., 2018).
Para el caso de Bolivia, dependiendo del enfoque, se han utilizado diferentes
modelos para estudiar su sector energético. Modelos de despacho a corto plazo
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como el desarrollado por Rojas et. al. en 2018 (Dispa-Set) que analiza, desde un
punto de vista técnico, las capacidades del sistema eléctrico para hacer frente a los
crecientes niveles de energías renovables intermitentes (Rojas et al., 2018). Los
modelos de contabilidad a largo plazo como el propuesto por Peña et. al. en 2017
(LEAP) exploran cómo las demandas nacionales de energía pueden desarrollarse
con el tiempo mediante la implementación de políticas de ahorro de energía y
sustitución de combustibles (Peña et. al. 2017).
Por otro lado, los modelos de optimización, como OSeMOSYS, se basan en una
optimización tecno-económica que minimiza los costes totales del sistema. Para
el caso particular de Bolivia, se han utilizado para analizar las oportunidades de
exportar electricidad a los países limítrofes (Pinto de Moura et al., 2017); para
simular escenarios de transición energética a mediano plazo para Bolivia (WWF
& ENERGETICA, 2020); o para evaluar la implementación de políticas y sus
impactos en la reducción de emisiones derivadas de la producción de electricidad
(Fernández et al., 2022).
Este documento se basa en estos estudios previos al extender el alcance del modelo
Incluye las demandas energéticas de diversos combustibles, además de la
electricidad, y analiza las implicaciones de incluir políticas de gestión del lado de
la demanda y del lado de la generación para reducir las emisiones de GEI hasta
2050 (Fernández et al., 2022).
2. MÉTODO
2.1 El sector energético boliviano
Bolivia, ubicada en el centro de América Latina, tiene una población de
aproximadamente once millones de habitantes y es un exportador neto de energía
a nivel regional, principalmente debido a sus grandes reservas de gas natural
(Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2022). Según datos del último inventario
nacional de emisiones de carbono (Ministerio de Medio Ambiente y Agua, 2004)
y la tercera comunicación nacional (Ministerio de Medio Ambiente y Agua, 2020),
el sector energético es el segundo mayor contribuyente a las emisiones totales
de gases de efecto invernadero en Bolivia después del sector de Agricultura,
Ganadería, Forestación, y otros Usos del Suelo (AFOLU por su sigla en inglés).
La producción máxima de energía primaria alcanzó los 150 millones de barriles
de petróleo equivalente (MMbep) en 2014, año en el que las exportaciones de
Gas Natural (GN) fueron más altas. Estas exportaciones están disminuyendo
actualmente debido al agotamiento de las reservas de gas natural (Chavez
Rodriguez & et. al., 2016). En 2020, las exportaciones de GN representan el 60%
de la producción nacional de energía y el GN, en general, representa un total del
80,2% de la producción nacional de energía primaria. El resto de la producción de
energía primaria se atribuye a derivados del petróleo (12,4%) y energías renovables
(7,4%) (Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2022).
El consumo total de energía en 2020 en Bolivia fue de 43 MMbep, de los cuales
24,2% corresponden al Diesel (DS), 22,0% al GN, 29,4% a la gasolina y otros
electricidad (EL) (Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2022). Cuando se
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expresa por sectores, el sector transporte es el principal consumidor de energía en
Bolivia con una participación del 49,0%, seguido de la industria 25,3%, residencial
17,3%, comercio y servicios 3,8% (Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2022).
En 2020, el sistema de generación de energía en Bolivia (Sistema Interconectado
Nacional o SIN) tenía una capacidad instalada total de 3318,8 MW. Esta capacidad
estaba compuesta en un 72,8% por centrales térmicas, principalmente GN de
ciclo simple (vapor) y de ciclo combinado, y el 27,2% por plantas renovables,
principalmente hidráulicas con pequeñas cantidades de energía eólica y solar
(AETN, 2021). Para el mismo año se generó un total de 8897,3 MWh, de los
cuales el 63,3% fue provisto por plantas de GN convencionales, el 32,3% fue
proporcionado por centrales hidroeléctricas y el resto por una mezcla de plantas de
energía solar, eólica y de biomasa (AETN, 2021).
Hasta la fecha, el sector eléctrico ha sido el que más esfuerzos ha realizado
para reducir la dependencia de los combustibles fósiles. Estos esfuerzos fueron
incorporados en planes nacionales de desarrollo, como el “Plan Óptimo de
Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2012-2022” (Ministerio de
Hidrocarburos y Energia, 2012) y el “Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de
documentos internacionales como el plan de “Contribución Prevista Determinada
Nacionalmente del Estado Plurinacional de Bolivia” (Bolivia, 2016) presentado a
la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC)
mayoría de estos planes actualmente requieren revisiones que tengan en cuenta los
cambios recientes en el sector energético.
En este sentido, se ha desarrollado una actualización de las Contribuciones
Determinadas a nivel Naciona (NDC, por su sigla en inglés) que se presentó en
2022, y se está avanzando en un nuevo plan de expansión para el sector eléctrico.
corto plazo, contiene objetivos interesantes para el sector energético que se espera
que continúen con el tiempo:
• Industrialización de plantas de producción de aceite vegetal hidrotratado
(HVO), biodiésel y diésel sintético para reemplazar hasta el 43% de las
importaciones de diésel (meta 2.1.2.1);
• Implementación de trenes eléctricos y otros sistemas de transporte
eléctrico (teleféricos) para mejorar el transporte de pasajeros y cargas
comerciales (metas 3.3.3.1, 3.3.5.1, 3.3.5.2) en toda Bolivia;
• Exploración y explotación de nuevos yacimientos de hidrocarburos
para satisfacer las demandas internas y externas (metas 4.1.1.1, 4.1.1.2,
4.1.2.1);
• Aumentar hasta un 75% la participación de las energías renovables en la
producción de electricidad (objetivo 4.3.1.1).
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Estos objetivos de futuro son altamente positivos en perspectiva de la transición
plazo y por análisis cuantitativos que garanticen un equilibrio energético adecuado
en todos los sectores. Este trabajo es un intento inicial en esa dirección.
2.2 Características generales del modelo
El sistema de modelado de energía de código abierto (OSeMOSYS) (Howells et
al., 2011) se utiliza como herramienta de modelado. Para este análisis se basa en
trabajos anteriores más centrados en el sector eléctrico (Fernández et al., 2022).
En este estudio, se utilizó el Modelo de Gestión de Infraestructura (MoManI) y
el solucionador de código abierto GLPK para desarrollar la estructura modelo,
resolver el problema de programación lineal en cada escenario y visualizar los
resultados (Gardumi et al., 2018).
El modelo se expresa como un problema de programación lineal, con su función
objetivo, parámetros, restricciones y variables. La ecuación de código corto
utilizada como función objetivo en el modelo (OFD) se presenta a continuación:
Vida Operacional = OL Costos Fijos = FC Costo Variable = VC
Capacidad Nueva = NC Tasa de Actividad = RA Mode de Operación = MO
Capacidad Residual = RC División del Año = YS Intervalo de Tiempo = TS
Penalidades por Emisiones de Tecnología
Descontadas = DEP
Valor de Salvamento Descontado = DSV Costo de Capital = CC
La función objetivo es el costo acumulado total requerido para satisfacer las
la función objetivo incluyen los costos de capital vinculados a nuevas inversiones,
relacionados con las penalidades por emisiones. Para lograr transparencia y
la reproducibilidad, el modelo y los datos de entrada se publican bajo licencias
abiertas y están en Zenodo (doi: 10.5281/zenodo.6419675).
2.3 Estructura del modelo y sistema energético referencial
El modelo desarrollado considera a Bolivia como un nodo simple, aislado de
otros países en términos de conexiones eléctricas, como es el caso actualmente.
Un análisis a largo plazo (hasta 2055) se ejecuta con intervalos de tiempo de un
año. Además, cada año se subdivide en 6 segmentos de tiempo correspondientes a
las estaciones (verano e invierno, 3 meses cada uno, y temporadas intermedias, 6
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la disponibilidad de recursos, como la hidráulica (estacional) y la fotovoltaica o
la eólica (diaria), y así limitar el tiempo de resolución del modelo, ahora que se
incluyen tecnologías y combustibles adicionales.
El modelo de línea base para Bolivia considera las características de las demandas
energéticas nacionales (Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2022) y el sistema
actual de generación de energía (CNDC, 2021) La Figura 1 presenta las relaciones
entre combustibles (líneas) y tecnologías (cajas) consideradas en el modelo.
Tecnologías de generación de energía
PP_NG_SC Ciclo simple de gas natural PP_PV_UTL Plantas fotovoltaicas
PP_NG_CC Ciclo combinado de gas natural PP_PV_ROF Techos fotovoltaicos
PP_DS_SC Ciclo simple diesel VIENTO Parques eólicos
PP_BM_SC Biomasa Ciclo simple PP_HDAM Hidroeléctrica de presas
PP_GT_FC PP_HMIN Hidroeléctrica de pasada
Figura 1. Sistema energético referencial para Bolivia - Relaciones entre
combustibles y tecnologías.
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la disponibilidad de combustibles en el sistema. Todas estas tecnologías
o a las tecnologías de conversión de energía. La segunda etapa “Transformation
technologies” considera las tecnologías (centrales eléctricas) utilizadas para
producir energía en forma de electricidad, dividida en tecnologías convencionales
y renovables. La electricidad se transmite y distribuye en la tercera etapa “T &
D networks”. Finalmente, la etapa de “End-uses energy consumption” representa
todos los sectores consumidores en el sistema energético y sus demandas de
energía.
describir sus características operativas y competitividad de costes. Los parámetros
de capacidad y factores de disponibilidad. Las variables económicas consideran el
para cada tecnología. Estos valores se estiman con base en datos históricos de
proyectos, ejecutados (ENDE, 2022), en desarrollo (ENDE, 2022) o en estudio
(ENDE, 2022); estos costos provienen de ENDE, la Empresa Nacional de
Electricidad, responsable de la generación y transmisión de electricidad. En el
caso de las tecnologías de suministro de combustibles fósiles, la producción de GN
al. (Chávez Rodríguez et. al., 2016) y los valores utilizados en modelos anteriores
(Fernandez et al., 2022). Para DS y HF, que son en su mayoría importados
(Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2022), y BM, que no tiene una producción
Además de estas variables, el modelo también considera las emisiones de GEI en
forma de dióxido de carbono equivalente (CO
2
e) de las diferentes tecnologías de
generación, las que son calculadas sobre su ciclo de vida, tanto para aquellas que
emiten GEI durante su operación, como para las tecnologías que indirectamente
producen un excedente de emisiones de GEI, como la energía hidroeléctrica (Rosa
relaciones de actividad de emisión se basan en los factores de emisiones de carbono
de las guías del IPCC (IPCC, 2006). Para las centrales hidroeléctricas, se realizó
a estas tecnologías (Gagnon & van der Vate, 1997) especialmente en embalses
tropicales (Almeida et. al., 2019), donde se espera que las emisiones sean mayores
(Rudd et al., 1993). Los valores encontrados muestran que pueden variar en un
rango desde 0,5 a 152 gCO
2
e/kWh, hasta 1300 - 3000 gCO
2
e/kWh (Steinhurst et
al.
en el rango inferior.
2.4 Proyecciones de demanda de energía
combustibles principales en función de su representatividad: Electricidad,
Biomasa, Gas Natural, Diésel y Combustibles Pesados (combustibles líquidos a
base de hidrocarburos como Gasolina, GLP, Queroseno, etc.).
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Las proyecciones del consumo de energía en Bolivia utilizaron la información
contenida en los informes del Balance Energético Nacional 2000 a 2020
(Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2015), (Ministerio de Hidrocarburos y
Energia, 2022). Se seleccionó como método el cálculo de media móvil simple
aplicado sobre los incrementos anuales, aplicado a un periodo de 20 años, para
proyectar las demandas de energía para cada combustible en cada sector de 2021
a 2055. Estas proyecciones son consistentes con las bases de datos internacionales
(OLADE, 2019), sobre demandas energéticas prospectivas para América Latina
hasta 2040 (OLADE, 2019), las proyecciones a corto plazo de Bolivia (2009), y
las proyecciones de trabajos anteriores (WWF & ENERGETICA, 2020).
Se espera una tendencia incremental en todas las demandas de energía, sin embargo,
las tasas de crecimiento serán ligeramente diferentes para cada sector y combustible
en función de los datos históricos. Estas demandas energéticas se introducen en el
modelo como el principal insumo exógeno y caracterizan el desarrollo del sistema
energético en un escenario Business-as-Usual (BAU) donde no se realizan cambios
adicionales después de 2020.
Para el modelo se considera un horizonte temporal desde 2014 hasta 2055 con 3
disponibles, entre 2014 y 2020. 2) El período de análisis de 30 años, entre 2021 y
2050 3) Un período de anticipación que corresponde a una proyección adicional
horizonte.
2.5 BAU y escenarios alternativos
El escenario BAU se construye en base a las condiciones actuales del sistema
(AETN, 2021), se espera que se desarrolle a lo largo del tiempo sin cambios
adicionales (WWF & ENERGETICA, 2020) y que se implementen los planes de
de escenarios basados en políticas centradas en medidas de gestión del lado
de la generación y del lado de la demanda (Fernández et al., 2022), así como
escenarios basados en objetivos para lograr la neutralidad de carbono (WWF &
ENERGETICA, 2020), los cuales son comparados de acuerdo al siguiente detalle:
• Se analizan dos escenarios de gestión del lado de la generación
asumiendo políticas para las reducciones de subsidios al GN (NSR) y la
implementación del impuesto al carbono (CTI).
•
en Bolivia.
• Un escenario con Políticas Mixtas (MP), basado en la implementación de
políticas tanto de generación como de demanda.
• Un escenario basado en objetivos del escenario MP y los límites de
emisión para lograr la neutralidad de carbono (NC) en 2050.
Escenario de EEM. Basado en experiencias internacionales, este escenario considera
cambios en la intensidad energética en diferentes sectores. Esta se considera la
primera medida que debe implementarse en cualquier sistema energético, y
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tiene como objetivo lograr una reducción general de la demanda de energía. En
proponiendo cambios en los sectores residencial, industrial y público logrando
resultados bastante alentadores (Plaza et al., 2015). En los países europeos, el
informe de la Comisión Económica Europea de las Naciones Unidas (UNECE,
2015) presenta un resumen de las principales prácticas y medidas relacionadas
energética que proponen tanto la reducción del consumo como la inclusión de
estándares mínimos de operación en los diferentes sectores de consumo (APEC,
2016).
El estudio realizado por Peña et.al. en 2014 evalúa el desarrollo de las demandas
energéticas en el sistema energético boliviano a lo largo del tiempo en LEAP (Peña
et al., 2017). Sus resultados muestran que podría esperarse que, en un “escenario
de ahorro energético” el sistema pudiera reducir su consumo global en un 8,5%
en relación con una proyección de escenario de referencia, entre 2012 y 2035.
Sin embargo, también propone que esta reducción lograda no representa todo el
tecnologías y procesos adicionales que pueden explotarse. Sobre la base de estos
reducción del 20% del consumo de energía en todos los sectores hasta 2050.
Escenario EED.
para todos los sectores, teniendo en cuenta que, en muchos casos, ya existen
alternativas eléctricas disponibles. En la mayoría de los casos, el cambio de
combustibles a electricidad es una cuestión de reducción de costos y/o aplicación
de incentivos que hacen que los electrodomésticos sean más atractivos que las
alternativas convencionales (IEA, 2018). Tal es el caso de Noruega y sus políticas
para implementar vehículos eléctricos (Ecofys, 2018), que los posicionaron como
et al., 2017).
Sin embargo, es importante señalar que este escenario es un caso muy optimista
ya que algunos sectores, como la industria del acero o el cemento o el transporte
demandas energéticas, dada la complejidad y variabilidad de las tecnologías de uso
fósiles por electricidad basada en tasas de consumo. Se espera que hasta 2050
todas las demandas de combustibles fósiles sean reemplazadas por electricidad.
Para representar cada demanda en los sectores y estimar las tasas de reemplazo, se
considera la tecnología con mayor participación en la demanda general:
• Para el sector Transporte en Bolivia, los automóviles privados basados
los principales consumidores (Marañon, 2022) y son reemplazados por
vehículos eléctricos (Sweeting y otros, 2011).
• Para el sector industrial, las demandas energéticas están relacionadas
principalmente con los requisitos de calefacción sustituidos por sus
tecnologías eléctricas equivalentes (bombas de calor, calderas, hornos
eléctricos, etc.) (Bühler et al., 2019).
• Para las demandas residenciales, cocinar representa la principal demanda
energética tanto en GN como en HF, que serían reemplazadas por cocinas
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Timilsina, 2014).
• Para el sector Comercio y Servicios, la principal demanda de energía
de GN y HF son los sistemas de calefacción, y serían reemplazados por
(Brenn & Bach, 2010).
•
por su uso en vehículos utilizados para procesos productivos o transporte
pesado y se considera reemplazarlos por su equivalente eléctrico (Valero,
2016).
Escenario NSR. El gas natural actualmente está fuertemente subsidiado en
ley de electricidad (Ministerio de Energías, 1994) de 1,3 USD/Mbtu (Ministerio
de Hidrocarburos y Energía, 2012), muy por debajo de los precios internacionales
(Index Mundi, 2019). Esta diferencia de precios representó una pérdida de hasta
216,4 millones de USD en subsidios para el año 2018 (Manzaneda, 2018) y una
alta competitividad forzada de las centrales eléctricas basadas en GN (Fernández et
al., 2022). En otros países, tecnologías como las centrales eléctricas de carbón o las
centrales hidroeléctricas pueden competir con el gas natural y en la mayoría de las
regiones, las energías renovables como la solar o la eólica ya son más competitivas
(IEA, 2021).
Este escenario evalúa el impacto de eliminar los subsidios a los combustibles
fósiles en el país, aumentando gradualmente los precios del GN hasta llegar a los
precios de los mercados internacionales. Para simular la reducción de los subsidios
y NGCC en función de los cambios proyectados de los precios del GN. El modelo
supone un aumento lineal de los precios y alcanzar los precios internacionales
esperados en 2040 (IEA, 2017).
Escenario CTI. Este escenario supone la inclusión de un impuesto sobre las
emisiones de GEI como incentivo para descarbonizar el sistema energético
hasta el punto de los manuales existentes sobre el tema (The World Bank, 2017),
y suele recomendarse como una de las medidas más efectivas a la hora de regular
y penalizar el impacto ambiental de los grandes emisores (Horowitz et. al., 2017).
Un caso de referencia es Suecia, que tiene un impuesto de carbono alto y sostenido
a lo largo del tiempo (Statista, 2021) y logrando 137 USD/ tCO
2
eq en 2021 (Asen,
2020).
Aunque los mecanismos de mercado, como las cuotas de emisiones, pueden ser
preferidos en muchos países (CTC, 2018), la implementación de tales políticas
actualmente muestra que los precios del carbono varían entre 1 y 150 USD/tCO
2
eq.
(World Bank, 2018). En este escenario, se propone establecer un impuesto al
carbono de 10 USD/tCO
2
eq a partir de 2026, con un aumento anual de 10 USD/
tCO
2
eq.
Escenario de MP. El escenario MP se basa en todos los casos mencionados, y supone
la implementación simultánea de todas las medidas simuladas individualmente:
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demandas de combustibles fósiles, eliminar el subsidio actual al GN e incluir un
impuesto al carbono.
Escenario NC. Este escenario se basa en el escenario MP y asume un límite
máximo para las emisiones en el sistema en lugar de un impuesto al carbono. Los
límites de emisiones se introducen en 2025 y se reducen cada año siguiendo una
tendencia lineal para alcanzar las emisiones 0 en 2050 y continuar así en adelante.
3. RESULTADOS
3.1 Simulación BAU
El BAU considera el desarrollo del sistema energético en las condiciones actuales
del sector, con una cobertura de las demandas esperadas de energía bajo un principio
de costo óptimo. Para caracterizar los resultados del escenario BAU, se analizan
tres parámetros clave: la evolución del consumo total de energía por combustible;
el mix de generación de energía eléctrica; las emisiones totales anuales en el sector
energético.
Figura 2. Consumo total de energía en Bolivia por combustible en el período
2014-2055 (expresado en PJ).
Fuente: Elaboración propia
La Figura 2 muestra un crecimiento estable a lo largo de los años como resultado
de las tasas de crecimiento utilizadas para pronosticar la demanda de energía y
la falta de eventos inesperados como la caída económica causada por la crisis
sanitaria en 2020. También vale la pena señalar que la demanda de energía en el
sector energético se duplica en 20 años y alcanza un valor de 669 PJ en 2050. De
la demanda energética acumulada, la electricidad representa el 12% en 2020 y el
14% en 2050.
PJ
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Figura 3. Mix de generación de energía eléctrica en Bolivia por tecnología en el
período 2014-2055 (expresado en PJ).
Fuente: Elaboración propia
La Figura 3 muestra la participación de las diferentes tecnologías de generación
utilizadas para abastecer la demanda eléctrica. Según los resultados de la
modelización, la mayor parte de la demanda está cubierta por centrales
termoeléctricas de ciclo simple y ciclo combinado de gas natural, dejando una
menor participación a las centrales hidroeléctricas y una participación marginal al
del sistema, al considerar los precios subsidiados de los combustibles locales para
su uso en la generación de electricidad.
de generación de energía se utilizan a plena capacidad, pero no se consideran nuevas
inversiones a lo largo del tiempo debido a su baja competitividad en comparación
con el gas subsidiado. Entre las centrales termoeléctricas, el modelo tiene
como estas centrales eléctricas se desmantelan (antes de 2040), las centrales
eléctricas de ciclo simple son preferidas como nuevas inversiones y se hacen cargo
de la combinación de generación. Esto muestra que los subsidios actuales son lo
relevantes que los costos de inversión en tecnologías convencionales.
PJ
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Figura 4. Total de emisiones anuales vinculadas al consumo de energía en Boliv-
ia en el período 2014-2055 (expresadas en MtCO
2
e).
Fuente: Elaboración propia
Finalmente, las emisiones de carbono asociadas a la demanda interna del sistema
energético se muestran en la Figura 4. Los resultados muestran una clara tendencia
de crecimiento sostenido durante todo el período analizado, con un total de 15
MtCO
2
e en 2020 y casi 39 MtCO
2
e en 2050, consistente con la tendencia de uso
sostenido de combustibles fósiles. Para estimar estos valores, se consideraron los
factores de emisión asociados con el consumo de combustibles disponibles en las
Directrices del IPCC para los inventarios nacionales de GEI de 2006 (IPCC, 2006).
3.2 Escenarios alternativos
Cada uno de los escenarios propuestos se basa en un conjunto particular de medidas
utilizados, costes variables o penalizaciones adicionales), es posible presentarlas
como “políticas implementadas”, comprender sus efectos sobre el sistema y
En todos los escenarios, se supone que los cambios se implementan, solo después
del año 2025, para considerar el período de amortiguación entre el desarrollo,
la promoción y la adopción de medidas/políticas en el sistema. Debido a esto,
también se espera que los efectos de las políticas tengan un crecimiento gradual en
el sistema. La Tabla 1 muestra una versión compilada de los resultados para cada
MtCO
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Tabla 1. Resultados de simulación de escenarios para 2050 en comparación con
los valores de referencia en 2020.
Fuente: Elaboración propia. 2022
una reducción directa del consumo de energía y una reducción proporcional de
las emisiones de carbono, y tendrán un impacto proporcional a los objetivos de
energía, serán necesarias menos centrales convencionales y la participación de las
energías renovables será mayor debido a sus menores costos de operación.
referencial de los cambios requeridos en el sistema energético. Dada la sustitución
de otras demandas energéticas por electricidad, el sistema eléctrico tuvo que
sufrir un drástico aumento de generación, superior al 55% respecto al escenario
BAU. El consumo total de energía también se reduce debido a la sustitución de las
las inversiones en centrales NGSC sobre el resto de tecnologías, lo que resulta en
porcentajes traza de renovables en 2050. Si bien las emisiones aún crecen con el
tiempo, se logra una reducción mediante el cambio práctico de las demandas de DS
y HF hacia el GN (utilizado en las centrales térmicas que generan la electricidad
utilizada).
En el caso de los escenarios de tributación del carbono (CTI) y reducción de
subsidios (NSR), ambos casos tienen impactos similares sobre el sistema: ambos
tienen un impacto nulo sobre la demanda de energía en comparación con el
BAU, pero tendrán efectos sobre el mix de producción de energía. En ambos
casos, la generación de energía cambia y gradualmente incluye tecnologías
renovables. Sin embargo, el escenario NSR muestra un impacto directo sobre la
competitividad de las tecnologías convencionales, permitiendo su sustitución por
energía hidroeléctrica. El CTI impactará, aunque en diferentes proporciones, tanto
a las tecnologías convencionales como a las hidroeléctricas considerando solo las
plantas fotovoltaicas para reemplazar una parte de la energía producida. En ambos
casos la introducción de energías renovables permite reducciones representativas
de emisiones de GEI en el sistema eléctrico. Sin embargo, dada la baja participación
del consumo eléctrico en la demanda global, ambas medidas no logran reducciones
representativas de emisiones en el sistema energético.
En el escenario MP, la combinación de medidas EEM y EED tienen un efecto
agregado, logrando demandas más bajas que las esperadas individualmente
en cualquiera de ellas. Al analizar el sistema eléctrico, las medidas CTI y NSR
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proporcionan condiciones más restrictivas para las tecnologías contaminantes y
permiten implementar una mayor proporción de energías renovables. Sin embargo,
la verdadera sinergia se puede ver en la reducción de las emisiones de GEI. En
2050 una reducción de 79.8% en comparación con las emisiones en el BAU o
una reducción del 48% en comparación con la línea de base, lo que representa un
cambio en la tendencia de las emisiones.
Finalmente, si bien el escenario MP inicia el proceso de transición hacia una
matriz energética más sostenible con emisiones decrecientes, el sistema aún no
podría eliminarlas por completo. Esta condición solo se cumple en el escenario
las tecnologías convencionales como las centrales hidroeléctricas se retirarán por
completo del mix de generación. Si se requiere una neutralidad total de carbono,
las tecnologías emisoras deberán ser reemplazadas, independientemente de cuán
grandes o pequeñas puedan ser sus emisiones.
3.3 Viabilidad de la transición
Los resultados del escenario MP, encarnan un conjunto de condiciones que
permitirían al sistema energético en Bolivia iniciar un proceso de transición de las
tecnologías convencionales hacia un sistema energético más renovable, sostenible
y libre de carbono. Sin embargo, este proceso de transición representaría cambios
importantes en la estructura del sistema energético y la combinación de generación
de energía, especialmente cuando se considera cómo proporcionar las nuevas
demandas de energía. La Figura 5 muestra los cambios que debe experimentar el
sistema eléctrico en los escenarios BAU y MP.
Figura 5. Resultados de modelado del escenario MP (derecha) en comparación
con los resultados de BAU (izquierda) para el período 2014-2055. Capacidad
instalada total en Bolivia por tecnología [GW] (Arriba); Inversión de capital
anual total en Bolivia por tecnología [MM$US] (Abajo).
Fuente: Elaboración propia. 2022.
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Como referencia, en el BAU la potencia instalada disponible sufre un descenso
en el tiempo debido al desmantelamiento de antiguas centrales y al bajo índice de
incremento de la demanda de energía eléctrica, alcanzando un valor de 3,3 GW en
2050. Debido a esto, serían necesarias pequeñas inversiones, en comparación con
los valores históricos entre 2014 y 2020, a lo largo del tiempo, sumando un total de
4.900 MM$US para inversiones en nuevas centrales eléctricas entre 2020 y 2050,
El escenario MP muestra un caso completamente diferente, donde la capacidad
instalada aumenta a un total de 28,6 GW para 2050 y las inversiones acumuladas
entre 2020 y 2050 se sumarían a 57.100 MM$US. Este aumento en las inversiones,
que tendría el proceso de transición en Bolivia y proporciona una magnitud a
considerar en futuros planes nacionales de desarrollo donde se analice el proceso
de transición. Las medidas complementarias como los sumideros de carbono, la
captura de carbono u otras también deben considerarse fuera del sector energético
para compensar las emisiones residuales (IPCC, 2018).
Figura 6. Resultados de modelización del escenario NC (derecha) en
comparación con los resultados del MP (izquierda) para el período 2014-2055.
Capacidad instalada total en Bolivia por tecnología [GW] (Arriba); Inversión de
capital anual total en Bolivia por tecnología [MM$US] (Abajo).
Fuente: Elaboración propia. 2022.
La Figura 6 muestra pequeñas variaciones del escenario NC con respecto a la
cantidad total de energía requerida para proporcionar la creciente demanda de
electricidad cuando se comparan con el caso MP. Sin embargo, la combinación
energética se ve afectada por el cambio y la sustitución de tecnologías vinculadas
a la generación de emisiones, grandes (NGSC y NGCC) o pequeñas (HDAM y
HMIN). Estas tecnologías son sustituidas por plantas geotérmicas dada su alta
disponibilidad y las plantas fotovoltaicas reducen su participación en el mix, siendo
sustituidas por parques eólicos dada su mayor disponibilidad.
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dados los mayores costos de la geotermia, en comparación con las turbinas
hidroeléctricas y eólicas, en comparación con la energía fotovoltaica. El escenario
NC requiere una inversión acumulada de 110.600 MM$US entre 2020 y 2050,
duplicando la inversión necesaria para el escenario MP o requiriendo 22 veces los
montos del escenario BAU.
inversiones anuales superiores al 10% del PIB nacional en 2020 (The World Bank,
n.d.) y, en comparación con las inversiones públicas que Bolivia realizó en 2018,
este valor representa casi la totalidad de las inversiones públicas utilizadas para el
desarrollo de infraestructura, servicios sociales y el sector productivo (producción
de energía, industria y procesos agrícolas) (Cachaga et al., 2020).
4. DISCUSIÓN
Los resultados obtenidos por el modelo muestran una mezcla de alternativas
futuras del sistema energético en Bolivia. Estos son útiles para entender, desde una
perspectiva amplia, qué se puede esperar del sector energético y su desarrollo bajo
las condiciones nacionales actuales (BAU) y la inclusión de medidas populares
para descarbonizar el sector (Jacobson et. al.
(EEM y EED), restricciones (CTI y NSR) o una mezcla de ambos (MP y NC).
Sin embargo, es importante mencionar que estos resultados tienen limitaciones
modelo.
Si bien estudios similares pueden usar una resolución de tiempo más alta para
representar cambios en las demandas de energía o la disponibilidad de recursos
para ciertas tecnologías, estos se centran solo en el sector eléctrico (Pinto de
Moura et al., 2017). Para este modelo se utiliza una cantidad menor de periodos
de tiempo para compensar la introducción de variables adicionales (combustibles
el modelo mantuviera un tiempo de proceso similar al de otros estudios, al tiempo
que presentaba algunas restricciones clave sobre la disponibilidad de recursos
vinculados a los ciclos estacionales y día/noche (Fernández et al., 2022). Debido
a la resolución temporal de trabajo anual que se utiliza en los modelos a largo
plazo, los resultados podrían no representar adecuadamente cómo deben cubrirse
las demandas de energía día a día. Para abordar este problema, se recomienda
adicionales que analicen las características de los sistemas de energía en plazos
las tecnologías de producción (Navia et al., 2022).
Una limitación similar se puede encontrar al analizar las proyecciones de demanda
de energía en los escenarios. En este estudio se utilizaron regresiones simples para
simular el crecimiento de las demandas de energía basadas en datos históricos
(Hamilton, 1994), sin embargo, se podrían considerar modelos econométricos
alternativos basados en análisis de series temporales (Gujarati & Porter, 2010).
El uso de estos modelos econométricos (VAR, SARIMA, VECM, etc.) podría
permitir la inclusión de variaciones estacionales o variables explicativas como el
PIB (Foster et al., 2017) para representar las demandas energéticas a largo plazo.
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Si bien estos modelos podrían proporcionar una proyección de línea de base
más sólida, también requerirían esfuerzos adicionales de modelado y datos más
A nivel estructural, el modelo permite simular escenarios con cambios agregados
en los consumos de combustible para los sectores más relevantes en Bolivia,
aunque la representación adecuada de las actividades y servicios, las tecnologías
modelos contables como LEAP podrían utilizarse conjuntamente para caracterizar
adecuadamente las demandas nacionales a nivel de servicio, con una serie de
detallados para el modelo (Peña et al., 2017).
Adicionalmente, dependiendo del tipo de medidas simuladas, las nuevas
tecnologías y combustibles, como el hidrógeno y los biocombustibles, deben
incluirse en el modelo para permitir la competencia interna entre ellos. Esto es
especialmente importante si es necesario representar consumos muy particulares,
como los combustibles de aviación en el transporte o los hornos de cemento en las
industrias, que no pueden reemplazarse fácilmente con electricidad (López et al.,
2021).
5. CONCLUSIONES
Este estudio presenta una visión general del sistema energético boliviano y una
serie de posibles escenarios de desarrollo basados en una combinación de medidas
de gestión basadas en objetivos. El escenario referencial (BAU), construido en
base a las condiciones y planes actuales del sector energético, muestra que las
demandas energéticas presentarían un aumento generalizado dadas las tendencias
históricas, duplicando las demandas energéticas proyectadas en cada sector en un
período de 20 años, entre 2020 y 2040. Esta tendencia se replica en las emisiones
esperadas de GEI, comenzando en un valor de 16 [GgCO
2
e] en 2020 y alcanzando
un valor de 38.7 [GgCO
2
e] en 2050. Adicionalmente, para el sector eléctrico, se
percibe una clara preferencia hacia el uso de tecnologías convencionales para
cubrir cualquier demanda futura, lo que puede explicarse por los subsidios vigentes
más competitivas.
Se construyen cuatro escenarios basados en políticas para simular los impactos de
de la generación, como la imposición del carbono o la reducción de los subsidios
nacionales (CTI y NSR). Si bien cada escenario simulado puede lograr algunos
efectos sobre las demandas energéticas, la combinación de tecnologías utilizadas
para la generación eléctrica o las reducciones de emisiones esperadas, solo cuando
se implementan simultáneamente se pueden percibir cambios estructurales en
el sistema energético. En este sentido, el escenario de Políticas Mixtas (PM)
representa un escenario de desarrollo en el que el sistema inicia un proceso de
transición hacia un sistema más sostenible, donde las emisiones esperadas caen a
7,8 [GgCO
2
e] en 2050, lo que representa una reducción del 48% en relación con el
año 2020 o una reducción del 80% respecto a las emisiones esperadas en 2050 en
condiciones BAU.
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Sin embargo, si bien el escenario MP logra cambiar las tendencias de consumo de
energía y emisiones, aún se queda corto para lograr los resultados esperados por
el IPCC para convertirse en carbono neutral en 2050. Para lograr este objetivo, se
carbono y alcanza 0 para 2050 (NC). Si bien ambos escenarios son técnicamente
factibles, están vinculados a enormes costos de inversión adicionales para eliminar
gradualmente las emisiones de carbono.
Mientras que el escenario MP representaría un aumento de las inversiones
de 11 veces en comparación con el BAU, el NC representaría un aumento de
las inversiones de 22 veces en comparación con el escenario BAU. Lograr la
neutralidad de carbono requeriría inversiones anuales de más de 3.700 MM$US
o el 10% del PIB actual en Bolivia. De esta manera, el considerar la reducción de
emisiones a través de sumideros de carbono en otros sectores podrían compensar
algunas de las emisiones residuales, representando una solución mucho más viable
y rentable.
Finalmente, es importante entender que el modelo actual y sus resultados presentan
presentados pueden proporcionar una comprensión amplia de la condición actual
del sistema y los efectos o costos vinculados a diferentes escenarios, se requieren
estudios y modelos complementarios. Los modelos econométricos se pueden
acoplar para proyecciones más precisas de las demandas de energía, los modelos
de despacho se pueden utilizar para evaluar la viabilidad técnica en los escenarios
y los modelos contables se pueden utilizar para representar mejor las tecnologías
deben centrarse en abordar las limitaciones y la complementariedad de los modelos
adicionales, al tiempo que se proporcionan vínculos entre ellos.
RECONOCIMIENTO
este trabajo, en el marco del Proyecto de Iniciativa BO2020SIN270 Sur.
NOMENCLATURA
Todas las siglas son expresadas por sus términos en ingles.
BAU Business as Usual
BM Biomasa
CN Neutralidad de carbono
CTI Implementación de impuestos al carbono
DS Diésel
EED
EEM
GEI Gases de efecto invernadero
HF Combustibles pesados
IPCC Panel Intergubernamental en Cambio Climático
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MP Políticas mixtas
BEN Balance energético nacional
NG Gas natural
NSR Reducciones de subsidios al gas natural
SIN Sistema Interconectado Nacional
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ANEXOS
Anexo 1 – Consumo total de energía histórico (2000-2020) y proyectado
(2021-2055) en Bolivia
Figura 1. Consumo total de energía histórico (2000-2020) y proyectado (2021-
2055) en Bolivia por sector (arriba) y combustible (abajo), expresado en barriles
equivalentes de petróleo (bep).
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Anexo 2 – Resultados de simulación del escenario EEM (derecha) en
comparación con los resultados de BAU (izquierda) para el período 2014-
2055.
Figura 2. Consumo total de energía en Bolivia por combustible [PJ] (Arriba); Mix
de generación de energía eléctrica en Bolivia por tecnología [PJ] (Medio); Total de
emisiones anuales vinculadas al consumo de energía en Bolivia [MtCO
2
e] (Abajo).
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Anexo 3 – Resultados de simulación del escenario EED (derecha) comparados
con los resultados de BAU (izquierda) para el período 2014-2055.
Figura 3. Consumo total de energía en Bolivia por combustible [PJ] (Arriba);
Mix de generación de energía eléctrica en Bolivia por tecnología [PJ] (Medio);
Total de emisiones anuales vinculadas al consumo de energía en Bolivia
[MtCO
2
e] (Abajo).
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Anexo 4 – Resultados de simulación del escenario NSR (derecha) en
comparación con los resultados de BAU (izquierda) para el período 2014-
2055.
Figura 4. Consumo total de energía en Bolivia por combustible [PJ] (Arriba);
Mix de generación de energía eléctrica en Bolivia por tecnología [PJ] (Medio);
Total de emisiones anuales vinculadas al consumo de energía en Bolivia
[MtCO
2
e] (Abajo).
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Anexo 5 – Resultados de simulación del escenario CTI (derecha) en
comparación con los resultados de BAU (izquierda) para el período 2014-2055.
Figura 5. Consumo total de energía en Bolivia por combustible [PJ] (Arriba);
Mix de generación de energía eléctrica en Bolivia por tecnología [PJ] (Medio);
Total de emisiones anuales vinculadas al consumo de energía en Bolivia
[MtCO
2
e] (Abajo).
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Anexo 6 – Resultados de simulación del escenario MP (derecha) en
comparación con los resultados de BAU (izquierda) para el período 2014-
2055.
Figura 6. Consumo total de energía en Bolivia por combustible [PJ] (Arriba);
Mix de generación de energía eléctrica en Bolivia por tecnología [PJ] (Medio);
Total de emisiones anuales vinculadas al consumo de energía en Bolivia
[MtCO
2
e] (Abajo).
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Anexo 7 – Resultados de simulación del escenario NC (derecha) comparados
con los resultados de BAU (izquierda) para el período 2014-2055.
Figura 7. Consumo total de energía en Bolivia por combustible [PJ] (Arriba);
Mix de generación de energía eléctrica en Bolivia por tecnología [PJ] (Medio);
Total de emisiones anuales vinculadas al consumo de energía en Bolivia
[MtCO
2
e] (Abajo).
