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Cambio en la matriz energética: el 51% de la energía consumida es renovable

Más energía limpia pero la luz no baja

Tarifa comenzará a bajar hasta en 2023, cuando entre al sistema Tumarín y se pague deuda de US$216 millones con Caruna

Ismael López e Iván Olivares | 1/9/2014
@lopezismael

Nicaragua ha dado un salto en su meta de cambiar la matriz energética. Hace 5 años el 80% de la energía consumida se generaba con derivados del petróleo, pero cuando concluya el 2014, el 51% de la energía será renovable y el país se habrá ahorrado 80 millones de dólares. Sin embargo, este cambio no se ve reflejado en la tarifa de energía eléctrica.

La energía renovable es 20 o 30% más barata que la generada con derivados del petróleo, pero la tarifa energética no se ajusta en la misma proporción, porque los consumidores tienen una deuda de 216 millones de dólares con la Caja Rural Nacional (Caruna), que financió en el 2012 el incremento tarifario, según el director del Instituto Nicaragüense de Energía (INE), David Castillo.

“Por dos años aquí todos los consumidores fuimos subsidiados por alrededor de 200 millones de dólares y eso se está comenzando a pagar. Primero se paga eso y luego se va a poder ver una reducción en la tarifa, yo creo que será en el mediano y largo plazo que podremos ver esa reducción”, dijo Castillo.

A su juicio, cuando entre a funcionar el proyecto hidroeléctrico Tumarín (una inversión de 1,100 millones de dólares, que generará el 35% de la demanda del país cuando se termine de construir en 2019), en “tres o cuatro años se van a pagar esos 200 millones. Estás hablando que traería ahorro de más de 50 millones, que hoy por hoy significarían una reducción automática del 10% de energía”, precisó. “Tenemos que tener la suficiente seriedad y decir: señores esto no fue un subsidio, fue un préstamo que nosotros obtuvimos y hay que pagarlo”, dijo el titular del INE.

Castillo también aduce que la tarifa eléctrica no se reduce porque hace ocho años, cuando el 70% de la energía se generaba con bunker, la demanda del país era de 420 megavatios. “Hoy es de 600 o 620; 200 megavatios más de consumo y el petróleo hace ocho años estaba a US$60 y ahora el bunker está a US$80, y se espera que cierre el año a US$91”, dijo.

“El punto está en que si no hubiéramos avanzado en el cambio de la matriz de un 30% a un 50% de energía renovable, las tarifas no hubieran subido 7 u 8%, sino, 11, 15 o 20%”, adujo Castillo.

El empresario César Zamora expresó que Nicaragua comenzó a ver hacia adentro, a darse cuenta que tenía que generar energía más barata para ser competitivo, por el incremento de los precios internacionales del petróleo.

Nicaragua bien evaluada por el BID

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) ha evaluado a Nicaragua como el tercero de un ranking continental, en el que sólo es superado por Brasil y Chile, como un destino idóneo para invertir en energías renovables.

El país tiene potencial para generar hasta 1500 megavatios de energía geotérmica, extraída del calor de los volcanes. Sin embargo, en 2014 el 17% (unos 105 megavatios) de la energía renovable que el país consuma será geotérmica, según datos del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

El más grande proyecto geotérmico del país es el de San Jacinto Tizate en Malpaisillo, (León). Se trata de una inversión de 350 millones de dólares.

Los parques eólicos suministran energía para el 16% de la población. Todos están ubicados en el istmo de Rivas. Los proyectos Amayo I y II, comenzaron en el 2008 con una inversión de 140 millones de dólares. Generan 63 megavatios de energía.

“Comenzamos nosotros y luego ya tenemos otros tres parques. Está Eolo, Blue Power, y Alba Rivas, que ahora se llama Camilo Ortega (que generan 63 megavatios cada uno)”, dijo Javier Pentzke, Gerente de Planta de Amayo.

Según el MEM, el potencial más grande de Nicaragua en energía renovable está en las hidroeléctricas. Con un potencial de 2000 megavatios, apenas el 10% del consumo del país proviene de hidroeléctricas como Hidropantasma, situada a 250 kilómetros de Managua, en Pantasma, Jinotega.

Hidropantasma comenzó a generar 13 megavatios hace un año. “La inversión total del proyecto es de 43.6 millones de dólares, de los cuales la gran mayoría (US$34 millones), fue financiado por el Banco Centroamericano de Integración Económica y el Banco de la Producción. El resto es de inversionistas privados”, dijo Rodrigo Mántica, gerente de Hidropantasma.

Los ingenios azucareros también están aportando al cambio de la matriz energética. El Monterrosa y el San Antonio, queman el bagazo de caña y generan energía. Aportan el 8% del consumo actual (50 megavatios), pero el potencial de biomasa del país es de 200 megavatios.

“Todos son fondos (e inversiones) privadas. El Estado ha hecho inversiones muy mínimas como (hidroeléctrica) Larreynaga que son 17 megas. Todo lo demás en el campo geotérmico ha sido privado, en el campo eólico privado, y en el campo hidráulico también. Pequeñas hidroeléctricas que están en camino también son privadas”, dijo Castillo.

Plantas obsoletas todavía están en el sistema

Las estadísticas del MEM reflejan que el 49% de la energía que se consume en Nicaragua es generada con plantas que utilizan derivados del petróleo.

“Tenemos varias plantas de generación a base de bunker: está la Planta Nicaragua, que debió salir del sistema hace 15 años. La Planta Managua, que debió salir del sistema hace 20 años, pero las dos siguen generando (ambas son estatales). No hemos podido reconvertir tecnología vieja y obsoleta sino que hemos tenido que vivir con ellas, mucho más de lo debido”, dijo el empresario César Zamora.

Castillo acepta que la Planta Nicaragua debió salir del sistema. “La planta Managua no está siendo despachada. Está como una reserva a la hora de alguna contingencia. En el caso de la Planta Nicaragua, si bien es cierto su eficiencia es muy baja, es una planta que está cobrando muy poco cargo de potencia. Entonces eso compensa un poco su deficiencia térmica. Y está proyectado que salga del sistema en un año y medio”, dijo el director de INE.

Según Castillo, las plantas Nicaragua y Managua estabilizan el sistema. “Y sólo plantas de ese calibre lo pueden compensar. Una planta de ese tipo vale 300 millones de dólares. Se ha hecho un proceso paulatino de buscar alternativas. El próximo año comienza una planta nueva, que lleva un costo de energía muchísimo más barato. Yo diría casi un 20% menos que la Planta Nicaragua, que son unos motores térmicos que ya están en producción y vienen en camino hacia el país y a mediados del 2015 entran a operar”, precisó.

La nueva inversión la hará Alba Generación, que ya opera las plantas Hugo Chávez.

 

Los pequeños también hacen la diferencia

Los pequeños proyectos de energía renovable también están contribuyendo al cambio de la matriz energética. Socorro Sevilla dirige un pequeño proyecto hidroeléctrico de menos de un megavatio en el poblado de Wapí en el Caribe Sur.

“Es una hidroeléctrica que tiene dos años de estar funcionando. Abastece al poblado de Wapí, una parte de los pobladores de El Rama, y le suministramos energía a ENEL para el municipio de El Tortuguero”, dijo Sevilla.

Sevilla relata que la comunidad de Wapí se organizó para tener energía y solicitó apoyo al gobierno. El gobierno estaba impulsando empresas comunitarias. Una parte del capital lo aportaron los socios, la otra parte fue un préstamo con el Banco Produzcamos”, precisó.

US$65 millones en subsidios

Casi 700,000 usuarios consumen energía eléctrica a precio subsidiado, detalló David Castillo, titular del Instituto Nicaragüense de Electricidad, lo que tiene un alto costo para el sistema.

“El subsidio está formalmente definido: cubre a quienes consumen menos de 150 Kv al mes. En este momento, eso representa al 82% de los 810,000 clientes de la distribuidora. Eso cuesta, como mencioné anteriormente, unos US$63 millones a US$65 millones al año, lo que es una carga fiscal muy pesada. También hay unos subsidios que son indirectos (a los asentamientos más pobres, así como a los jubilados) y están dentro de la misma tarifa”, detalló.

Sectores productivos el bombeo y el riego, “gozan de un subsidio a la tarifa. La industria no está subsidiada, pero está en el precio que corresponde, mientras que el comercio y los grandes consumidores domiciliares (los que gastan más de 300 Kv), pagan un precio por encima de la tarifa media, para subsidiar a lo interno al bombeo y al riego”, añadió.

Todo eso ha llevado a que el país tenga una deuda de US$217 millones con Caruna, “que fue el banco que prestó el dinero. El deudor es la tarifa, representada por el INE, pero el deudor es la tarifa, según la ley”, especificó.

Quizás lo bueno de esa deuda es que no crece. “Está estancada. Desde septiembre del año pasado ya no estamos agarrando créditos. La tarifa ha sido autosuficiente estos meses. Si te fijás, desapareció de la factura aquello que decía financiamiento”, recordó.

Un nuevo acuerdo para Tumarín

El 22 de agosto pasado, el gobierno de Daniel Ortega firmó un nuevo acuerdo con las empresas brasileñas a las que se les entregó una concesión para construir la central hidroeléctrica Tumarín, construyendo un embalse que represe las aguas del río Grande de Matagalpa, a la altura del poblado de Apawas.

Luego de firmados los últimos documentos, es de esperarse que la construcción dé inicio en el primer trimestre del 2015, dijo Ortega, pese a que con cada nuevo acuerdo, Centrales Hidroeléctricas de Nicaragua promete que comenzará a construir en noviembre, coincidiendo con el fin del periodo lluvioso.

“Los temas grandes y el marco general que se pueden negociar en una mesa ya están concluidos. Habrá algunos detallitos sobre la marcha, que surgen en todo proyecto, porque no podes preverlo todo, pero básicamente yo diría que está cerrado el tema general del proyecto Tumarín”, explicó David Castillo, titular del INE.

Está previsto que Tumarín posea una capacidad de generación de 253 megavatios de potencia, a US$115 el megavatio. Esa capacidad de generación representará el 35% de la demanda total del país en el 2019, año en que está previsto que comience a funcionar la central hídrica. La construcción tomará unos 4 años, y generará tres mil empleos directos, todo a un costo de US$1,100 millones.

Pneser amplía redes de distribución

Junto con el cambio de la matriz energética, el país también se ha impuesto la meta de ampliar la cobertura. “Hasta el año 2006, creo que la cobertura estaba alrededor de 51%, y siete años después, estamos hablando de una cobertura que supera el 70%. Se espera que de acuerdo a las metas establecidas en nuestro plan de desarrollo, para el año 2020 el 95% de los ciudadanos tenga acceso a electricidad” explicó Castillo.

Clave en ese proceso es el Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (Pneser), a un costo de más de US$400 millones, aportados por diversas entidades financieras internacionales, para ejecutarse en cuatro años.

El Pneser incluye programas de electrificación rural, reforzamiento de subestaciones eléctricas, electrificación rural, ampliaciones de redes, sistemas aislados generación para comunidades grandes, y uso de fuentes no tradicionales como la solar, que se está usando en comunidades que están muy alejadas o dispersas.

“El programa ha sido exitosísimo”, asegura Castillo.

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