7 de enero 2016
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Nicaragua ahorró unos US$130 millones en el 2015 en compra de combustibles para generar electricidad, de los que una parte deberían aplicarse para hacer una nueva rebaja a la tarifa eléctrica que pagan los consumidores, dijo César Zamora, Presidente de la recién formada Cámara de la Energía de Nicaragua.
Si se aplica el 47% que por Ley debe ir para bajar la tarifa, “eso podría representar ahorros del 11% al 12%”, dijo Mario Montenegro, Secretario de la Cámara, en declaración al segmento ‘Cuentas Claras’ del programa de TV ‘Esta Noche’, que se transmite por Canal 12.
“Nicaragua ahorró el año pasado US$130 millones, que están en caja. El país tiene capacidad para reducir el costo de la tarifa este año. Queremos hacerlo, revisar números con el ente regulador, para generar una propuesta seria”, dijo Zamora. “Aún no tenemos un rango o porcentaje. Primero tenemos que cotejar los números con las autoridades”, insistió.
Según esa misma Ley, el 53% restante debe usarse para abonar a la deuda con Caruna, que era de US$198.6 millones al cierre del 2013, y que en dos años podría reducirse en US$38.8 millones, luego que se le abonaran US$7.1 millones en el 2014, y unos US$31.7 millones en el 2015, según datos oficiales del Instituto Nicaragüense de Energía (INE).
“Estamos de acuerdo en que hay que pagar esa deuda. Hay que abonar la mayor cantidad posible, pero de la otra parte, la que está supuesta a usarse para financiar proyectos sociales, nos parece que sería mejor usarla para reducir pérdidas, por ejemplo”, propuso Zamora.
Aunque las pérdidas técnicas son un elemento ‘natural’ dentro de cualquier sistema de distribución de electricidad, el 21% de la energía generada que se pierde en Nicaragua, supera con creces al promedio centroamericano, que es de 9%.
Zamora detalló que la tarifa le reconoce un 15% de esas pérdidas técnicas a Disnorte-Dissur, pero que la empresa distribuidora tiene que asumir la diferencia. Ese 6% representó unos US$50 millones en el pasado, y bajó hasta US$25 millones en el 2015, a causa del desplome de los precios internacionales de los hidrocarburos.
US$1,200 millones en proyectos
La Cámara –que tardó 12 años en conformarse- se integró este miércoles como miembro pleno del Consejo Superior de la Empresa Privada (Cosep), que llegó así a estar integrado por 23 cámaras. Zamora dijo que tienen 11 socios (3 generadores térmicos, 3 ingenios, 2 geotérmicos, 2 eólicos y 1 hídrico), con inversiones en el país por US$1,200 millones. El número de socios podrían crecer hasta llegar a 15 en las próximas semanas.
Aunque en teoría, las empresas en las que Albanisa tiene participación, (como Alba Vientos y la empresa distribuidora de electricidad, según un ‘secreto’ a voces), podrían integrarse a la Cámara, primero deben demostrar que son empresas totalmente privadas.
Como se sabe, Albanisa es una empresa binacional de propiedad venezolano (51%) – nicaragüense (49%), lo que la dejaría fuera del juego, “aunque pueden presentar su aplicación”, dijeron Zamora y Montenegro.
TSK – Melfosur Internacional (TMI), dueña del 84% de las acciones de Disnorte y Dissur, (el otro 16% es del Estado), también puede aplicar, e igual deberá mostrar quiénes son sus dueños verdaderos, lo que ayudaría a confirmar –o desmentir- las versiones que señalan a Albanisa como uno de los propietarios en la sombra de la empresa distribuidora.
Si este rumor resulta ser cierto, TMI también podrá presentar su aplicación, pero no recibiría el visto bueno para entrar a la Cámara.
Los miembros de la Cámara están a la espera de reunirse con el Gabinete de Energía –lo que podría ocurrir en las próximas dos semanas, según José Adán Aguerri, Presidente del Cosep- para presentar su cartera de proyectos al Ejecutivo, valorada en US$300 millones, para crear instalaciones capaces de generar 250 megavatios.
Los proyectos (hidroeléctricos, eólicos, geotérmicos, y biomasa) tienen el financiamiento asegurado, “porque existe el compromiso de los empresarios de invertir en el país”; bajarían el precio promedio de compra de la distribuidora, o sea que abarataría la energía que se consume en el país, y pueden estar listos entre 18 a 48 meses, explicó Zamora.
Clave para la ejecución de estos proyectos, es lo que ocurra con Tumarín este año. Si el proyecto de capital brasileño finalmente entra a su fase de construcción, ese paquete de proyectos no tiene mayor sentido, porque “Tumarín va a copar la demanda”, dijo Zamora.
Por el contrario, el menor costo (US$300 millones) de instalar esos 250 Mw (vs los 253 Mw de Tumarín, a un precio de US$1,100 millones en casi la misma cantidad de tiempo), parece ofrecer una ventaja comparativa al paquete que la Cámara espera presentar al gobierno antes que termine el mes de enero.
