Observan insuficientes niveles de Guri para encarar el 2016

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Conocedores de la industria eléctrica señalan que en el período de invierno (mayo-octubre), el embalse de Guri -garante de alrededor del 63% de la energía eléctrica del país- recibe más del 60% del agua en el año. Y a partir de los volúmenes acumulados, se proyecta su administración para el ciclo de verano (noviembre-abril).


El aporte de las lluvias en este año, resultó «ligeramente superior al registrado en 2014», pero insuficiente para recuperar los niveles de esa central hidroeléctrica, ya contraídos desde el año pasado, por la sequía y pocas precipitaciones, señalan Miguel Lara y José Aguilar, especialistas del sector.

El entonces ministro de Energía Eléctrica, Jesse Chacón dijo en noviembre de 2014, que la represa estaba «ocho metros por debajo del nivel que tenía en enero y 6 metros menos de su promedio histórico».

Los analistas advierten que el 23 de septiembre de 2015, la cota del embalse se recuperó hasta alcanzar 261,38 metros sobre el nivel del mar (msnm). Pero, siete días después comenzó una inflexión, una bajada antes de tiempo lo que lo hace vulnerable para los próximos tres trimestres» y el nuevo año.

Según la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec), en su sitio en internet, el 2 de octubre, la cota de Guri se ubicaba en 260,91 msnm, cuando el nivel óptimo es de 270 metros.

Lara y Aguilar sostienen que ya desde 2014, con una hidrología desfavorable y las perspectivas de una prolongada sequía, las autoridades debieron disminuir el uso del embalse».

No obstante, la represa fue «sobreutilizada», al no contar con un parque termoeléctrico fortalecido y operativo, pese a las inversiones estimadas en 38 mil millones de dólares en 5 años. En ese sentido, apuntan, «no se han logrado minimizar los riesgos de incursionar en cotas críticas en 2016».

 

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El presidente de la Comisión Eléctrica del Colegio de Ingenieros de Venezuela (CIV), Winston Cabas precisa que si la capacidad de generación eléctrica instalada en el país, es de 30.980 megavatios (MW) y la demanda máxima nacional de 2014, se situó en 18.595 MW, de acuerdo a cifras oficiales, «debería haber una holgura importante» entre esos indicadores, que evitara la aplicación recurrente de racionamientos.

Indica que al cierre de 2014, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) tenía una capacidad de generación instalada 39% superior a la demanda máxima.

Y de ese total, un 35% (aproximadamente 10.000 MW) no está disponible para producir energía, de allí la activación de Planes de Administración de Carga (PAC) en varios estados.

Actualmente, añade Cabas, Planta Centro (Morón) está inoperativa desde hace más de un mes, afectando el suministro de energía a su área de influencia (Carabobo, Aragua, Cojedes, Portuguesa); Ramón Laguna (Zulia) y Tacoa (Gran Caracas) están disminuidas en sus aportes; mientras que las plantas Antonio José de Sucre y Juan Valdez (Sucre) y la Tamare y Bachaquero (Zulia) se encuentran paralizadas, al igual que Tocoma, la cuarta y última central hidroeléctrica en el Bajo Caroní (Bolívar), a pesar de tener 90% de avance de la obra.

Añade que cerca del 68% de las plantas de Generación Distribuidas (adquiridas en 2010) no está disponible. «El problema no es climático porque son eventos conocidos y perfectamente previsibles. Muchas unidades termoeléctricas no reciben sus mantenimientos programados o carecen de combustibles para producir energía».

Cabas argumenta que a esta situación, se unen otros factores, como la «centralización de la industria eléctrica, el financiamiento deficitario (tarifas congeladas y presupuesto bajo), insuficiente inversión en expansión y mantenimiento y mal manejo del sistema».

El directivo del CIV asegura que en la Memoria y Cuenta del ministerio de Energía Eléctrica de 2014, no se especifica monto alguno de las inversiones realizadas en el sector.

 

Seguimos dependiendo de Guri
En el documento oficial, dice, se informa que el año pasado «se incorporaron solo 278 MW de nueva capacidad de generación y 154 MW en unidades rehabilitadas». En adición, se construyeron 138 kilómetros de líneas de transmisión de 230 kV, 6 kms de líneas de transmisión a 138 kV y 71 kms de líneas de transmisión a 115 kV.

Cabas considera que «pese a que durante los últimos años, la mayor parte de la inversión estuvo dirigida a la instalación de plantas térmicas, el sistema sigue dependiendo de la energía hidroeléctrica, particularmente de los embalses situados sobre el río Caroní».