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Pequeños generadores son los más perjudicados por caso Campanario y Tierra Amarilla

Apemec Pequeñas generadoras mini hidro sesionan por segunda vez en forma urgente y extraordinaria las bajo el alero de APEMEC, la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas.

Las pequeñas generadoras analizaron pronunciamiento efectuado ayer por la SEC para solucionar el problema de las pequeñas generadoras, y lamentan que la Autoridad sólo se pronunciara por la suspensión de la generadora Campanario y no por la generadora Tierra Amarilla, quien se mantiene con facturas impagas.

A las acciones y estrategias judiciales se suman otras pequeñas generadoras de otras fuentes de energía.

El CDEC-SIC confirmó que recibirá mañana miércoles a APEMEC y a los pequeños generadores que representa, donde se solicitará la aclaración de las diferencias entre los balances provisorios y definitivitos en los cuales fueron perjudicadas las pequeñas generadoras. Como ejemplo, a uno de los pequeños generadores afectados en el balance provisorio elaborado por el CDEC-SIC del mes de julio, se le asignó la venta de su energía en un 34% a Campanario y Tierra Amarilla, y luego cuando se entrega el balance definitivo del mismo mes sobre la misma generadora, aparece que se entregó en venta a Campanario y Tierra Amarilla un 70%, lo que es un claro perjuicio al asignársele más del doble de la venta en este balance. Lo anterior se replica en todas las pequeñas generadoras, ocurriendo lo todo contrario con las grandes generadoras.

Se recomienda a los asociados afectados a agilizar el cobro de sus facturas para participar en un frente judicial común ante la solicitud de quiebra de Campanario.

Adicionalmente, APEMEC solicitará que se forme una comisión investigadora sobre este caso a la Cámara de Diputados.

Asimismo, los pequeños generadores ya han solicitado audiencia por este caso a los Ministros de Energía y Economía, Superintendente de la SEC, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Comisiones de Minería y Energía de las Cámaras alta y baja, entre otros.

Fuente / Apemec

Los cambios legales al sector eléctrico que se analizan tras el caso Campanario

Los cambios legales al sector eléctrico que se analizan tras el caso Campanario

La Tercera La compleja situación que enfrenta Campanario Generación -ligada al fondo Southern Cross (80%) y a Gasco (20%)- se transformó en un hecho inédito en la industria eléctrica nacional. El delicado momento que vive la empresa y su eventual insolvencia podrían derivar en el primer caso de quiebra de una generadora en el principal sistema eléctrico del país, el Interconectado Central (SIC), que atiende al 94% de la población.

Por lo mismo, en el gobierno y en la industria existe preocupación por las consecuencias que la eventual caída de este operador eléctrico tendría para más de una docena de pequeños generadores que le han vendido electricidad. «Sería una muy mala señal en un sector que es clave para el país», advierte Cristián Fierro, gerente general de Chilectra.

A la luz de lo ocurrido, el gobierno no sólo monitorea de cerca el caso, también evalúa medidas más de fondo: introducir cambios a la regulación eléctrica. «Nos interesa la llegada de nuevos actores al mercado para tener máximos niveles de competencia, pero, al mismo tiempo, debemos tener garantías para mantener la seguridad del sistema y la estabilidad de la cadena de pagos», dice Rodrigo Alvarez, ministro de Energía. Para la autoridad, el caso Campanario «es muy complejo e inédito en el SIC, y nos está obligando a evaluar si los actuales instrumentos legales que tenemos son suficientes para responder ante este tipo de contingencias», indica.

Hacia dos grandes frentes apuntarán las modificaciones legales que analiza el Ejecutivo. Uno de los cambios busca otorgar mayores atribuciones a la autoridad para resolver frente a incumplimientos de contrato y ante procedimientos judiciales que enfrenten las eléctricas. La segunda línea de acción apunta a perfeccionar los procesos de licitación de las distribuidoras, exigiendo mayores garantías a las generadoras para cumplir sus compromisos.

El gobierno definió un plazo para darles forma a las iniciativas. «Los cambios se analizarán durante este semestre, para estar en condiciones de implementarlos a partir de 2012», adelanta Alvarez.

En todo caso, en el gobierno aclaran que no están pensando hacer un «traje a la medida» de Campanario, tendiente a solucionar el problema financiero de la eléctrica. Más bien, dicen, los cambios estarán orientados a prevenir situaciones similares en el futuro y a contar con las herramientas necesarias que permitan a la autoridad y al mercado estar mejor preparados para enfrentar este tipo de contingencias.

A nivel privado hay coincidencia en que el mercado eléctrico no será el mismo tras el episodio protagonizado por Campanario. «Efectivamente, habrá un antes y un después», reconoce el ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Bernstein. A juicio del experto, el caso dejará lecciones para ambos lados. «Se tomaron riesgos excesivos por parte de una empresa, al vender un producto (energía) que no tenía y que puso en riesgo la cadena de pagos del mercado eléctrico», dice.

¿El origen del problema? Campanario firmó contratos con CGE y Saesa para suministrar energía desde 2010 hasta 2023, a un precio de entre US$ 104 y US$ 110 por MWh. Como sus unidades producen con diésel y tienen un alto costo de generación (unos US$ 250 MWh), no fueron despachadas y la mayor parte de la energía debió comprarla en el mercado spot, a un costo mucho mayor al previsto en sus análisis.

¿Qué pasa con los contratos que tiene una eléctrica en caso de quiebra o ante un escenario de convenio judicial preventivo? Ambos temas no están resueltos en la legislación eléctrica actual, precisan en el gobierno. En el Ejecutivo explican que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y el Ministerio de Energía no tienen la facultad para decidir cómo se resolverán los contratos de Campanario, mientras se despeja el escenario financiero para la eléctrica. La autoridad, por ejemplo, no puede caducar los acuerdos y relicitarlos inmediatamente, decisión que queda únicamente en terreno de los privados.

En caso de quiebra, tampoco la SEC ni Energía pueden garantizar quién recibe los dineros por pago por potencia. «Hoy no está estipulado en ninguna parte qué hacer cuando una generadora no puede cumplir con sus contratos, quién se hace cargo de ellos y cómo se garantiza el suministro a los clientes regulados. Es un terreno donde la autoridad no tiene la capacidad para imponer claramente su decisión. Hay que entrar a interpretaciones de la normativa en un sector donde es clave que sigan desarrollándose los contratos y haya continuidad de giro», dice Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la CNE.

La idea del Ejecutivo es reforzar las atribuciones de la SEC y de la cartera de Energía para regular mejor los procedimientos judiciales.

«La CNE debería tener más atribuciones para intervenir antes de la crisis, anulando el contrato y sacando nuevas bases de licitación», afirma María Isabel González, ex titular de la CNE.

En la mira de Energía también está perfeccionar las licitaciones de suministro de las distribuidoras, a través de dos vías principales.

Una apunta a exigir mayores garantías a las empresas que compitan en las licitaciones. «Si un generador quiere tomar más riesgos, debiera estar dispuesto también a entregar más garantías respecto de su funcionamiento», dice el académico de la UC Hugh Rudnick.

Una de las opciones que baraja la autoridad es exigir a la generadora garantías tanto de naturaleza económica y financiera, como de funcionamiento de su modelo de negocios, que permita transparentar su sistema de pagos, proyectar sus gastos, sus ingresos y evaluar los riesgos potenciales. Esto, porque «los modelos de negocios pueden tener consecuencias en la seguridad del sistema», señalan en el gobierno.

«Hoy se piden boletas de garantía, pero no son suficientes para garantizar el cumplimiento de los contratos», dice Blanlot.

Según María Isabel González, debería exigirse a las empresas no sólo la clasificación de riesgo financiero, también la de riesgo de mercado eléctrico, auditada por consultores calificados elegidos de una nómina patrocinada por la CNE.

Bernstein cree que una opción es incorporar como requisito que el costo variable de la eléctrica que ofrece la energía le permita cumplir con el precio del contrato. «Si el costo variable de producir con petróleo es US$ 200 por MWh y una empresa ofrece un contrato a US$ 100 MWh, habrá que tener un mecanismo para verificar si esa generadora podrá cumplir el contrato por el tiempo que dura, no sólo cuando entra en operación», dice.

Otra condición, agrega Rudnick, debería ser priorizar la tecnología que sea más competitiva. «Hoy, las licitaciones se adjudican en base al menor precio, sin importar de dónde provenga la energía, pero tal vez habría que establecer un modelo para que una distribuidora seleccionara sobre la base de la tecnología de generación que es más eficiente y que puede ser efectivamente despachada al sistema», dice.

Para Juan Cembrano, quien representa a los clientes libres (grandes empresas) en el directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, que coordina la operación del sistema eléctrico, exigir mayores garantías a los oferentes «ciertamente hubiera impedido o limitado los efectos del problema actual».

El gobierno también ve necesario ampliar los plazos previos al inicio del suministro licitado, «de modo que los oferentes puedan desarrollar proyectos de generación eficientes y competitivos», dice Alvarez.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, explica que hoy los suministros eléctricos se licitan tres años antes de comenzar el abastecimiento. «Los proyectos no alcanzan a desarrollarse en ese tiempo. Ampliarlo a cinco años es un plazo razonable, porque les da oportunidad a que entren nuevos actores con una oferta eficiente de energía y centrales de base (hidroeléctricas o termoeléctricas)», indica.

La principal lección tras Campanario, acota Fierro, es que se debe licitar en forma anticipada, «para hacerlo en condiciones de competencia y sin escasez de oferta».

A juicio de Cembrano, es indispensable que la autoridad corrija a la baja el precio de la potencia, «reconociendo que los costos de inversión reales en equipos de punta son menores que los reflejados en el precio, por cuanto ha incentivado la instalación de equipos diésel en desmedro de centrales de base».

Los pasos que vienen para la eléctrica de Southern Cross

Los próximos 90 días serán clave para el futuro de Campanario Generación. En este tiempo, el fondo de inversiones Southern Cross deberá lograr la aprobación por parte de sus acreedores, principalmente empresas eléctricas y la banca, del convenio judicial preventivo presentado la semana pasada. Fuentes del mercado señalan que el fondo de inversión quiere resolver el tema lo antes posible, por lo que el proceso no debería tomar más de dos meses.

Según señala el convenio presentado ante la Corte de Apelaciones, y que recayó en el 24° Juzgado Civil de Santiago, este cuenta con la venia del 50% de los acreedores. Sin embargo, ese apoyo no se habría acreditado aún y la empresa todavía negocia el respaldo con acreedores bancarios. El tribunal deberá citar a junta de acreedores para que estos voten la aceptación del convenio. Según la ley de quiebras, para ser aplicable, este debe contar con el voto favorable de al menos 2/3 de los acreedores que representen el 75% de las deudas.

En caso de que el convenio sea rechazado, Campanario caerá en quiebra. En paralelo, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) deberá resolver la petición realizada por el CDEC-SIC de evitar que la eléctrica siga realizando retiros de energía en el sistema, a fin de evitar que su deuda con las generadoras se siga incrementando. En el gobierno señalan que este punto es prioritario para el regulador y que el interés de la autoridad es resolverlo en el corto plazo.

Uno de los aspectos relevantes a definir por estos días es qué empresa se hará cargo de los contratos que mantiene Campanario con las distribuidoras Saesa y CGE Distribución. Fuentes del sector eléctrico indicaron que Endesa estaría disponible para «servir los compromisos de Campanario», pero, señalan, la eléctrica estaría dispuesta a tomar sólo una parte de esos contratos. El resto debería repartirse entre otros grandes actores de la industria, aseguran ejecutivos. Una opción que se estudia en el gobierno es «socializar» los contratos de Campanario entre todas las generadoras del sistema eléctrico para lograr que el suministro siga abasteciéndose, a través de una resolución ministerial que podría dictar el Ministerio de Energía.

En la década pasada, producto de que distribuidoras se quedaron sin contratos se aplicó una norma similar que se conoció como la RM 88.

Origen del problema

Contratos

En 2009, Campanario Generación -ligada a Southern Cross (80%) y a Gasco (20%)- firmó contratos de suministro con las distribuidoras CGE y Saesa, para abastecerlas de energía por 200 MW. Los contratos, que vencen en 2023, fueron suscritos a un precio de entre US$ 104 y US$ 110 por MWh.

Modelo de negocios

Como sus unidades producen con diésel y tienen un alto costo de generación -se calcula en unos US$ 250 MWh-, la energía que tenía comprometida Campanario debió comprarla en el mercado spot a otros generadores, pagando el costo marginal del sistema.

Escenario imprevisto

Pero Campanario no previó que el costo marginal iba a situarse en gran parte de 2011 sobre los US$ 200 el MWh. Los escenarios previstos estaban por bajo esa cifra. La diferencia la ha tenido que «absorber» la empresa, que dejó de pagar a quienes le vendieron la energía.

Situación Financiera

Se estima que Campanario mantiene facturas impagas por compras de energía con 53 generadoras y transmisoras, lo que supone una deuda que rondaría los US$ 70 millones.

Aporte

La eléctrica tiene una capacidad instalada de 240 MW, lo cual representa cerca de un 2% de la capacidad instalada que actualmente tiene el Sistema Interconectado Central (SIC), que va desde Taltal a Chiloé.

Fuente / La Tercera

Pymes eléctricas: Crisis de Campanario y Tierra Amarilla afecta a energías renovables

Pymes eléctricas: Crisis de Campanario y Tierra Amarilla afecta a energías renovables

La Tercera La Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) solicitará una reunión con el gobierno y las comisiones de Energía del Congreso para que conozcan el difícil escenario del sector frente a los incumplimientos de pago de las empresas eléctricas Campanario y Tierra Amarilla.

A juicio del presidente de la entidad, Pedro Matthei, la situación que se produce representa un problema para el futuro de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), debido a que varios de estos proyectos, que tienen como fuente a las mini hidroléctricas, se encuentran con facturas impagas desde mayo.

Matthei señala que la realidad del sector se empeora pues las mini-hidro son “obligadas a seguir vendiendo a Campanario y Tierra Amarilla en estas condiciones, lo que los tiene en una difícil condición para financiar sus obligaciones y proyectos futuros”.

REUNIONES

“Pediremos a la autoridad del sector que tome inmediatas cartas en el asunto, de modo de generar una rápida reacción, pues no quisiéramos que esta situación afecte al sector minihidro, ni mucho menos amenace el desarrollo del sector ERNC”, precisa.

Por tal motivo, la Apemec convocó a todos los afectados del sector mini hidro por los incumplimientos de Campanario y Tierra Amarilla con el objetivo de buscar una solución conjunta para enfrentar la situación.

En la primera reunión, sostenida el jueves pasado, 10 centrales mini hidro que representan más de 90 megawatts acordaron un plan de acción, en que coordinarán sus derechos como acreedores, además de estudiar la quiebra de Campanario y Tierra Amarilla.

CRÍTICAS

La asociación rechazó el modo en que se ha manejado la actual crisis. “Se ha hecho durante estos últimos años, un gran esfuerzo en nuestro país por diversificar la matriz energética con energías limpias y renovables, y lo que ha ocurrido en este caso es que las pequeñas empresas salimos perjudicadas”, afirma Carlos Carmona de la empresa Hidroeléctrica Dongo.

Alvaro Flaño, Director de Apemec explica que “se ha creado un nuevo sector en la economía donde hemos entrado como actores y el sistema no ha sido justo con nosotros en su forma de distribuir la energía a través del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), perteneciente al Sistema Interconectado Central (SIC)”

“Una no cobranza de las facturas pendientes puede llevar a la quiebra a varias de estas mini centrales que se encuentran con compromisos bancarios fuertes pendientes de pago, con el agravante de que las entregas que se están haciendo durante el mes de agosto también están siendo retiradas por estas centrales fallidas”, añade.

Fuente / La Tercera

Plataforma Energética propone alternativas para encarar crisis

ANF La emergencia que atraviesa el país por la actual crisis energética puede ser encarada a través de la implantación del horario continuo en el sector público junto a la eliminación de la subvención en la tarifa eléctrica a las grandes empresas no reguladas.

El criterio corresponde a la Plataforma Energética del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA), en un análisis de la evolución de los últimos cinco años en el consumo de energía eléctrica en Bolivia, además, identifica problemas estructurales como causales de la actual situación.

Juan Carlos Guzmán, coordinador de la Plataforma afirma que el estudio realizado por el CEDLA revisa la evolución del sector energético de los últimos cinco años, donde analiza el contexto relacionado a las causas estructurales de la actual emergencia, que generó apagones de luz en diferentes capitales de departamento.

La evolución del consumo de energía eléctrica desde el 2005, muestra cómo la energía proveniente de fuente térmica, o sea del gas natural, aumentó en cerca de 2.300 gigavatios-hora (GWH) a casi 4.000 GWH el 2011, mientras que la que proviene de las hidroeléctricas disminuyó. De aportar con el 46% de energía eléctrica al Sistema Interconectado Nacional (SIN) hace seis años, ahora, las hidroeléctricas generan sólo el 38%.

“El sector está transitando de una matriz de hidroelectricidad a una de termoelectricidad, y eso es algo estructural, porque después de la entrada del sistema del Takesi, a la Hidroeléctrica Boliviana, parece que no hay más ingresos. Hay varias razones para que eso suceda, y la investigación de la Plataforma del año pasado, ya mostró que con gas subsidiado en 30 dólares por unidad de pies cúbicos, no habrá hidroeléctrica que compita, lo advertía en ese entonces Enrique Gómez”, señala.

En esa línea se orienta la reciente investigación realizada, que concluye que la aplicación del subsidio al gas natural, desincentiva la inversión en hidroelectricidad.

En la investigación de Salinas San Martín, se establece que para no afectar al usuario final con la eliminación del susidio al gas natural, se debe definir a qué sector y en qué nivel de la cadena de consumo debe incidirse.

“Sí se aplica en la fuente de generación, el resultado es uno, sí se aplica al usuario final, el resultado es otro. Pero siempre se ha dicho que aplicar el subsidio a la fuente trae perjuicios, y la investigación demuestra que las empresas grandes no reguladas que toman electricidad de fuente térmica, están tomando electricidad subsidiada”, indica Guzmán.

Como ejemplo cita a la empresa minera San Cristóbal, que además de ser consumidor no regulado, demanda 50 megavatios (MW) de potencia a precios subsidiados, igual electricidad doméstica que consumirían más de 150 mil familias.

La demanda de potencia, que es igual a la energía instantánea, y no al consumo de energía, también aumentó en horas pico-entre las 19:00 a 20:00-, de cerca de 800 MW el 2005 a poco más de 1.100 MW el 2011. La curva proyectada por el Comité Nacional de Despacho de Cargas (CNDC) advierte que hasta octubre habrá el pico más alto de consumo, de 1.083 MW megas. Sin embargo el jueves 18 de agosto ya se alcanzó 1.102 MW.

“La propuesta es que las mineras como San Cristóbal o Inti Raymi, debieran comprar electricidad al precio que comprarían en cualquier parte del mundo. En cambio, el usuario boliviano, la pequeña industria si debiera verse beneficiada con el subsidio”, sostiene.

El déficit en la oferta de energía, según el estudio, recién se produce el 2011, donde en la semana más alta de consumo de agosto apenas se tuvo una reserva superior al 10% (mínimo recomendado) en sólo el 10 por ciento de las horas pico, cuando el 2010, se alcanzó a tener una reserva superior al 10% en el 100% del tiempo de más consumo, por lo que se considera que el hecho de que el generador de ciclo combinado de Guaracachi, no haya comenzado a funcionar el año pasado, fue determinante para la actual crisis.

Fuente / ANF

Atraer inversión al sector eléctrico debe pasar por normas claras

El Diario Frente a los consecuentes cortes de energía eléctrica atribuidas, por el Gobierno, a fallas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y no así por el déficit en las reservas, se hace imposible que el sector industrial pueda asumir la carga de la subvención de la tarifa del servicio.

La declaración le corresponde al presidente de la Cámara Departamental de Industria de Cochabamba, Luis Laredo, quien sostiene que la subvención debe asumirla el Gobierno y las empresas eléctricas que fueron nacionalizadas el pasado año.

Remarcó que si existe la intención del Gobierno de pretender que los industriales asuman parte de esta subvención, ocasionaría el aumento en el costo del productor al consumidor final.
“En estos momentos, donde tenemos problemas en el servicio no podemos hablar de elevación de tarifas para el sector productivo”, dijo.

Consideró que la mejor manera de llamar la inversión privada, es establecer reglas claras, que dé seguridad jurídica al inversor.

“Aún faltan muchas leyes para que tanto el sector extranjero o nacional puedan invertir”, subrayó.

INVERSIÓN

Uno de los problemas para llamar la inversión y ampliar la oferta del servicio en el país, según el viceministro de Desarrollo Energético, Franklin Molina, en declaraciones anteriores, es la subvención a las tarifas eléctricas.

Por su lado el viceministro de Electricidad, Roberto Peredo, en red Unitel, afirmó que es necesario sincerar los precios, pero sin que esto signifique elevación de las tarifas. Empero esta revisión al costo del servicio será establecido en la nueva Ley de Electricidad.

Frente a un panorama complicado en el servicio eléctrico, el Gobierno, está aplicando algunos planes como es ahorro eficiente de la luz, la emisión de un Decreto Supremo (DS) 934 que estable la restricción del servicio en caso de déficit.

La última medida – cambio de huso horario -aún está siendo analizada, considerando que primero se socializará con toda la población antes de aplicarla.

SUBVENCIÓN

Para el investigador y director del Laboratorio de Física de la Atmósfera de la Universidad Mayor de San Andrés, Francesco Zaratti, las raíces estructurales de la actual crisis energética obligan al Gobierno a pensar en medidas de fondo como, por ejemplo, eliminar la subvención del gas a las termoeléctricas, impulsar la generación de energía a través de nuevas plantas hidroeléctricas y otras fuentes renovables.

El investigador tiene la certeza que la crisis eléctrica no llegó por error o porque se hubiera quemado el generador de la planta de Guaracachi, destinado al ciclo combinado y a la generación de 82 megavatios (MW) previsto para el 2009, sino porque existen problemas estructurales en la política eléctrica del país.

“Estamos arrastrando el problema de años, donde se necesitan cambios radicales de políticas y cambios dolorosos a mi criterio. El problema estructural es que la única manera conveniente y económica de generar electricidad con las tarifas actuales es la termoeléctrica, porque el gas es subvencionado (a 1.30 dólares el millar de pie cúbico)”, afirma en una entrevista difundida por el Programa de Investigación Estratégica en Bolivia.

Con este precio del gas, dice el investigador, se puede mantener las tarifas eléctricas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), pero las demás fuentes de electricidad, como la hidroeléctrica o la energía eólica y solar, no pueden competir porque económicamente no son rentables en Bolivia. El resultado es la falta de generación de suficiente oferta de energía, frente a una creciente demanda.

“A mi criterio, es un crimen estar quemando gas a 1,30 dólares, cuando se lo puede vender a Argentina en 8 dólares; el país está perdiendo. Si uno tuviera sólo el gas para producir, pero teniendo energía eólica, solar y sobre todo hidroeléctrica, no se justifica”, afirma.

Recomienda viabilizar desde el Estado, nuevas plantas hidroeléctricas, además de subvencionar la energía solar y eólica a través de incentivos como bonos, créditos y hasta donación internacional interesada en fomentar el reemplazo de la quema de combustibles fósiles por energías renovables.

La mayor tarea del Gobierno es ejecutar proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos que aumenten la oferta eléctrica de más de 1.250 megavatios (MW) con el que se cuenta en la actualidad y que no es suficiente para la demanda creciente.

Hasta el momento se tiene conocimiento de que el Banco Central de Bolivia (BCB) otorgó un financiamiento que asciende a ,2 millones a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) para la construcción de termoeléctricas en la subsidiaria Valle Hermoso, lo que permitirá aumentar la potencia en el SIN de 115MW.

HORARIO CONTINÚO

No obstante, los nuevos proyectos de generación eléctrica requieren de tiempo. Por ejemplo una termoeléctrica tarda por lo menos tres años y una hidroeléctrica cinco.

La única opción para que el SIN no colapse y se registre un apagón total en el país, es reinstaurar el horario continuo, que sería mejor al cambio de huso horario, recomendó Zaratti, según el reporte de ANF.

De acuerdo con los cálculos efectuados y tomando en consideración que la hora pico en el uso de energía eléctrica va desde las 19.00 en adelante, implicaría un ahorro efectivo de entre 20 a 30 megavatios, que significa entre 2 a 3% del consumo total. “Eso no va eliminar ningún apagón”, afirma de manera lapidaria.

“No conozco ningún país en el mundo que esté en la franja tropical y que haya aplicado el cambio de hora en verano, porque la diferencia entre el día y la noche es muy pequeña. Lo más recomendable sería aplicar el horario continuo”, afirma.

Fuente / El Diario