jueves, 15 de noviembre de 2018

Conoce los detalles de la corrupción de la "Misión Revolución Energética" de Hugo Chávez y sus nefastas consecuencias para Venezuela

Un informe elaborado por la Corporación Eléctrica Nacional corrobora las advertencias que sobre la Misión Revolución Energética formuló la Comisión Mixta de la Asamblea Nacional que analizó la crisis eléctrica del país en su informe final, en el que se alertan sobreprecios y obsolescencia de la tecnología contratada para aumentar la potencia eléctrica.

Por Maibort Petit
@maibortpetit

Aunque abarca solamente parte del periodo de vigencia de la Misión Revolución Energética, pues se circunscribe al año 2011 y a las obras implementadas en ese entonces a través de las dos actividades bandera del citado programa gubernamental —generación distribuida y sustitución de bombillos incandescentes por ahorradores— un informe elaborado por la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec) llegado a nuestra mesa de redacción, ejemplifica todas y cada una de las advertencias y observaciones formuladas por la Asamblea Nacional en su reporte sobre la crisis eléctrica venezolana.
Los parlamentarios alertaron que la MRE recurrió a una tecnología obsoleta para incrementar la potencia eléctrica del país, la cual solamente es usada como un mecanismo de emergencia y por lapsos muy cortos.

Igualmente denuncian los sobreprecios y la intermediación cubana que poco o nada significó un beneficio para el país sumido en la crisis eléctrica más grave de yoda su historia.

La advertencia parlamentaria

El informe final de la Comisión mixta de la Asamblea Nacional para el estudio de la crisis eléctrica en el país[1] hace referencia a la Misión Revolución Energética y a los contratos suscritos por el estado venezolano la Unión Eléctrica de Cuba a través del Convenio Integral Cuba Venezuela suscrito en el año 2000 por los gobiernos de Hugo Chávez y Fidel Castro basados en la experiencia de la Misión Revolución Energética de Cuba desarrollada en la isla antillana.

Se recuerda que la misión Revolución Energética venezolana tuvo inicio el 17 de noviembre de 2006 y fue ejecutada por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo con financiamiento de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), habiéndose invertido en la misma hasta el año 2015 la cantidad de USD 6.323 millones.

La AN refiere que la citada misión comprendía, por un lado, la instalación de generación distribuida hasta alcanzar los 1.008 MW en 2015 y, por el otro, el programa de sustitución de bombillos incandescentes por ahorradores, habiéndose cambiado entre los años 2006 y 2015, 180.2 millones de bombillos ahorradores. Subrayó la comisión parlamentaria, que aparte de estas dos actividades no se conocen de otros programas o inversiones adicionales en el contexto de la referida misión.

Destaca la AN que hasta el año 2009 la inversión en estos programas alcanzaba un total de USD 1.348 millones que permitieron cubrir la compra de 129,2 millones de bombillos ahorradores y el pago de las programas de formación y las asesorías técnicas en eficiencia energética al gobierno de Cuba, pero advierten que entre 2010 y 2014 se invirtieron USD 4.975 millones adicionales sin que se haya rendido cuenta ni se haya explicado el destino de dicha inversión. Indican que la Memoria y Cuenta del Ministerio de Petróleo y Minería de 2015, informó que la misión Revolución Energética aportó USD 141 millones al proyecto Tocoma.

Las observaciones parlamentarias a los programas de la MRE

Apunta la comisión mixta de la AN que el parque de generación distribuida lo constituyen motores de combustión interna, cuya vida útil es limitada, destinándose por lo general para aportar potencia por cortos periodos de entre 12 y 24 horas y, por ello, su factor de carga no supera el 30 por ciento.

Tal y como se puede observar en los detalles de las plantas instaladas que presentamos en estas páginas, el parque de generación distribuida lo constituyen equipos fabricados en Europa, tales como Scania (Suecia), MTU (Alemania), Guascor (España), SDMO (Francia), Volvo (Suecia), Cymasa (Suecia).

Es de hacer notar que la generación distribuida no fue una novedad de la MRE, pues antes de la instauración de esta en el país existían ya unos 284 MW instalados con el mismo tipo de tecnología. La comisión alerta, que el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo en sus anuarios informa que dichos equipos han venido bajando su disponibilidad. Así, en 2010, un total de 842 MW de generación se encontraban disponibles de los 1.077 MW instalados en el país, siendo que cinco años después, en 2015, la capacidad total instalada subió a 1.293 MW de los cuales solamente se encontraban disponibles unos 300 MW, es decir 23 por ciento.

Agregaron los parlamentarios que el desempeño de estos generadores merma con el tiempo pues los equipos se hacen obsoletos, a lo que se suma la falta de mantenimiento y la complicada logística del transporte y acceso al combustible líquido que complican su funcionamiento.

Precisó la comisión parlamentaria que el Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PDSEN) 2005-2024 no preveía la instalación de generación distribuida como parte de la estrategia de expansión de generación del país.

Otro aspecto destacado por la AN es que la procura de los bombillos ahorradores no la llevó a cabo directamente PDVSA con los fabricantes, sino que la Unión Eléctrica de Cuba sirvió como intermediaria. Tampoco la petrolera negoció directamente con las empresas europeas los equipos para la generación distribuida, sino que como en el caso anterior, la empresa cubana fue intermediaria.

No se conoce tampoco cuánto fue la inversión del gobierno venezolano en las asesorías y formación realizadas por Cuba en el ámbito de la eficiencia energética, pero “siendo las actividades de asesoría y docencia soportadas por el pago de honorarios profesionales, y teniendo en cuenta la magnitud de las inversiones realizadas, se considera que dichas actividades deberían haber tenido un impacto marginal en la inversión total”. Agregan que al haber sido voluntario el programa de sustitución de bombillos, “no debieron existir desembolsos en divisas para este tipo de actividades”.

Los diputados pasan entonces a analizar los costos y presuponen que cada bombillo ahorrador haya tenido un costo de USD 4 por unidad y un costo referencial de acuerdo con el PDSEN de USD 800 por kW instalado en equipos de generación, el valor de reemplazo de los 182 millones de bombillos ahorros adquiridos debió estar por el orden de los USD 720 millones y el valor de reemplazo de los 1.008 MW instalados en generación debió estar en el orden de USD 805 millones, para un total de USD 1.525 millones, lo que refleja una diferencia no justificada entre los USD 6.323 millones informados y los USD 1.525 millones calculados por la comisión mixta  equivalente a USD 4.797 millones para el lapso comprendido entre 2006-2015.

Concluyen los diputados que el costo unitario pagado por cada bombillo ahorrador estuvo en el orden de USD 10 la unidad y el costo de instalación en generación distribuida estimado fue de orden de USD 4.400  por kWe, es decir 5.5 veces (446 por ciento) el valor referencial suministrado por el PDSEN 2005-2024 (USD 800 por kWe).

La otra hipótesis de la AN supone que los precios de los equipos se ajustan a los costos referenciales y las asesorías y programas de formación costaron USD 4.797 millones.

Otro escenario manejado por la comisión mixta supone una combinación de las dos hipótesis, es decir, sobreprecios en los costos de los equipos y bombillos y en los costos de las asesorías cubanas.
Para el momento de la elaboración del informe de la Asamblea Nacional, es decir en 2016, solamente estaban disponibles y en servicio 300 MW de los 1.300 MW originalmente instalados (1.008 MW en la misión Revolución Energética y 292 MW instalados por Corpoelec y las exoperadoras). La disponibilidad de los equipos cayó de 78 por ciento en 2010 a 23 por ciento en 2015, subrayando que no se conocen las causas de la indisponibilidad, presumiéndose dificultades en el acceso al combustible, falta de mantenimiento, la sobreutilización y obsolescencia de los equipos.

Concluye la AN que el proyecto Revolución Energética permitió instalar 1.007 MW en generación distribuida cuya disponibilidad al 2016 no supera el 23 por ciento y se compraron 180 millones de bombillos ahorradores, lo que supuso un gasto de USD 6.323 millones, aun cuando el costo de referencia era de USD 1.525 millones, observándose una diferencia no justificada de USD 4.797 millones para el lapso comprendido entre 2006 y 2015, una sobreinversión respecto a lo previsto en el PDSEN que debe ser explicada por el gobierno y, específicamente, por Corpoelec.

La comisión mixta parlamentaria recomendó que la Comisión de Contraloría de la Asamblea Nacional y la Contraloría y Fiscalía General de la República, abrieran una investigación para determinar las responsabilidades a que hubiere lugar.

Corpoelec reflejaba la situación en 2011

Un documento de la Corporación Eléctrica Nacional, Corpoelec, denominado Misión Revolución Energética en nuestro poder, refleja la situación del sector al 28 de enero de 2011.

Se hace referencia a la instalación de 1 mil MW de generación distribuida con base a electrógenos (motor diésel-generador) para suministrar potencia al sistema interconectado nacional que permitirían atender el crecimiento de la demanda y mejorar la calidad y confiabilidad del servicio de energía eléctrica en Venezuela.

El proyecto tuvo como fecha de inicio el 16 de noviembre de 2006, la misma del lanzamiento de la llamada Misión Revolución Energética, cuyo período de ejecución sería entre 2006 y 2010, con una inversión de total de USD 1.065 millones del convenio Cuba-Venezuela.

Se indica un avance financiero de USD 852, los cuales fueron pagados el 80 por ciento del monto del convenio.

Igualmente se cita un fondo asignado a la Electricidad de Caracas (EDC) para la instalación de, operación y mantenimiento de grupos electrógenos proveniente de PDVSA-Fonden-Bandes-BCV, equivalente a Bs. 1.054 millones.

Para diciembre de 2010, la ejecución del monto asignado a la EDC era de Bs. 921,12 millones, mientras que el avance físico de las obras era de 91,7 por ciento.

Además del Convenio Cuba-Venezuela estaba prevista la adquisición de grupos electrógenos por 158 MW (95 MW contratados y 63 MW por contratar suministro de grupos) de los cuales, al 28 de noviembre de 2011 habían instalados 1.083 MW, lo que brindaba beneficios a 1.282.859 personas.

Estaban incluidos 112 MW de plantas entregadas en Venezuela en Amazonas, Pariaguán, VTV, Apure, Arismendi, Tinacos, Nueva Esparta y Macuro.

Entretanto, en Bolivia se habían entregado plantas de emergencia que generaban 4,8 MW; en Nicaragua se habían instalado 60,4 MW.

En  Venezuela se habían entregado plantas de emergencia que generaban 34,9 MW, habiéndose incorporado durante la emergencia eléctrica 471 MW al Sistema Eléctrico Nacional a través de un total de 33 proyectos, quedando por instalar a la fecha, 75 MW y siendo el total de la energía eléctrica entregada a diciembre 2010, de 2.653,83 GWh.

Instalación de generación distribuida

Asimismo, un gráfico que hace referencia a la instalación de generación distribuida a la fecha (2011) de 67 emplazamientos, encontrándose en ejecución, en el periodo comprendido entre diciembre de 2010 y diciembre de 2011, 17 emplazamientos.

Se indica en dicho gráfico, que la potencia instalada era de 1.083 MW, correspondiendo 289 MW al periodo de gestión de la Fundación para el Desarrollo del Servicio Eléctrico (FUNDELEC) —ente adscrito al Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica— entre enero de 2007 y junio de 2008.

A la gestión de la EDC, entretanto, correspondió la instalación de 794 MW entre junio de 2008 y junio 2011.

Los siguientes mapas dan cuenta de la ubicación de la generación distribuida, de la generación distribuida en servicio y de la generación distribuida en ejecución para la fecha:



Emplazamientos por inaugurar y operación temprana

A continuación se hace referencia a cada uno de los emplazamientos, sus características, alcance y estado.


Planta de generación distribuida Caripe: Aquí el objetivo era aumentar la generación en el estado Monagas en 8 MW, lo que permitiría aumentar el suministro de energía eléctrica a la red y así “mejorar la calidad, confiabilidad y flexibilidad del servicio”.

La ejecución fue del 20 de septiembre de 2009 al 3 de marzo de 2010.

Se buscaba instalar una planta de generación eléctrica con diez motores diésel de tecnología Guascor, de 8 MW de potencia nominal que operaría en modo de red entregando una potencia efectiva de 6 MW.

La conexión iba desde la subestación Caripe que tiene dos transformadores de potencia de 5 MVA con un F.U. de 72,1 por ciento y 64,46 por ciento para cada transformador que permiten atender cuatro circuitos divididos en dos pórticos, a saber, Caripe, Periquito, San Agustín y El Guácharo.

La ejecución de la obra estaba a cargo de la C.A. Electricidad de Caracas, a un costo estimado de Bs. 17,83 millones.

Unas 10 500 personas se beneficiarían de la obra.

Planta de generación distribuida Los Pijiguaos: El objetivo era incrementar la generación en el estado Bolívar en 15,1 MW, una obra que se habría ejecutado del 12 de octubre de 2009 al 9 de marzo de 2010.

La planta, conformada por ocho motores diésel de 2.360 kVA cada uno, de tecnología MTU para un total 15,1 MW que operaría en forma de red para entregar una potencia efectiva de 12,8 MW.

La conexión comprende desde la subestación Los Pijiguaos que consta de dos transformadores de potencia de 20 MVA para atender 8 circuitos.

El ente ejecutor fue EDC a un costo estimado de Bs. 17,82 millones.

Planta de generación distribuida Caicara de Maturín: Con esta planta se buscaba incrementar la potencia en 8 MW en el estado Monnagas.

El periodo de ejecución fue del 12 de agosto de 2009 al 30 de marzo de 2010.

Con la instalación e interconexión al sistema eléctrico nacional de esta planta de generación de energía eléctrica con diez motores diésel de tecnología Guascor, de 8 MW, que operarían en modo red, se incorporaban una potencia efectiva de 6 MW.

La planta se conectaba mediante subestación Caicara la cual posee dos transformadores de potencia de 5 MVA cada uno con un F.U. de 109,34 por ciento para atender tres circuitos: Caicara, Viento Fresco y San Félix.

La obra fue ejecutada por EDC a un costo de Bs. 14,88 millones.

10.334 habitantes de la zona se beneficiaron con esta obra.

Planta de generación distribuida Yaguaraparo: La incorporación de esta planta permitía incrementar la potencia en el estado Sucre en 8 MW.

Se ejecutó entre el 12 de septiembre de 2009 y el 19 de abril de 2010.

La obra permitió la incorporación al sistema eléctrico nacional de una planta de generación de energía eléctrica con diez motores diésel de tecnología Guascor, de 8 MW, el cual operarían en modo red, entregando una potencia efectiva de 6 MW.

La conexión se daba a través de la subestación Yaguaraparo la cual posee un transformador de potencia de 10 MVA y atiende tres circuitos.

La obra fue responsabilidad de la C.A. Electricidad de Caracas a un costo de Bs. 17,42 millones.

Esta planta beneficiaría a 8.880 familias.

Planta de generación distribuida Carúpano: Esta planta permitía el incremento de la potencia en 8 MW en el estado Sucre, permitiendo un aumento en el suministro de energía eléctrica a la red.

Se ejecutó del 8 de agosto de 2009 al 21 de abril de 2010.

Esta planta de con diez motores diésel de tecnología Guascor operando en modo de red permitía entregar una potencia efectiva de 6 MW.

La conexión se daba a través de la subestación Carúpano que posee dos transformadores de 20 MVA de potencia y atiende ocho circuitos.

La EDC se encargó de la obra a un costo de Bs. 14,71 millones beneficiando a 8.880 familias.

Planta de generación distribuida Monay: Con ella se incrementaría la potencia en el estado Trujillo en 29,5 MW.

Se ejecutó del 21 de octubre de 2009 al 20 de mayo de 2010.

Esta planta con ocho motores diésel de tecnología MTU y 36 motores diésel de tecnología Scania, de 29.5 MW, operando en modo red, entregaría una potencia efectiva de 23,6 MW.

Se conecta era a través de la subestación Cemento Andino construida para dar salida a la potencia de esta planta de generación.

La responsable de ejecutar la obra fue la EDC a un costo de Bs. 66,38 millones.

Esta planta brindaba beneficio a 34.928 habitantes de los municipios Candelaria, Carache, J.F. Márquez, Cañizales y parte del municipio Pampán.

Planta de generación distribuida Ciudad Bolivia: LA obra permitiría incrementar la potencia en el estado Barinas en 25,92 MW.

Esta obra se ejecutó del 1° de marzo de 2010 al 25 de mayo de 2010 estando conformada por 70 motores diésel de tecnología Scania, para un total de 25,92 MW de potencia nominal que, operando en modo red, entregaría una potencia efectiva de 20,736 MW.

Los trabajos los llevó a cabo la EDC a un costo de Bs. 27,96 millones.

En la población de Ciudad Bolivia y sectores aledaños se vieron beneficiadas 30.690 familias.

Planta de generación distribuida Cumanacoa: Su puesta en servicio aumentaría la potencia en el estado Sucre en 8 MW.

Se ejecutó del 15 de noviembre de 2009 al 30 de mayo de 2010, permitiendo incorporar al SEN una planta de generación de energía eléctrica con diez motores diésel de tecnología Guascor de 8 MW que operando en modo red entregaría una potencia efectiva de 6 MW.

La conexión se daba a través de la subestación Cumanacoa la cual posee un transformador de potencia de 10 MVA y atiende tres circuitos.

La obra estuvo a cargo de PDVSA y Alba Bolivariana a un costo de Bs. 17,42 millones.

Con estos trabajaron se vieron beneficiadas 8.880 familias en Cumanacoa y sectores aledaños.

Planta de generación distribuida Elorza: La cual permitiría incrementar la potencia en 5,76 MW en el estado Apure, aumentando el suministro de energía eléctrica a la red, mejorando la calidad, confiabilidad y flexibilidad del servicio eléctrico.

Se ejecutó entre el 1° de febrero de 2010 y el 30 de mayo 2010 y constó de 16 motores diésel de tecnología Scania de 5,76 MW, operando en modo red para entregar una potencia efectiva de 4,6MW.

La conexión era a través de la subestación Elorza que tiene un transformador de potencia de 3 MVA y atiende dos circuitos, a saber, Elorza y La trinidad.

Los trabajos los llevó a cabo la EDC a un costo de Bs. 13,06 millones para beneficio de 6.393 familias de Elorza y zonas aledañas.

Planta de generación distribuida La Tendida: Con esta planta se incrementó la potencia en 15,1 MW en el estado Táchira.

Se ejecutó del 1° de abril de 2009 al 15 de junio de 2010.

Esta planta constó de ocho motores diésel de tecnología MTU, de 15,1 MW que operando en modo red, entrega una potencia efectiva de 12 MW.

La conexión es través de la subestación Boconó.

Los trabajos estuvieron a cargo de la Unión Eléctrica Cuba y la C.A La Electricidad de Caracas.

No se informa el costo de la obra que supuestamente beneficiaría a 16.765 habitantes de los municipios Samuel Darío Maldonado, Panamericano y Simón Rodríguez.

Planta de generación distribuida La Concepción: Con ella se incrementaría la potencia en el estado Trujillo en 15,1 MW.

Se ejecutó entre el 1° de abril de 2009 y el 30 de junio de 2010.

Con esta planta se incorporaron al SEN ocho motores diésel de tecnología MTU, de 15,1 MW, operando en modo red, para entregar una potencia efectiva de 12 MW.

Se conecta a través de la subestación La Concepción.

Estuvo ejecutada por la Unión Eléctrica Cuba y la C.A La Electricidad de Caracas.

No hay información del costo.

La obra beneficiaría a 16.765 habitantes de los municipios Pampán, Candelaria y Carache.

Planta de generación distribuida Cojoro: Incrementó la potencia en 1,44 MW en el estado Zulia, permitiendo suministrar energía eléctrica a la población de Cojoro.

Se ejecutó del 1° de febrero de 2010 al 9 de julio de 2010.

La planta estaba conformada por 4 motores diésel de 450 kVA cada uno, de tecnología Scania, para un total de 1,44 MW que, operando en modo Isla, entregaría una potencia efectiva de 1,15 MW.

La obra estuvo en manos de la C. A La Electricidad de Caracas a un costo de Bs. 8,43 millones para beneficio de la comunidad indígena y otros sectores aledaños de la zona.

Planta de generación distribuida La Y de Cunaviche: Esta planta permitiría incrementar la potencia en 4,32 MW en el estado Apure.

Se ejecutó entre el 1° de febrero de 2010 y el 9 de julio de 2010.

Estaba conformada por 12 motores diésel de 450 kVA cada uno, de tecnología Scania para un total de 4,320 MW que operarían en modo Red, entregando una potencia efectiva de 3,456 MW.

Se conecta a través de la subestación Yagual la cual posee un transformador de potencia de 2,5 MVA y atiende los circuitos Guachara y El Yagual.

La obra fue responsabilidad de la C.A La Electricidad de Caracas y Proyect Consult a un costo de Bs. 16,39 millones.

Los habitantes de Cunaviche y sectores aledaños, aproximadamente a 4.795 familias, se beneficiaron con esta obra.

Planta de generación distribuida Socopo: Obra que incrementó la potencia en 20,36 MW en el estado Barinas y se ejecutó entre el 1° de abril de 2010 y el 25 de agosto de 2010.

Se trata de una planta conformada por 56 motores diésel de tecnología Scania, para un total de 20,36 MW de potencia nominal que operando en modo red, entregaría una potencia efectiva de 16,29 MW.

Estuvo a cargo de la Unión Eléctrica Cuba y la C.A La Electricidad de Caracas a un costo de Bs. 23 millones para beneficio de 22.590 familias de Socopo y sectores aledaños.

Planta de generación distribuida Barrancas: Posibilitó incrementar la potencia en 10,8 MW en el estado Barinas.

Se ejecutó entre el 1° de febrero de 2010 y el 26 de agosto de 2010.

La planta está conformada por 6 motores diésel de 2250 kVA cada uno de tecnología SDMO para un total de 10,8 MW que operando en modo Red entregaría una potencia efectiva de 8,64 MW.

La ejecutó la EDC y SURADEM a un costo de Bs. 17,02 millones.

La obra beneficiaría a 11.988 familias de Barrancas y otros sectores aledaños.

Planta de generación distribuida Libertad: Su puesta en servicio incrementaría la potencia en 12,6 MW en el estado Barinas.

La obra se ejecutó entre el 1° de febrero de 2010 y el 2 de septiembre de 2010 y constó de siete motores diésel de 2250 kVA cada uno de tecnología SDMO para un total de 12,6 MW que operado en modo Red entregaría una potencia efectiva de 10,08 MW.

La obra la ejecutó la  C.A La Electricidad de Caracas y SURADEM a un costo de Bs. 35,28 millones para beneficio de 13.986 familias de la población de Libertad y otros sectores aledaños.

A continuación presentamos un conjunto de cuadros que en el informe que damos cuenta resumen el programa de instalación de 1.000 MW de generación distribuida instalada:








Asimismo, al momento de elaborar el informe estaban en ejecución en este programa de instalación de 1.000 MW de generación distribuida las plantas de Tacuato (Punto Fijo-Falcón), con tecnología Guascor para generar 5,60 MW.

La planta de Arapuey (Arapuey-Mérida), con tecnología Guascor para generar 6,4 MW.

La planta de Espino (Espino-Guárico), con tecnología MTU para generar 5,66 MW.

La planta de La Cañada (Concepción-Zulia), con tecnología MTU para generar 15,10 MW.

Todas estas plantas estaba previsto que fueran concluidas el 30 de marzo de 2011.

También:



En el estado Nueva Esparta estaban en ejecución las plantas en Barbacoas, Cúpira, Tucanizon y los respaldos en tecnología Scania para las plantas de Arismendi, Puerto Nutrias y Mantecal, como se ve a continuación:


Programa de sustitución de bombillos

El documento en nuestras manos igualmente hace referencia a otro programa de la Misión Revolución Energética, el cual consistía en la sustitución de bombillos incandescentes por bombillos ahorradores de energía.

Este programa que tenía como objetivo el control de la demanda y el ahorro de energía mediante el intercambio de bombillos —como apuntamos, ahorradores por incandescentes— comprendía varias fases para su ejecución.

— I Fase residencial: la cual se inició en septiembre de 2006 y finalizó en febrero de 2008, permitiendo la sustitución de 53.165.181 bombillos incandescentes, lo cual representó un ahorro de 1.400 MW.

— II Fase no Residencial: que se extendió de mayo de 2007 a febrero de 2008 y permitió la sustitución de 15.364.793 bombillos incandescentes y un ahorro de 400 MW.

— III Fase de Sostenimiento: de abril de 2008 a septiembre de 2008, periodo en el que se preveía la  instalación de 10.006.596 bombillos ahorradores en todo el país. La meta se superó en 12,9 por ciento y se instalaron 11.300.000 bombillos que significaron un ahorro de 297 MW,

— IV Fase de sustentabilidad: Esta fase fue aprobada por la junta directiva de Corpoelec el 3 de febrero de 2009 fue aprobada por Junta Directiva de CORPOELEC y permitió la instalación de 50 millones de bombillos. La fase tuvo inicio el 21 de septiembre de 2009.

En este programa de sustitución de bombillos significó una inversión de Bs. 204,25 millones para la compra de los bombillos ahorradores, lo cual fue aprobado por la directiva de la estatal eléctrica y, al momento de la elaboración del documento, esperaba por los recursos.

Logística e Instalación

La IV fase tuvo inicio el 21 de septiembre de 2009 se dio inicio a la IV fase del Programa de sustitución de bombillos, con una instalación acelerada de 7,2 millones de bombillos al cierre del año 2009 en los estados más críticos del país.

Se refiere en el informe que durante el año 2009 se requirieron Bs. 345,33 millones para la procura de los 60 millones de bombillos que constituyeron la IV fase del programa y la logística de sustitución.

Se indica que para 2010 se requerirían Bs. 540 millones que permitirían la culminación de la referida IV fase del programa con la sustitución de los 52,8 millones de bombillos restantes. Se advierte que al momento de la redacción del informe se encontraban en el proceso de consecución de los recursos para el año 2010.

Igualmente se previó dictar un conjunto de charlas referidas al uso eficiente de la energía y la disposición final de los bombillos ahorradores, las cuales eran impartidas a los Consejos Comunales y brigadistas.

Lo relevante de  la Fase III

El documento resalta lo más importante de la Fase III del programa, que a criterio de Corpoelec era:

— A la fecha de la elaboración del informe se habían beneficiado, supuestamente, 6 millones de hogares.

— El programa habría significado la no emisión de más de 5 millones de toneladas de CO2.

— Se dispuso de manera ambientalmente segura más de 700.000 bombillos.

De interés en la Fase IV

— Al 28 de enero de 2011 se habían sustituido 49.999.997 bombillos.

— Se atendieron 6.029.364 familias.

— Se retiraron 44.161.030 bombillos de los cuales 12.010.673 eran ahorradores compactos.

— Del total de bombillos retirados el 27 por ciento correspondió a bombillos ahorradores fundidos.

Citas:


[1] Transparencia Venezuela. “Comisión Mixta para el Estudio de la Crisis Eléctrica en el país. Informe final”. https://transparencia.org.ve/wp-content/uploads/2017/02/Informe-CMECEP.pdf

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