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jueves, 30 de enero de 2020

Las plantas inconclusas de PDVSA Occidente, la corrupción del régimen es la principal razón

   La crisis eléctrica nacional tiene parte de sus razones en el abandono de los proyectos que se comienzan a llevar a cabo, así como también en lo mal ejecutados que muchas veces estos resultan. He aquí algunos ejemplos.

Por Maibort Petit
@MAIBORTPETIT

    Un informe elaborado en julio de 2016  revela que de los siete proyectos eléctricos llevados a cabo por Petróleos de Venezuela S.A. en el occidente del país desde el año 2004, solamente dos estaban cien por ciento concluidos al momento de redactar el reporte —al menos de acuerdo a la planificación— y los restantes cinco se encontraban paralizados, según refieren fuentes consultadas para la elaboración de esta nota. Sin embargo, el informe en cuestión da cuenta de una tercera unidad concluida al cien por ciento, a saber, la Planta Eléctrica Las Morochas.

   Fuentes ligadas a estos proyectos —consultadas bajo condición de anonimato—  refieren que los dos proyectos concluidos son la Planta San Timoteo I y la Planta Barinas I, únicos que lograron incorporar megavatios al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La primera fue concluida en el año 2013, encontrándose parada desde junio de 2014 por una falla que no se ha logrado definir. A esta unidad se le practicó una inspección boroscópica, un tipo de análisis que solamente se realiza cuando las unidades presentan una falla interna grave en los alabes de la turbina o el turbogenerador.

    La segunda (Barinas I), comenzó a operar en 2014 y se paralizó el 7 de marzo de 2015 por una falla en la bomba de aceite de corriente DC del sistema de lubricación del generador que ocasionó daños mayores en los cojinetes del generador. Nos enteramos que aun cuando esta unidad tenía en teoría una capacidad de generación de 100 MW, en la realidad los registros indican que solamente estuvo disponible con una capacidad de 50 MW, es decir, la mitad de su capacidad.

   Ahora veamos en detalle lo relacionado a cada una de las plantas aquí referidas.

Planta Termoeléctrica de Occidente

   Con esta obra se procuraba instalar dos turbogeneradores de 160 MW cada uno por parte de la empresa Siemens, modelo 501F más Ciclo Combinado para una capacidad nominal de 500 MW lSO en la población de Bachaquero.

  Al momento de realizarse el informe se había terminado el movimiento de tierra, los tanques de agua se encontraban en 89,3 por ciento de ejecución; los tanques diésel al 65 por ciento; las islas de poder ciclo abierto a 38 por ciento y el ciclo cerrado al 11 por ciento.

  De acuerdo al plan, se tenía un 55,1 por ciento de avance físico que en realidad era de 36,7 por ciento, es decir el déficit era de -18,4 por ciento.

   Se hace referencia a que la fecha de inicio fue el 10 de enero de 2004 y la fecha de entrega de la adjudicación estaba programada para febrero de 2016.

   Esta obra tenía un costo para Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) de USD 2.725,69 millones, para la compra de los turbogeneradores se destinaban USD 158,59 millones, para un total de USD 2.884,28 millones, de los cuales se habían cancelado a la fecha del informe USD 1.392,87 millones, existía una deuda de USD 81,61 millones y estaban por ejecutar USD 1.433,22 millones.

  Se indica en el informe que estaba pendientes la cancelación de pagos relacionados con la nacionalización, almacenaje, manejo y liberación de las cargas en la zona primaria de las aduanas, asociados a la mercancía y equipos importados.

  Por el vencimiento del contrato para almacenamiento de equipos en SIDMARA faltaba  abrir nuevos procesos de contratación.
  Se registraba un atraso en los trabajos debido a las constantes lluvias en la zona.
  Era necesario regularizar el flujo de caja necesario para garantizar la ejecución de obras.

  Para la fecha del informe estaban a la espera de aprobación del financiamiento externo por parte de junta directiva para poder a la instalación de 500 MW y las redes de transmisión asociadas.
Turbogenerador Planta Eléctrica Las Morochas

   El objetivo de esta obra era comprar e instalar un turbogenerador de 22,5 MW ISO FT8 Pratt & Whitney que serviría de reemplazo de un turbogenerador LM-9.

   El sistema de combustible para dicha instalación era a gas, requiriéndose 5 MM PCSD.

   Para la fecha de elaboración del informe la unidad se encontraba en operación y finalizadas las obras para la instalación y puesta en marcha.
    La fecha de inicio fue en marzo de 2010 y la fecha de entrega de la adjudicación era para febrero de 2011.

  El reporte informa que la obra según el plan estaba ejecutada al 100 por ciento y que, igualmente, la los trabajos se habían llevado a cabo al 100 por ciento.

Se hace referencia a la contabilización de cargos asociados al adiestramiento y repuestos para un año de operación y a que el activo estaba capitalizado desde 2012.

Planta Eléctrica San Timoteo II

  Este proyecto estaba dirigido a la compra e instalación de dos equipos turbogeneradores de 60 MW ISO cada uno para generar un total de 120 MW ISO.

   A la fecha de elaboración del informe, los equipos mayores habían sido transportados vía lacustre a Bachaquero desde el 7 de noviembre de 2011. La IPC se encontraba pendiente por contratación. Procura y construcción (PyC) estaba revisando la ruta propuesta entre la Planta San Timoteo y la Subestación Moporo.

  Presentaba una situación real negativa debido al reverso de acumulaciones sin la contabilización real a la fecha de USD 1,1 millones por materiales acumulados por Bariven.
   La obra presentaba un avance físico de 12,5 por ciento según el plan, pero en la realidad el avance era de 14,3 por ciento, es decir una diferencia de 1,8 por ciento entre una y otra.

   La fecha de inicio fue el 1° de junio de 2010 y la fecha de entrega de la adjudicación se esperaba para diciembre de 2014.

   El costo del proyecto era para IPC de USD 515,96 millones, USD 65 millones para la compra de los turbogeneradores, para un total de USD 580,96 millones.

   Para la fecha del informe se habían pagado USD 90,62 millones y estaban por ejecutarse USD 490,33 millones que representaban un avance financiero de 15,60 por ciento.

   Estaba contemplado la contratación del IPC y el catastro de las líneas de transmisión.

   Igualmente, estaban a la espera de aprobación del financiamiento externo por parte de junta directiva, para la instalación de 120 MW y las redes de transmisión asociadas.

Adecuación Planta Eléctrica Pueblo Viejo

   Este proyecto era para instalación de cinco turbogeneradores duales de 32,6 MW ISO que, a la fecha de elaborado el informe, se había realizado el pedido a la empresa Inter Raoes de trece turbogeneradores LM-2500 G4.

   Igualmente se había llevado a cabo una reunión aclaratoria para revisión de las especificaciones técnicas y se había realizado una visita de campo con la empresa (Inter Raos) para definir los alcances de los trabajos a realizar. También se había revisado el cronograma de entrega de las unidades.

   Al momento de redactar el informe la obra presentaba un avance físico que, de acuerdo al plan, era de 13,9 por ciento, pero que en la realidad era de 10 por ciento, presentando un déficit de 3,9 por ciento entre uno y otro.
   La fecha de inicio de la obra fue el 1° de enero de 2011 y la fecha de entrega de la adjudicación estaba planteada para el noviembre de 2015.

   El costo del proyecto era de USD 339,03 millones para IPC, USD 118,92 para la compra de los turbogeneradores, para así totalizar USD 457,95 millones que estaban totalmente por ejecutar.

   Se había realizado un seguimiento a los procesos de procura de largo tiempo de entrega (Convenio Rusia-Venezuela).

    Se había llevado a cabo el proceso de contratación para Ingeniería, Procura y Construcción para la ejecución de los reemplazos de los turbogeneradores.

   Estaban en proceso de presentar ante la junta directiva una solicitud de aprobación para conseguir financiamiento con la empresa Inter Raoes a través del convenio Rusia-Venezuela para la ejecución de IPC.

Adecuación Planta Eléctrica Punta Gorda

  Este proyecto contemplaba la adquisición y reemplazo de cinco turbogeneradores duales de 32,6 MW ISO.

   Para el momento de elaborar el informe ya se había solicitado a la empresa Inter Raoes trece turbogeneradores LM-2500 G4 y se había realizado una reunión aclaratoria para la revisión de las especificaciones técnicas.

   Igualmente, se había llevado a cabo una visita de campo con Inter Raoes para definir los alcances de los trabajos a realizar y también había tenido lugar una reunión para la revisión del cronograma de entrega de las unidades.

   La fecha de inicio fue el 1° de enero de 2011 y la fecha de entrega de la adjudicación estaba programada para junio de 2015.

   Para la fecha del informe el avance físico de la obra era de 10,4 por ciento de acuerdo al plan, pero en realidad era de 10 por ciento

   El costo del proyecto era de USD 191,79 millones para IPC, USD 118,92 para turbogeneradores, para totalizar USD 330,71 millones que estaban todos por ejecutarse.

   Se había realizado un seguimiento a los procesos de procura de largo tiempo de entrega de acuerdo al Convenio Rusia-Venezuela.

   Estaban en proceso de contratación del IPC para la ejecución de los reemplazos de los turbogeneradores.

   Se iba a presentar ante la junta directiva una solicitud de aprobación para conseguir financiamiento con la empresa Inter Raoes, a través del convenio Rusia-Venezuela.

Planta Eléctrica San Timoteo Fase I

  Esta obra contemplaba la instalación de un turbogenerador de 100 MW ISO y la adecuación de la subestación eléctrica San Lorenzo. El sistema de combustible sería diésel con un volumen requerido de 4 MBD.

   El informe refiere que los trabajos de construcción estaban 100 por ciento concluidos, encontrándose en pruebas de todos los sistemas para la puesta en operación.  

  Se advirtió un atraso para lograr la calidad del agua de enfriamiento exigida según el protocolo de General Electric.

   El avance físico de la obra era, según el plan de 100 por ciento, pero en realidad era de 99,5 por ciento.

   La fecha de inicio fue el 1° de junio de 2010 y la fecha de entrega de la adjudicación estaba programada para mayo de 2013.

   El costo del proyecto fue de USD 143,37 millones, USD 87,69 millones para la compra de los turbogeneradores, totalizando así USD 231,06 millones, de los cuales se habían pagado USD 230,67 con una deuda de USD 0,39 millones. Estaban por ejecutarse USD 5,22 millones. La obra presentaba un avance financiero de  99.83 por ciento.

Se encontraban en ese momento en la ejecución de la limpieza de la línea de agua desmineralizada.

Planta Eléctrica Barinas I

   Proyecto para la instalación de dos turbogeneradores Pratt & Whitney FT-4 de 50 MW ISO cada uno a través de un sistema de combustible líquido (Diésel) cuyo volumen requerido es de 4 MBD.

  Al momento de redactar el informe el avance de la construcción era de 70 por ciento, habiéndose finalizado el movimiento de tierra y el pozo de agua.

   Los equipos mayores estaban instalados sobre sus fundaciones y en proceso armado electromecánico. Los tanques de combustible y agua estaban 100 por ciento construidos y estaba en proceso el armado de los transformadores elevadores.

   La ingeniería de detalle estaba al 100 por ciento y trabajaban en la instalación de una malla en la zona de descarga y un tanque de aguas aceitosas. Se habían realizado las conexiones internas eléctricas e instrumentos del turbogenerador 2. Estaban en la ejecución de bancadas y trincheras eléctricas para GSU Y BOP.

   La fecha de inicio fue el 1° de diciembre de 2010 y la fecha de entrega de la adjudicación estaba prevista para julio de 2013.

    El avance físico era del 100 por ciento, según la planificación y de 84,9 por ciento en la realidad, para un déficit de 15,1 por ciento.

   El costo del proyecto era de USD 141,41 millones, USD 39,60 para adquirir los turbogeneradores, para totalizar USD 181,01 millones, de los cuales se habían pagado USD 144,98 millones, con una deuda de USD 18,57 millones y estaban por ejecutarse USD 36,03 millones. El avance financiero de la obra era de 80,10 por ciento.
    Existía un desfase en la ejecución en razón de los retrasos en la aprobación de la perisología para exportación.

    Entre el 22 y el 28 de abril habían salido las 2 primeras turbinas al taller del fabricante para inspección y mantenimiento. La salida de las dos otras turbinas estaba prevista para la semana del 29 al 5 mayo. La duración del mantenimiento era de 30 días.
Avance físico de los trabajos

   Al analizar el avance físico de los trabajos se indica que la Planta Termoeléctrica de Occidente (Bachaquero), ejecutada por Siemens, cuyo modelo de máquina es 5001F con capacidad para generar 500 MW ISO y que al momento de la elaboración del informe se encontraba en construcción, presentaba un 55,10 por ciento de acuerdo al Plan establecido pero en realidad el avance era de sólo de 36,70 por ciento.

   La Planta San Timoteo II, ejecutada por la empresa Roll Royce, para instalar una máquina modelo Trent 60 con capacidad para generar 120 MW ISO, en fase de construcción a la fecha del informe, presentaba 12,50 por ciento de avance de acuerdo al plan, siendo el avance real de 14,30 por ciento.

  La Planta Pueblo Viejo, ejecutada por General Electric para instalar una máquina modelo LM2500-G4, con capacidad para generar 163 MW ISO, en fase de construcción a la fecha del reporte, presentaba un avance físico que de acuerdo al plan era de 13, 90 por ciento, pero en realidad dicho avance era de 10 por ciento.

   La Planta Punta Gorda, ejecutada por la empresa General Electric, para instalar una máquina modelo LM2500-G4 con capacidad para generar 163 MW ISO, que se encontraba en fase de construcción, presentaba un avance físico de acuerdo al plan de 10,40 por ciento y en la realidad de 10 por ciento.

   La Planta San Timoteo I, ejecutada por General Electric para instalar una máquina modelo LM100 con capacidad para generar 100 MW ISO, en fase de construcción para el momento del informe, presentaba un avance físico de acuerdo al plan de 100 por ciento, pero que en la realidad era de 99,50 por ciento.

    La Planta Barinas I cuyos trabajos los realizaba la empresa Pratt & Whitney para instalar una máquina modelo FT4 con capacidad para generar 100 MW ISO, en fase de construcción, tenía un avance físico de acuerdo al plan de 100 por ciento, pero que en la realidad era de 84 por ciento.

    La Planta de Respaldo de Generación estado Zulia, ejecutada por la empresa General Electric, para instalar una máquina modelo TM2500 con capacidad de generación de 241,36 MW ISO, en fase de construcción, presentaba un avance físico que de acuerdo al plan era de 100 por ciento, pero que en la realidad era solamente de 63,40 por ciento.

La ubicación geográfica de los citados proyectos se puede observar en el siguiente mapa:

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

martes, 6 de noviembre de 2018

Colapso de represas hidroeléctricas amenaza 100.000 personas en Mérida

Más de cien mil personas estarían supuestamente en riesgo ante el posible colapso de las presas de la Central Hidroeléctrica Fabricio Ojeda. La advertencia la formuló la contratista encargada de la obra de rehabilitación de las descargas de fondo a la que Corpoelec demandó por incumplimiento de contrato por un total de Bs. 3.982.346.913.556,04.

Por Maibort Petit
@maibortpetit

Una audiencia del Juzgado de Sustanciación de la Sala Político-Administrativa del Tribunal Supremo de Justicia llevada a cabo el pasado 24 de octubre, la cual trató una demanda interpuesta por la Corporación Eléctrica Nacional contra la empresa argentina Industrias Metalúrgicas Pescarmona S.A. Industrial, Comercial y Financiera (en proceso de cambio de denominación a I.M.P.S.A. S.A.), permitió conocer un supuesto riesgo en que se encuentran más de cien mil personas de las comunidades adyacentes a las referidas presas de la Central Hidroeléctrica Fabricio Ojeda. La juez encargad del caso ordenó una investigación al respecto.

Asimismo, un informe técnico encomendado por la contratista a la empresa Red Ingeniería S.R.L., da cuenta de las condiciones de las citadas presas, las cuales, presuntamente, no habrían sido dadas a conocer oportunamente por Corpoelec, según el documento expuesto en corte. La jueza de sustanciación del caso ordenó a la estatal eléctrica llevar a cabo una inspección técnica en sus instalaciones y consignar sus resultas en autos a la brevedad posible ante el tribunal. La estatal venezolana demandó a la contratista por incumplimiento de contrato y por ello exige la cantidad de Bs. 3.982.346.913.556,04.

Previo a la audiencioa en la que se conoció la denuncia, específicamente el 7 de agosto de 2018, la Sala Político-Administrativa del Tribunal Supremo de Justicia, en ponencia de la magistrada María Carolina Ameliach Villarroel, había considerado como procedente una medida cautelar de embargo preventivo sobre bienes muebles propiedad de la sociedad mercantil Industrias Metalúrgicas Pescarmona S.A.I.C. y F. (IMPSA). Tal medida comprendía USD 235.748.487,05 y Bs. 499.915.943,74.

Asimismo, ordenó comisionar al Juez Ejecutor de Medidas para que practicara el embargo decretado, atendiendo al previo señalamiento que debería efectuar el apoderado judicial de Corpoelec acerca de los bienes muebles que serían afectados con la medida.

También ordenó notificar a Corpoelec para que ampliara la solicitud de medida cautelar de prohibición de enajenar y gravar formulada, precisando los bienes inmuebles sobre los cuales recaería la misma y concedió un lapso de diez días de despacho, contados a partir de la constancia en autos de su notificación.

Esta decisión de la magistrada Ameliach Villarroel sobre el caso recogido en el expediente N° 2018-0302 obedeció al oficio N° 000416 del 3 de mayo de 2018 recibido en la referida sala del TSJ, el 9 del mismo mes y año, cuando el Juzgado de Sustanciación remitió las copias certificadas de la demanda de contenido patrimonial interpuesta con medida cautelar “innominada”, por el abogado Incary Gabriel Guerra Torres, apoderado judicial de Corpoelec, sociedad de comercio adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, contra la citada empresa argentina.

El Juzgado de Sustanciación había decidido la admisión a través de la decisión N° 364 del 25 de abril de 2018 y ordenó abrir cuaderno separado a los fines de decidir la medida cautelar “innominada” requerida por la parte actora. El 15 de mayo de 2018, se dio cuenta a la Sala y se designó ponente a la magistrada María Carolina Ameliach Villarroel y el 29 de mayo la abogada Claritza Gutiérrez González, actuando con el carácter de apoderada judicial de la empresa demandante, consignó diligencia.

La abogada Gutiérrez González había solicitado al TSJ oficiar al Servicio Autónomo de Registros y Notarías (SAREN) para que informara la existencia o no de bienes muebles o inmuebles que fueran propiedad de la empresa demandada y se decretara prohibición de enajenarlos  y gravarlos. También pidió oficiar a la Superintendencia de las Instituciones del Sector Bancario (Sudeban)  para informar sobre la existencia de cuentas o no, a nombre de la mencionada sociedad mercantil y en caso afirmativo, que estas fueran bloqueadas la movilización de fondos de las mismas.

Igualmente, solicito oficiar al Registro Nacional de Contratistas que verificara qué contratos suscritos mantenía la empresa IMPSA con el estado venezolano para así constatar acreencias contractuales que pudiera tener dicha empresa.

El 14 de junio de 2018, la representación judicial de Corpoelec consignó diligencia ante el TSJ para solicitar dirigir sendos oficios al Instituto Nacional de Transporte y Tránsito Terrestre (INTTT) y al Instituto Nacional de Aeronáutica Civil (INAC), para que informaran sobre la existencia o no de vehículos o aeronaves propiedad de Pescarmona y, en caso de existir alguno, pidió se decretara prohibición de enajenarlos y gravarlos.

Corpoelec suscribió con la empresa demandada en fecha 28 de diciembre de 2012, un contrato distinguido con el N° NCO-CAP10-0296/2012 que tenía por objeto era “Rehabilitación de las descargas de fondo para las presas La Vueltosa y Borde Seco, de la Central Hidroeléctrica ‘Fabricio Ojeda’”. Este contrato se firmó durante la gestión de Argenis Chávez, mientras que por la empresa contratista firmó Enrique Pescarmona.

El precio de dicho contrato fue de USD 65.885.648,00, que a la tasa de cambio de Bs. 4,30 por dólar vigente para la época, equivalía a Bs. 283.308.286,40 por componente extranjero. El componente nacional de la negociación era de Bs. 131.149.912,00 más Bs. 15.737.989,44 por concepto de impuesto al valor agregado, para un monto total de Bs. 430.196.187,84. El anticipo era de USD 19.765.694,40 equivalentes a Bs. 84.992.485,92, correspondiente al componente extranjero y la cantidad Bs. 39.344.973,60, correspondiente al componente nacional.

Debido al incumplimiento del contrato alegado por Corpoelec, la estatal exigió que la empresa contratista devolviera el saldo correspondiente al anticipo total no amortizado en el contrato y la indemnización por los daños y perjuicios derivados del mismo la cual estimó en 15 por ciento del valor del contrato, es decir, USD 9.882.847,02 por el componente extranjero calculados a tasa DICOM, es decir BS. 43.918 por dólar que totalizarían Bs. 434.034.883.329,06, mientras que por concepto de capital nacional solicitó la cantidad de Bs. 22.032.285,21.

La Corporación Eléctrica Nacional manifestó que por el daño causado al país por dicho incumpliendo de contrato el cual se ve reflejado en parte de la crisis eléctrica que padece el país, el monto por daños y perjuicios debía ser similar al monto del contrato, es decir USD  65.885.648,00, que tasa de cambio DICOM para 2018 sería igual a Bs. 2.893.565.888.864,00 más el componente nacional que es de Bs. 131.149.912,00.

Corpoelec pidió el pago de intereses moratorios sobre el monto antes indicado, calculados desde el 15 de febrero 2015, así como también el pago de costas y costos procesales.

De este modo, lo exigido por Corpoelec sería:

1) Capital extranjero: USD 14.904.000,00.
2) Capital nacional: Bs. 39.093.165,77.

Intereses moratorios e indexación que se causen por el anticipo entregado, desde el 15 de febrero de 2015 hasta la resolución definitiva de la demanda.

Por daños y perjuicios USD 65.885.648,00 (componente extranjero) y Bs. 131.149.912,00 (componente nacional).

Por concepto de penalidad, el 15 por ciento del contrato: USD 9.882.847,02 (componente extranjero) y Bs. 22.032.285,21 (componente nacional).

Estos montos sumados a las costas procesales, el ajuste o corrección monetaria de dichas obligaciones, Corpoelec calculó ser indemnizada en Bs. 3.982.346.913.556,04.

La advertencia de riesgo para la población

Ahora bien, la minuta de la audiencia llevada a cabo en el Juzgado de Sustanciación de la Sala Político-Administrativa del TSJ el pasado 24 de octubre, refiere que la demanda de contenido patrimonial interpuesta por Corpoelec contra la empresa argentina el 3 de abril de 2018 conjuntamente con solicitud de una Medida Cautelar Innominada y que en el acto intervinieron el representante legal de Corpoelec, Incary Gabriel Guerra Torres, mientras Ramón Darío Sosa Caraballo defendió los derechos de la demandada. Entretanto, José Alberto Pérez, ciudadano argentino se presentó como Gerente Corporativo de Legales de Industrias Metalúrgicas Pescarmona S.A.

Durante la audiencia, el representante de IMPSA S.A. formuló la advertencia ante la jueza, luego de denunciar “defecto de procedimiento”, así como incumplimiento por parte de Corpoelec al no haber recurrido a lo establecido en la cláusula 42 del contrato que planteaba el “reclamo previo” antes de la acción judicial. También solicitó la declaratoria de perención breve de la acción del demandante, puesto que desde la admisión de la acción, Corpoelec mantuvo una inactividad superior a 30 días, al no gestionar las diligencias inherentes a la citación de su representada.

Planteó recurrir a alguno de los mecanismos alternativos de resolución de controversia y advirtió que en varias ocasiones dirigió comunicaciones a la estatal eléctrica, así como “notas” para informar propuestas de ingeniería de las presas La Vueltosa y Borde Seco de la Central Hidroeléctrica Fabricio Ojeda, toda vez, que existe un riesgo importante de "colapso" de las mencionadas instalaciones, que podría colocar en peligro a las poblaciones asentadas en sus adyacencias. En tal sentido, pidió que se tomen con urgencia las medidas necesarias para evitar un desastre o catástrofe que afecte a la población.

La respuesta de Corpoelec

En la audiencia la representación legal de Corpoelec fijó su atención en la demanda por incumplimiento de contrato por parte de la contratista, subrayando que la empresa Industrias Metalúrgicas Pescarmona S.A. (IMPSA S.A.) presentaba un retraso de seis años en la ejecución de la obra y advirtió que, ante esta situación, eran inviables los mecanismos alternativos de resolución de controversias.

Consultado por la jueza sobre el riesgo de las poblaciones adyacentes a las presas, el apoderado judicial de Corpoelec dijo que no existían argumentos sólidos que demostraran tal situación, al tiempo que argumentó respecto a las comunicaciones que alertando el peligro la contratista refiere haberle remitido, que “es posible que estas no hayan sido recibidas por las autoridades competentes, tomando en cuenta que la empresa estatal estuvo sometida a un régimen de intervención”.

Una vez más, Corpoelec insistió en que se declarara el incumplimiento de contrato por parte de la contratista.

Entretanto, para IMPSA S.A., por encima de las abstracciones contractuales, lo fundamental era atender con urgencia y con carácter prioritario lo relativo a la situación de riesgo que pueden presentar las presas antes identificadas en vista del supuesto deterioro que presentan.

En tal sentido, el representante legal de la contratista advirtió que deben privar los derechos de terceros que pueden verse gravemente afectados por cuanto existen poblaciones en las adyacencias de dichas instalaciones y solicitó que se inste a las autoridades competentes a ejercer las acciones y medidas que correspondan en este caso, por cuanto la empresa ha acudido a diferentes instancias para alertar el riesgo sin que se haya producido respuesta alguna por parte de los entes competentes.

La decisión de la jueza

Respecto a la situación de riesgo para  las poblaciones vecinas denunciada por la empresa contratista, la jueza del caso instó a la Corporación Eléctrica Nacional a llevar a cabo a la mayor brevedad, una inspección técnica en las instalaciones de las presas de La Vueltosa y Borde Seco, cuyos resultados deben ser presentados ante el tribunal.

Por otra parte, en virtud de la imposibilidad de que se produzca la vía de la conciliación a través de los mecanismos alternativos para la resolución de controversias, se impone la continuación de la causa por ante el tribunal.

Remitió al juez de mérito lo relativo a los alegatos de la parte de demandada respecto a la supuesta existencia de defectos de procedimiento para que los estudie y, al conocerse la decisión de la Sala, se procederá entonces con la causa.

El Informe técnico

En nuestro poder también se encuentra un informe denominado “Aprovechamientos hidroeléctricos La Vueltosa y Borde Seco. Venezuela” elaborado por la empresa argentina RED Ingeniería SRL a solicitud de IMPSA S.A., en el que se vierte la opinión de la compañía encargada del estudio sobre la situación técnica de los descargadores de fondo de las citadas presas para su rehabilitación.

IMPSA S.A. encargó a RED valorar la situación a efecto de poder llevar a cabo las tareas de cierre de los descargadores de fondo de las presas en forma segura.

El informe contiene una serie de explicaciones acerca de los procedimientos a seguir para llevar a cabo la obra encomendada por Corpoelec a la empresa contratista.

Una de las primeras advertencias que hace RED en su informe es respecto a la constatación de que Corpoelec hubiera suministrado a la empresa contratista toda la documentación e información sobre las presas para que la empresa pudiera llevar a cabo su tarea con idoneidad. Datos todos estos imprescindibles —de acuerdo a los ingenieros evaluadores— para realizar un diagnóstico de seguridad de la estructura de soporte de las presas.

RED Ingeniería advierte que los documentos entregados por Corpoelec a IMPSA S.A. “no cuenta con una clasificación que permita verificar su procedencia, como tampoco conocer si se trata de información realmente usada para la construcción de las obras y/o nominada como de acuerdo a lo construido (‘conforme a obra’), por lo que su confiabilidad es dudosa. No se cuenta con memorias de cálculo que permitan verificar la procedencia de los criterios de diseño, como tampoco el estado de cargas adoptado para los cálculos estructurales”.

Tampoco “se cuenta con registros de operación, mantenimiento de los descargadores y de otras estructuras que puedan verse involucradas en los accidentes ocurridos previos al momento de la contratación, a fin de determinar la razón por la cual no funcionaron adecuadamente”.

Añaden que igualmente “No se cuenta con los manuales de operación y mantenimiento de los túneles y cavernas, donde se encuentren estipuladas las condiciones del vaciado del túnel, como la velocidad, etapas de espera, mediciones, condiciones de aireación u otros criterios de cuidado para prevenir una falla o colapso”.

Se advierte que el no haber intervenido rápidamente frente al aumento de caudal evidenciado en las presas, podría generar el colapso del túnel o la caverna, dada las presiones en juego y la capacidad de erosión del agua transitando sin control a través de posibles fisuras en el revestimiento del túnel, y fallas o diaclasas en el macizo rocoso.

Destacan que “La situación del descargador de fondo de la presa La Vueltosa, con elevadísimos caudales en constante aumento, plantea un escenario de degradación evolutiva. Esta situación es de extrema gravedad, con alto riesgo de falla, cuyas consecuencias serían incontroladas e inaceptables”.

Otros contratos de Pescarmona con Corpoelec

Ya para finalizar, podemos adelantar con respecto a una de las solicitudes que se formularon ante el TSJ para indagar sobre la existencia de otros contratos suscritos por Industrias Metalúrgicas Pescarmona S.A. Industrial, Comercial y Financiera con el estado venezolano, que efectivamente la propia Corporación Eléctrica Nacional suscribió el 31 de enero de 2013 con Industrias Metalúrgicas Pescarmona S.A. el contrato NCO-CAP 10-0277/2012 para la fabricación y suministro de cinco rodetes Pelton de los cuales tres tendrían recubrimiento anti-abrasión y de equipos auxiliares eléctricos y mecánicos para la Central Hidroeléctrica José Antonio Páez, bajo el térmico comercial DAT (Icoterms 2010). El precio de la negociación fue de USD 9.643.963,00.

El 1° de marzo de 2013, se suscribió el contrato NCO-CAP 10-0297/2012 para el montaje, pruebas, integración y puesta en marcha del control distribuido de la unidad generadora N° 16 en las diferentes elevaciones y áreas de la casa de máquinas N° 2 y en el patio de distribución Guri 8   KV en la casa Relé N° 1 de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar en Gurí. El monto de esta negociación fue, en su componente extranjero, de USD 1.024.818,00 y en el componente nacional de BS. 15.650.244,96 para un total general de BS. 20.056.962,36.

Entretanto, el 7 de octubre de 2015, Corpoelec, durante la administración de Jesse Chacón firmó un contrato para el diseño, fabricación, transporte, montaje y pruebas de diez turbinas Aplan y sus gobernadores de corriente alterna, seis transformadores de potencia, una grúa puente principal y dos grúas puentes auxiliares y diez conjuntos trifásicos. Que tengamos conocimiento se firmó para tal fin el contrato signado con el número 3.1.104.007.03 y, al menos, cinco contratos complementarios a adenda a este.

Por la contratista estampó su firma en todos los contratos, Enrique Pescarmona.