21 de febrero 2025
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En los primeros días del mes de febrero de este año, “Raúl”, un ciudadano que habita en un municipio de Masaya, se levantó temprano y se dispuso a conectarse a las ocho de la mañana para iniciar su jornada diaria de teletrabajo… hasta que la ausencia de luces en sus aparatos, le indicó que no había electricidad. O como dice la gente, se había ido la luz.
“Tuve que ir a buscar dónde trabajar, pero me fue difícil encontrar, porque la luz se fue en varias ciudades cercanas, entre ellas Jinotepe, San Marcos, La Concepción, y Diriamba, según pude confirmar con mis amistades, y regresó como a las cuatro de la tarde. Eso fue raro, porque tenía bastante tiempo que no la cortaban”, rememoró.
Y eso que al mes de septiembre de 2024, ya se habían comprado más de 100 millones de dólares en energía en los mercados regionales.
Fuentes consultadas por CONFIDENCIAL en ciudades y comunidades de los departamentos de Managua, Masaya, Granada, Chinandega, Carazo y Matagalpa, describieron un suministro de electricidad en general estable, con cortes esporádicos de unos pocos minutos. Si bien esas molestias se disipan al regresar el fluido eléctrico, permanece la incomodidad causada por el silencio del distribuidor de electricidad, que pocas veces —en realidad, casi nunca— explica las causa de esos colapsos momentáneos.
Ese estado de cosas es el resultado de una inversión de 75 millones de dólares aportados por el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), durante los últimos cinco años, como parte de un programa mayor por 143 millones, también del BCIE. En paralelo, el país ha destinado casi 396 millones de dólares en compra de energía en el Mercado Eléctrico Regional (MER), desde 2021 al tercer trimestre de 2024.
El problema, de cara a la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN), es que el país ha perdido capacidad de generación por una serie de razones, entre las que destacan dos. La primera, es el envejecimiento del parque instalado. La segunda son las sanciones estadounidenses contra los negocios de la familia Ortega-Murillo, lo que dejó fuera de servicio la mayor parte de los casi 307 megavatios de potencia instalada, que pertenecen a las empresas de los ahora “copresidentes”.
100 millones de dólares anuales para comprar electricidad
Nicaragua posee una capacidad instalada nominal de 1812 megavatios: 1142 de fuente térmica; 200 generada con biomasa; 168 eólica y 166 geotérmica, además de 124 hidroeléctrica, y 13 solar. La disponibilidad de esas máquinas generadoras debería ser suficiente para suplir la demanda máxima del país, que es de un poco menos de 780 megavatios en las horas pico, que generalmente ocurren alrededor de las 7:30 de la noche.
Sin embargo, año con año hubo que destinar un monto cada vez mayor para importar electricidad en el mercado regional: 72.2 millones de dólares en 2021; 101.9 millones en 2022; 121.6 millones en 2023, y 100.1 millones al tercer trimestre de 2024, lo que permite proyectar que el acumulado del año superará al de 2023. Los datos están en el Informe de Comercio Exterior del cuarto trimestre de 2023, elaborado por el Banco Central de Nicaragua (BCN).
La clave, en palabras de un antiguo ejecutivo de una empresa del sector eléctrico nicaragüense, es que el régimen tiene temor de que haya apagones y racionamiento de energía, siendo que eso podría constituirse en una nueva razón para que la población proteste.
“Casi todos los días se compra energía en el mercado regional, más cara de lo que pueden venderla. ¿Y por qué? Porque hay un gigantesco riesgo político de que haya apagones como en 2006 y 2007. Eso te muestra que están dispuestos a incurrir en pérdidas, con el fin de dejar encendidas las luces en todos los lugares, porque no hay nada que enoje tan rápido a una población, que el no tener electricidad. O peor aún, que vuelvan los racionamientos”, valoró.
Las estadísticas oficiales apuntan en esa misma dirección.
Según un cuadro del Ente Operador Regional (EOR), con información que varía en tiempo real, la noche del 13 de febrero de 2025 a las 7:30 p.m. el país demandaba 756 megavatios de potencia, pero el sistema solo generaba 601 MW. Eso representaba un déficit de 155 MW, o sea, el 20.5% del total de la energía suministrada en ese momento.
Cinco minutos después (a las 7:35 PM), la demanda había disminuido a 745 MW, pero la oferta era de solo 582 MW, para un déficit de 163 MW (21.9%). Apenas dos minutos después, (7:37 PM) la demanda se elevaba a 751 MW, mientras que la oferta caía ligeramente a 581 MW, ampliando la brecha, que llegó a 170 MW, o sea, el 22.6% del total.
Cinco años esperando New Fortress
El ejecutivo explica que, aunque nominalmente haya 1812 megavatios de capacidad instalada, el parque eléctrico nacional solo tiene capacidad teórica para generar 1224 megas. A eso hay que restar unos 300 megavatios que están fuera de servicio por las sanciones a los negocios de la familia gobernante. Hay que añadir a esa suma un poco más de 300 megavatios adicionales, que no se pueden usar por diversas causas.
Las primeras de la lista son las centrales que funcionan con diesel, y que son muy caras de operar, por lo que no compiten con otras fuentes más baratas. “Esas máquinas tienen tanto tiempo de estar fuera de servicio, que quién sabe si encienden”, duda el ejecutivo. A eso, sugiere considerar el hecho de que muchas centrales disponibles y en buen estado técnico, no pueden producir todo el tiempo, como las eólicas. Aunque tienen capacidad para generar 168 megas, solo producen la mitad o un poco menos, porque “no se puede hacer nada para que sople más el viento”, sentencia.
Algo similar ocurre con las hidroeléctricas que no siempre pueden operar a plena capacidad, sino solo a lo que permite el recurso en ese momento. En geotermia, aunque haya 166 megas instalados (77.5 en Momotombo y 90 en San Jacinto - Tizate, según información oficial publicada por Enatrel), la expectativa máxima de producción entre ambas es de unos 88 megas. Los ingenios por su parte, que tienen una capacidad instalada de 199.6 MW, solo producen entre noviembre y mayo, cuando la zafra les ofrece mucho bagazo de caña para quemar.
“Desde hace años, este país importa un alto porcentaje de la energía que consume, y a un alto precio. Si realmente hubiera suficiente capacidad instalada, no se importaría energía al doble del costo. Es por eso que se necesita el proyecto de gas”, añadió.
Se refiere a las turbinas de gas de New Fortress Energy anunciadas en febrero de 2020 pero que, cinco años después, siguen siendo un proyecto. Uno más de los que gusta anunciar la dictadura, y sin que haya visos de que puedan materializarse en el futuro cercano.
En un comunicado en el que se anunciaron los resultados del tercer trimestre de 2024, Wes Edens, presidente y CEO de New Fortress Energy, dijo que “nuestro enfoque estratégico ahora será identificar socios potenciales para financiamientos, empresas comerciales o ventas de activos para uno o más de los negocios principales de la Compañía, incluidos proyectos en Brasil, Puerto Rico, Jamaica, México, Nicaragua y FLNG 1”.
Empresarios también se quejan
El caso de “Raúl”, el ciudadano citado al inicio de este texto, no es único. Con ciertas diferencias, un profesor de Managua, una oficinista de Jinotepe, y un ama de casa de Matagalpa, relatan varias incidencias en su experiencia diaria.
El profesor vive en uno de los barrios orientales de Managua. Al momento de ser consultado para esta nota, relató que “acaba de irse la luz… dos veces. Son cortes rapidisimos, fugaces”. Cuenta que ya no recuerda cuándo fue la última vez que hubo cortes de 10, 15 o 30 minutos. Otro tanto ocurre en su oficina, en las cercanías de Plaza España. “Lo malo es que nunca explican por qué, excepto cuando hay mantenimiento a la red eléctrica: en ese caso sí avisan, pero eso es por temporadas”.
La oficinista compartió que “con la luz casi no hay problemas, pero últimamente ha habido fuertes vientos que han dañado el tendido eléctrico. Lo bueno es que he visto que en unas dos horas lo solucionan, aún en domingo”.
Mientras tanto, el ama de casa matagalpina relató que en el caserío en que habita, situado en las afueras de la Perla del Septentrión, se recibe energía estable y constante, pero que siempre hay uno o dos días en el mes en que falta la electricidad. “Eso ya es normal”, asegura.
Pero no solo los usuarios domésticos se quejan de un sistema que les gustaría que fuera mejor.
Un gerente que tiene que hacer malabares para manejar el costo del insumo eléctrico, recordó a CONFIDENCIAL que hay una vieja queja de los empresarios a la que el Gobierno nunca dio respuesta: el alto costo de las tarifas que pagan.
“Hace varios años, el Gobierno estableció un régimen tarifario diferenciado para la energía que consumen las industrias en horario de seis a diez de la noche”, recordó. El argumento era que la generación estaba por debajo de la demanda, y que en ese horario había un choque entre el abastecimiento eléctrico a los hogares, versus el de la industria.
Al hacer el análisis respectivo, se decidió priorizar el consumo doméstico, y castigar al de la industria con tarifas más altas, para desestimular su consumo de energía en ese horario. El administrador admite que, si bien esa medida tenía algún sentido pragmático al momento de su imposición, esa decisión se volvió anacrónica en el momento en el que el país pudo generar más electricidad de la que consumía.
Llegados a ese momento, los empresarios comenzaron a cuestionar la permanencia de esa política tarifaria de penalización, “pero el Gobierno se tapó los oídos. La razón para mantener altas esas tarifas, es poder honrar los contratos firmados con las empresas generadoras que controlan ellos mismos, porque todo eso está vinculado con el gran capital que sale desde El Carmen”, aseguró.
