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Costos energéticos han dejado de ser auditables

Si los costos energéticos dejan de ser auditados, toda la industria eléctrica entra en crisis

Si los costos de la energía en Nicaragua dejan de ser auditados

29 de octubre 2019

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¡Cómo! ¿Qué significa que los costos de la energía en Nicaragua ya no sean auditables? El mercado regulado, el de los clientes cautivos, de casi el 100 % de los clientes de las distribuidoras, debe por ley recibir una tarifa con costos auditados.

En un Estado de derecho, en un país que se precie de ser civilizado los costos energéticos a trasladar a tarifa deben, por fuerza de ley, ser auditados. Es decir, deben no sólo ser reales, comprobables, sino, además, deben ser costos eficientes, sin importar la ineficiencia de los agentes que suministren y comercialicen la energía eléctrica (porque, por principio regulatorio de los mercados eléctricos, los costos ineficientes, en especial, del distribuidor (que es un sector monopólico), no se trasladan a tarifa.


La base elemental de la regulación en los mercados eléctricos es promover la competitividad para beneficio de los consumidores. No castigar discrecionalmente a los consumidores con costos falsos introducidos en la tarifa abusivamente por el ente regulador (que es el responsable de los costos que se admiten en tarifa).

Toda la industria eléctrica entra en crisis

Y no sólo entra en crisis la industria eléctrica, ¡el país entra en crisis!, no únicamente por las implicaciones judiciales (¡jamás vista en país alguno por abuso semejante!), o por las graves afectaciones económicas, o por el golpe de gracia a la competitividad del país, al encarecer abusivamente un bien cuyos costos inciden en mayor o menor medida en el resto de actividades productivas y comerciales, sino, porque la industria eléctrica, si tiene una regulación pervertida, corre riesgos inmensos de verse cuestionada en la operación comercial entre agentes de mercado, y en la firma de contratos de generación y de suministro (que, además, a partir de 2007, no son producto de procesos de licitación pública, sino, de contratación directa).

La lógica con que se ha expandido el parque generador, sin una aprobación crítica, de un ente regulador profesional que cumpla con las normas, quedaría en entredicho. En suma, un ente regulador abusivo destruye una industria desregulada que se fundamenta en la transparencia y en la competitividad. La función de las autoridades es velar porque ningún agente pueda trasladar a tarifa costos ineficientes o especulativos (monopólicos), no digamos costos abusivos.

Es un delito muy grave que los costos energéticos no sean auditados. A nadie se le ocurre trasladar costos no auditados a tarifa porque la industria eléctrica suele ser transparente en cada segmento, es decir, es sumamente fácil percatarse cuando los costos que se trasladan a tarifa no corresponden con la realidad.

Hacer trampa, en este caso, es tan imbécil como llevarse a un santo en medio de la procesión. Y la imbecilidad, más que la trampa, se paga muy caro en los puestos públicos, tarde o temprano.

Desvíos tarifarios

Cualquier error de pronóstico, al aprobar los pliegos tarifarios, se concilia contablemente a final de año como desvíos tarifarios a favor del distribuidor (si el pronóstico equivocado le perjudicó económicamente respecto a los costos reales) o a favor de los clientes, es decir, a favor de la tarifa (si los clientes se vieron perjudicados por el pronóstico), de manera que, por norma expresa, se les resarce con una reducción proporcional en la tarifa, en el ciclo subsiguiente.

En un país normal, donde se respeten las leyes, se interpela a INE y se le pide que muestre la demanda de las distribuidoras de reconocimiento en tarifa de costos incurridos, con los debidos soportes (facturas de generadores y de transmisión, Documento de Transacciones Económicas del administrador del mercado eléctrico, CNDC, y cálculo de desvíos tarifarios en pro o en contra). Y luego, se le exige que explique por qué ha incorporado un costo (como es la indexación abusiva) que no es real conforme la formación de costos energéticos establecida normativamente.

Ingresos abusivos

Si la indexación de la tarifa no tiene vínculo alguno con un incremento en los costos energéticos significa una recaudación indebida de 53.4 millones de dólares adicionales en un año (sólo en el sector residencial).

Incremento en tarifa de energía eléctrica en Nicaragua

En 2018, la tarifa residencial subió acumulativamente 4.56 %, como vemos en el gráfico, por una indexación mensual de 0.415 %. Para enero de 2019, sin embargo, como se ve en el gráfico, experimentó, en un solo mes, un alza de 3.28 % respecto a diciembre de 2018 (equivalente al 72 % del alza que experimentó a lo largo del año, a pesar que el bunker sufrió una baja de 72 US$/Bb, en octubre 2018, a 64 en noviembre, a 56 en diciembre, y a 53 US$/Bb, en enero 2019).

Y a lo largo de 2019, el incremento tarifario fue de 17.16 %. La indexación en 2019 corresponde a 1.45 % mensual, 3.5 veces mayor respecto a la indexación de 2018, violentando INE todas las normativas del mercado eléctrico. En especial, la normativa de tarifas. En dos años, 2018 y 2019, el incremento tarifario acumulado es de 25 %.

El incremento de ingresos, por alza indebida de la tarifa, al aplicarle una indexación constante mensual antojadiza, llega a 120 millones de dólares anuales para el total de energía vendida por las dos distribuidoras. Es mucha plata sustraída a los consumidores.

Una pregunta obligada a INE: ¿quién se queda con este incremento abusivo de ingresos sin relación con los costos (en los que se incluye la rentabilidad legal del 14 % del distribuidor)?

Costos de generación

Los costos de generación, con un precio de venta bien calculado, representan alrededor del 70 % de la tarifa. Los costos del distribuidor, el VAD, representa el 26 % de la tarifa (en Guatemala el VAD representa el 10 % de la tarifa).

Nuestra matriz de generación es un desastre, desde el punto de vista tecnológico y de costos. Los planes de expansión no cumplen ninguna función. Tumarín, una planta hidroeléctrica de 252 MW, debió entrar en operación comercial en 2014, luego, debió entrar en 2019. Al fin, salió del plan de expansión.

En 2019 debió entrar en operaciones una planta de gas de 300 MW. Una planta hidroeléctrica de 100 MW con embalse debería entrar en 2021. Nada de esto fue realizable.

GEOSA, la planta instalada en 1976, debió salir de operaciones, por la cuarta o quinta vez, en 2018 (ahora el MEM prevé que salga hasta 2025, luego de 49 años de operación con una baja eficiencia y altos costos). CENSA, TIPITAPA y CORINTO, cuyo contrato original se venció en 2014, se les prorrogó contrato y debían salir en 2021 (ahora el MEM prevé que salgan en 2026, si acaso, luego de 27 años de operación). La razón es que estas plantas le aportan estabilidad al sistema, ya que la generación incorporada desde 2007 son menos eficientes y no cumplen con los criterios de desempeño mínimo del sistema establecidos en la Normativa de Operación (salvo la planta MAN, cuya instalación ha sido un desastre completo, de modo, que por resolución de la CRIE, el ente regulador centroamericano, no puede operar más allá del 50 % de su potencia instalada).

En el último plan de expansión del MEM, la planta de gas de 300 MW ha pasado para 2026. Y la planta hidroeléctrica Mojolca, de 113 MW, entraría en 2025. Simplemente las plantas esenciales en el plan de expansión se corren hasta 7 años, por ahora.

La consecuencia adversa de esta falta de planificación de la expansión de la generación, no sólo es técnica, con generadores que no cumplen con el desempeño mínimo del sistema, sino que no hay una estrategia efectiva de reducción de costos energéticos.

A diferencia del resto de Centroamérica, nuestra generación hidroeléctrica es mínima, no hay generación con fuente energética de Gas Natural, y no hay plantas de carbón. De manera, que seguimos dependiendo de la generación con bunker, que tiene el precio del combustible más alto, más volátil e impredecible.

Evolución de la matriz de generación

Evolución de la matriz de generación de energía en Nicaragua

La evolución de la matriz de generación de 2010 a 2019 revela que la generación hidroeléctrica se ha vuelto ínfima, y que ha experimentado un incremento porcentual la generación eólica y de biomasa (ambas simultáneamente estacionales, lo que exige contar con una capacidad instalada extra para suplir la demanda cuando estas plantas disminuyen o dejan de generar), e incrementó un poco la generación geotérmica (entre 2010 y 2015), pero, luego ha permanecido constante de 2015 a esta parte. La generación térmica, de 2015 a 2019 ha permanecido prácticamente constante (por la incorporación de los motores de media velocidad de la planta MAN, en 2017, con la disminución consecuente del factor de las plantas de Albanisa, que continúan recibiendo íntegro el cargo por potencia).

Las eólicas disminuyen su generación a partir de marzo, y las plantas de biomasa disminuyen en abril y dejan de generar en agosto. Por lo cual, las plantas térmicas con energía fósil salen a generar esta energía renovable faltante (de modo, que su porcentaje de generación continúa alrededor del 50 % en 2019).

Las hidroeléctricas han pasado de generar un 15 % de la energía demandada en 2010, a generar sólo el 5 % en 2019.

Generación de energía por fuente por mes en 2019

En consecuencia, más que a una variación en los porcentajes de generación de las distintas tecnologías, la variación de costos de la energía se ve influida por la variación del precio exógeno del bunker, y por la renegociación del precio de algunos contratos hacia el alza (sobre todo de las plantas de biomasa y de las geotérmicas).

Como vemos en el gráfico, el precio del petróleo a lo largo de 2019 no justifica el alza desproporcionada en las tarifas (vía indexación) aplicada abusivamente por INE.

¿Embargo por mora en el pago de facturas eléctricas?

Se dice que las pérdidas en distribución, técnicas y comerciales, estén arriba del 20 %. Alguien estima (porque, últimamente, ningún informe es creíble), que sean más del 26 %. Y que la cobranza haya caído más del 4 %. Estos dos elementos hacen que la distribuidora, por su recaudación legal, presente pérdidas financieras.

La nueva iniciativa de ley, que modifica a la ley de estabilidad energética, pretende considerar la mora por el pago de un servicio público como la deuda contractual que se adquiere con una institución financiera. En consecuencia, establece que se le puede dar el tratamiento de ejecución de títulos no judiciales. El cual consiste en que la distribuidora ya no requiere probar la deuda en un juzgado, sino, que puede acudir ante un notario para una ejecución hipotecaria extrajudicial, con el ánimo de embargarle bienes al cliente moroso (que el juzgado deberá autorizar si el demandado no interpone recurso alguno de oposición en la forma y plazos establecidos por la ley).

Durante una recesión económica, es lógico que se incremente la mora, máxime cuando la tarifa es indexada abusivamente por INE y la energía presenta un costo inflado ascendente. Esta amenaza de embargo por mora en el pago de un servicio público oneroso, es parte de un plan salvaje recaudatorio que recae sobre la población.

Se dice que la mora con las distribuidoras asciende a 10 millones de dólares, con los 120 millones de dólares sustraídos anualmente a los usuarios de la energía eléctrica por disposición arbitraria del INE, las distribuidoras reciben anualmente 12 veces más que la mora.


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Fernando Bárcenas

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