4 de mayo 2020
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La tarifa de electricidad se ve afectada en nuestro país por dos fenómenos nocivos. El primero de ellos, es que efectivamente los costos energéticos a trasladar a tarifa se incrementan sostenidamente, en lugar de bajar, producto de un pésimo plan de expansión del parque generador. Veamos por qué.
A. Pésimo parque generador
La falta de una correcta planificación transparente del parque generador hace que las plantas de generación eléctrica que se han instalado a partir de 2007 no cumplan con los criterios técnicos (establecidos en la Normativa de Operación) para operar en el Sistema Interconectado Nacional. Han sido habilitadas a tal efecto violando dichas normas. En consecuencia, comprometen la estabilidad, la confiabilidad y la calidad de la energía eléctrica entregada a los usuarios del servicio eléctrico. De manera, que alteran el despacho óptimo económico e introducen sobrecostos de generación obligada (por lo cual, generadores que no deberían ser despachados salen a generar sin mérito económico, para aportar los servicios auxiliares que estos generadores intermitentes no pueden suministrar).
Esta generación intermitente es cara por varias razones y desplaza, para colmo, generación más barata, sin entregar potencia.
Generación obsoleta de respaldo
De modo, que por tal razón tenemos una excesiva –e ineficiente- capacidad de generación instalada (que se debe pagar como cargo por potencia, es decir, con un peso desproporcionado de costos fijos para la tarifa). Mantenemos operando generadores obsoletos, que ya cumplieron sus propios contratos, y ya recuperaron su inversión, por ejemplo, GEOSA (instalada en 1965), CENSA, TIPITAPA POWER, EMPRESA ENERGËTICA CORINTO (todas ellas instaladas en 1999-2001, con tratos vencidos en 2014-2015), e ingenios como NSEL y MONTEROSA (cuyos contratos vencieron en 2011), MANAGUA 4 y MANAGUA 5 (instaladas en 1995, que operan sin contratos), y las plantas hidroeléctricas CENTROEMÉRICA Y SANTA BÁRBARA, instaladas en 1965 (desde entonces no se instala ninguna planta hidroeléctrica con embalse).
Contratos de compraventa sin licitaciones
No sólo no se evalúa competitivamente (con el método de costos nivelados) las distintas alternativas tecnológicas de generación eléctrica, en función de la curva de duración de la carga del sistema (o curva monótona), para optimizar –en el plan de expansión- la relación entre costos fijos y variables de la generación, sino, que los contratos se firman discrecionalmente, sin licitaciones públicas internacionales. Se firman por negociación directa, a precios que resultan sorpresivamente hacia el alza (el precio de compra a cada generador es más alto que al anterior de igual tecnología), cuya curva de aprendizaje de tal tecnología (como la eólica y la solar), es sabido expresamente que va, en cambio, aceleradamente hacia la baja.
No hay apagones sostenidos, es cierto, pero, la demanda es abastecida con un parque generador ineficiente, poco firme, y con altísimos costos, y con costos redundantes.
B. Ente Regulador deja de ser independiente y violenta la normativa de tarifa
Este sería el segundo fenómeno nocivo al que hacíamos referencia. Las normas establecen con total claridad los costos energéticos que componen la tarifa a los clientes regulados. Estos son:
- _El cargo por peaje de la empresa de transmisión (Costo Medio de Transmisión), cuyo valor unitario aprobado por INE a partir de 2020 es de 9.419696 USD/MWh (cuando empezó el mercado eléctrico en 2001, su valor era de 4 USD/MWh, ahora se ha incrementado en 235 %).
- _El Costo Medio de Compra en barras de baja tensión, al Precio de Compra de la Energía en media tensión se le incorpora el Costo Medio de Transmisión, afectado el total de la suma por el 14 % de las pérdidas reconocidas al distribuidor (Factor de Expansión de Pérdidas, cuyo índice actual es de 1.14).
El Precio de Medio de compra de la Energía en media tensión es perfectamente auditable, tanto por los Documentos de Transacciones Económicas, DTE, elaborado por el administrador del mercado eléctrico (en el que recoge las inyecciones y extracciones de energía horaria de todos los agentes, y los débitos y créditos resultantes respectivamente), así como por las facturas de cobro que reciben las empresas de distribución, debidamente revisadas de acuerdo a dicho DTE y a las cláusulas contractuales.
- _Al Costo Medio de Compra en barras de baja tensión se le suma el Valor Agregado de Distribución, que es 56.05 USD/MWh en 2020.
- _Por último, se suman los desvíos que resulten (energizados, divididos entre la energía entregada en barras de distribución) a favor o en contra de la tarifa, según sea el caso.
De todos ellos, el costo que fluctúa a lo largo de los meses por factores exógenos es el Precio Medio de Compra (ya en barras de baja tensión) por efecto de la variación de la factura petrolera (producto del precio variable del barril de crudo de referencia WTI). De manera, que por el peso considerable de la generación térmica (51 % de la generación total) existe una fuerte correlación matemática lineal entre el precio del petróleo y la tarifa eléctrica.
Sin embargo, INE introduce dos distorsiones en la tarifa. Además de considerar los costos, correctamente auditables, introduce un incremento discrecional a la tarifa con el fin de mejorar a voluntad las finanzas de las distribuidoras, a costillas de los clientes cautivos que deben pagar una energía adicionalmente más cara a la que legalmente corresponde.
La otra distorsión es que el INE ignora la reducción de costos que se derivan de la baja en la factura petrolera, y no aplica tal descuento automáticamente en la tarifa como está obligado a hacer por la ecuación establecida normativamente para su cálculo (de modo que el descuento va indebidamente a las finanzas de las distribuidoras).
¿Cuánto INE ha cobrado de más por alteración de la tarifa?
En 2019, los costos del petróleo fueron 10 % a la baja respecto a 2018, y en promedio el barril de petróleo fue de 57 dólares. INE sustrajo a los clientes 14 millones de dólares, al subir la tarifa de 211 a 217, luego a 219 y, por último, a 231 USD/MWh (sin sustentar dicho incremento en cálculo alguno).
En enero 2020, INE subió la tarifa a 240 USD/MWh, por sus pistolas. En los primeros cuatro meses, cuando el petróleo desciende en promedio 34 % respecto al promedio de 2019, a 51.56 USD/Bb en enero, a 44.76 en febrero, a 20.48 en marzo y a 15.29 en abril, la tarifa permanece constante en 240 USD/MWh. De manera, que INE ha sustraído a los clientes en estos cuatro meses la cantidad de 50 millones de dólares, que habría significado un descuento en la tarifa del 16 % en estos meses.
Dos contratos de importación de ENEL-Bluefields
Sin embargo, hay dos contratos de importación de ENEL-Bluefields que han venido a reducir la generación térmica en 124,000 MWh, en estos cuatro meses (y la generación renovable en 50,000 MWh). Lo que significa una compra de 204,000 barriles menos, perdiéndose un ahorro en la factura petrolera de 5 millones de dólares. No obstante, como esa energía importada ENEL la vende a 95 USD/MWh a las distribuidoras ha significado, no 5 millones, sino, 6.8 millones de dólares de sobreprecio que es el monto que reduciría el descuento tarifario.
ENEL-Bluefields importa 66,498 MWh (vende 60,477.84 MWh, consume 6,020.16 MWh al mes). Por el nodo León 4403 (35 MWh/h) importa 25,550 MWh al mes. Y por el nodo Amayo 4750 (49 MWh/h) importa 37.770 MWh. Para un total, por dos contratos firmes de importación de 63,320 MWH. Luego compra por contratos no firmes 3,178 MWh adicionales.
Contratos ilegales entre ENEL-Bluefields y las distribuidoras
De esa energía, DISNORTE le compra a Bluefields 28,500.23 MWh, y DISSUR le compra otro tanto. Para una compra total de ambas distribuidoras de 57,000 MWh al mes. Que viene a desplazar la generación con plantas térmicas nacionales mucho más baratas.
De manera, que los 50 millones sustraídos por INE se ven reducidos a 43.2 millones de descuento (por el sobreprecio de la energía de ENEL-Bluefields). Lo que debió significar una reducción en la tarifa de 14 % en tos cuatro meses. Es decir, la tarifa guarda como desvío a su favor 43.2 millones de dólares (ya que tal descuento no se produjo).
Sin embargo, los contratos entre las distribuidoras y ENEL-Bluefields son ilegales ad ovo, por varias razones. No pueden ser autorizados a que se trasladen a tarifa por lo siguiente:
- Por resolución expresa que impide importar energía cuando ésta sea más cara que la que se pueda producir con la generación local.
- Porque no existe, en nuestro mercado eléctrico, la figura del agente comercializador, que compra energía para revenderla, menos aún a las distribuidoras (que podrían importarlas por sí mismas, si ameritase). El único caso contemplado por la ley de la industria eléctrica y por las normas del sector es que un agente productor respalde su contrato de suministro (al mismo precio pactado) comprándola a un tercero, en un monto que no supere su compromiso contractual de acuerdo a la capacidad de sus unidades de generación. Este no es el caso. ENEL-Bluefields no es un agente productor, ni tiene –consecuentemente- contrato de suministro alguno con las distribuidoras.
- Porque todo contrato a trasladar a tarifa –por contratación directa- debe introducir –necesariamente- una clara disminución del Precio Medio de Compra, respecto a la generación que desplace (o contribuir a la seguridad energética de la nación incorporando energía primaria nacional, que independice más al país de costos energéticos exógenos variables).
La demanda de energía creció en estos cuatro meses 6.17 % respecto a 2019. Esta demanda ha sido abastecida 83 % con la generación local, y 17 % comprando ilegalmente la energía (a un precio caro, que sube el Precio Medio de Compra) a ENEL-Bluefields (que la importa exclusivamente con tal fin).
Cuánto sería el descuento en lo que resta del año
Si el precio del petróleo WTI se mantuviera en 30 USD/Bb en lo que resta del año, el descuento en la factura petrolera sería de 54 millones de dólares. Sin embargo, si se eliminan los sobrecostos introducidos arbitrariamente por INE (al establecer la tarifa en 240 USD/MWh sin soporte alguno), el ahorro total sería de 150 millones de dólares. Lo que significaría un descuento tarifario de 23 %, sin considerar los 43 millones acumulados de enero hasta abril, ni la vigencia –en adelante- del contrato ilegal de ENEL-Bluefields con las distribuidoras (que debe ser declarado nulo de inmediato), y que introduce sobrecostos ilegítimos que perjudican al país.
Préstamo CARUNA
¿Este ahorro debe ir al préstamo de CARUNA o a la reducción tarifaria? Durante la epidemia del coronavirus debe ir a tarifa. De dicho préstamo resta por pagar 114.59 millones de dólares, según la contabilización de INE. En todo caso, sólo los 54 millones del ahorro en la factura petrolera estarían afectados por la ley 943 del 13 de diciembre de 2016, que reforma la ley 898. El resto,100 millones de dólares, corresponden a un sobreprecio que INE cargaría sobre la tarifa indebidamente en lo que resta del año, que simplemente debería desaparecer.
En un país normal, lo más fácil y correcto sería interpelar a INE a que soporte sus números, perfectamente auditables (conforme a las facturas de los generadores, en función de débitos y créditos de los DTE elaborados por el CNDC), con la responsabilidad que se deriva, si fuese el caso, de cálculos tarifarios mal hechos por el Ente Regulador, y por contratos ilegalmente trasladados a tarifa.
*Ingeniero eléctrico
