Si las matemáticas no fallan (y la meteorología acompaña), la luz será cara pero con menos cortes

Tomando los datos de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA) que procesó la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA), hay actualmente instalados 33.832 MW de potencia eléctrica, que deberían responder sin problemas a demandas puntuales récord, tal como la registrada en febrero de este año, de 25.330 MW, señala en un informe energiaestrategica.com/

El saldo a favor sería, sin embargo, una lectura numérica, porque en realidad la gran mayoría de las centrales hidroeléctricas, que proveen cerca del 30% del insumo en el parque de generación, no están en condiciones de aprovechar a pleno la capacidad operativa, debido a que el promedio de antigüedad superior a los 40 años les ha restado eficiencia. El gobierno de Cristina Fernández de Kirchner decidió sobre ese renglón a contramano de una tendencia mundial contraria a la construcción de represas. Pero lo hizo a favor de las exiguas posibilidades de financiamiento que le dejaba el default de parte de la deuda, provenientes de Rusia y China, y se largó con proyectos de las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner (1.140 MW), Jorge Cepernic, (600 MW) Garabí (580 MW) y Chihuidos (637 MW), si bien no ingresarán al sistema antes del 2023.

El balance eléctrico nacional da como resultado general que, entre 2012 y 2016, se sumaron apenas 2.499 MW de potencia al Sistema Interconectado Nacional (SIN): así, el parque de generación aumentó a un ritmo casi tres veces menor del que requiere la demanda, estimado en 1.200 MW por año. En 2016, sólo se sumaron 340 MW.

El inventario que hizo el equipo del área puesto por Mauricio Macri cuando asumió la Presidencia, con Juan José Aranguren a la cabeza, fue que la reserva técnica era de apenas el 3 %. Transporte y Distribución, por su parte, requerían de una inversión de US$5.000 millones por año, nada más que para ponerse un poco a tono del caudal generado. Ese reloj atrasa.

Las sumas y restas de MW no dan cada vez que alguna de las fuentes no está a full (o sea, muy raramente) y la entrega domiciliaria por las redes tampoco es pareja: puede haber una calle “a giorno” y en la otra cuadra apagones. De las dos zonas en que se partió el área metropolitana, en la que atiende Edesur el suministro es mucho más desparejo que en la jurisdicción norte a cargo de Edenor.   

Justo en el mes en el que se llevó a cabo la audiencia para las tarifas eléctricas, octubre último, el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) generó 10.502 GWh (de acuerdo con datos provisorios de CAMMESA), un 1,9% menos que en setiembre y el mismo valor comparándolo con el mismo mes de 2015. Provino 62% de las usinas térmicas, 29% de las represas y 7% de las nucleares. El 2% restante de fuentes renovables.

En un país con tanta proporción de actividad informal, como el nuestro, el retroceso en el consumo de electricidad es un indicador consolidado para medir la verdadera marcha de la economía. Ya la demanda había retrocedido 2% interanual en setiembre, en consonancia con lo sucedido en agosto, que la caída del 5,5% en el sector industrial explica en parte.

Gracias a los usuarios residenciales, que no se dejaron intimidar por los tarifazos prometidos por el ministro de Energía, en los nueve primeros meses del año se utilizó 2% más que en igual período de 2015.

El acertijo de las facturas

Transcurrida la audiencia no vinculante del mes pasado, nadie (salvo las distribuidoras que preparan la facturación) sabe cuál será el aumento en las tarifas de la luz.

El representante del Centro de Estudio de la Regulación Económica de los Servicios Públicos (CERES) de la Universidad de Belgrano, Andrés Di Pelino,  cuestionó las propuestas de Revisión Tarifaria Integral de Distribución eléctrica presentadas, poniendo como ejemplo que “la empresa Edesur presenta una propuesta en la cual los ingresos anuales proyectados para el próximo quinquenio (Valor Agregado de Distribución o VAD anual) se incrementarían en un 80,8% promedio, considerando todas las categorías de usuarios” pero que "el aumento del VAD propuesto a usuarios residenciales es del 303%, lo cual tendría un efecto promedio sobre la factura del 74%, un porcentaje muy superior al 30,5% que se presenta como impacto promedio del aumento para todas las categorías”.

Otra observación que hizo el vocero del CERES fue que “las magnitudes de los aumentos presentados hacen referencia a comparaciones entre tarifas plenas, pero si se considera el efecto sobre aquellos usuarios de bajo consumo, tarifa social o que recibieron descuentos por ahorros, el efecto del aumento de tarifas podría ser sustancialmente mayor, por el resultado del aumento de los cargos fijos y la facturación mensual del servicio”.

En tal sentido, señaló que “para el caso de un usuario residencial con consumo de 150 kilovatios/hora/mes, que recibe descuentos por ahorros en el consumo de energía y abona una factura sin impuestos de $75, luego del aumento propuesto su factura se incrementará en un 180%, pasando a abonar $250”.

Asimismo, sostuvo que “un usuario promedio de 300 kilovatios/hora/mes que también goza de descuentos por ahorros de energía y, según la tarifa vigente, abona una factura sin impuestos de $130, luego del aumento propuesto su factura ascenderá a $360, con un aumento de 200%”, puntualizó.

Al igual que lo sucedido con el gas, el objetivo de la política energética que ejecuta el gobierno de Mauricio Macri se centró en el déficit de suministro (o sea en la oferta), que se relaciona directamente con el precio que recibe el productor en la boca del pozo, o en el caso de la luz, como hay un intermediario mayorista, que es CAMMESA, el trato es con un menú de oferentes al sistema interconectado nacional para la compra y de las distribuidoras para la llegada a los usuarios, sean empresas o particulares.

En cuanto al abastecimiento del insumo eléctrico, durante 2012/2016, la tecnología que proporcionalmente más creció fue la nuclear: pasó de 1.005 a 1.755 MW –esencialmente por el ingreso de Atucha-, lo que representa un incremento del 75 %.

La 2da. en importancia obedece a los generadores diésel, instalados en diferentes corredores del país con falencias: la potencia instalada avanzó de 1.277 a 1.834 MW.

En 3er. lugar se posicionaron las usinas de Turbo Gas  (TG): escalaron de 3.939 MW a 5.245, lo que significa un 30 % adicional.

Los Turbo Vapor (TV), por el contrario, permanecieron prácticamente sin cambios.

La hidroeléctrica, por su parte, retrocedió desde 2012 a la fecha de 11.130 a 10.620 MW.

Los Ciclos Combinados – a base de gas natural –transitaron por el mismo camino: se incorporaron apenas 22 MW, gracias a obras en las plantas existentes.

Las Energías Renovables – sumando eólica, solar, biomasa y mini-hidroeléctrica – pasaron de 112 a 700 MW. En la actualidad representan poco más del 1.5 % de la matriz.

En julio de este año, a través de una licitación pública, el Gobierno había adjudicado potencia adicional bajo el formato de generación distribuida, apostando a diésel que deberá ser importado. Así, se adjudicaron ofertas que adicionarán un total de 2.871 MW.

El precio promedio que resultó osciló entre 110 y 150 dólares el MWh.

No obstante, esta energía se incorporará al Sistema Eléctrico entre el 10 de diciembre de 2016 y el 1 de febrero de 2018.

En cuanto a las distribuidoras, como se supeditaron las inversiones que requiere el servicio para ponerse al día, el delegado de UB manifestó en la audiencia que “sería muy importante que el ENRE presente una opinión técnica sobre la pertinencia de los programas de inversiones previstos por las distribuidoras, las tasas de rentabilidad solicitadas y la metodología utilizada para la determinación de la base de capital sobre la cual se aplicarían esas tasas de rentabilidad”.

Explicó que “la opinión del Ente sobre estos aspectos disiparía toda duda respecto de los incentivos que tienen las empresas reguladas a sobredeclarar sus costos de operación, si es que el regulador utiliza esta información para fijar nuevas tarifas”.

Al mismo tiempo, advirtió que “el Valor Agregado de Distribución es sólo uno de los eslabones que conforma la cadena de abastecimiento eléctrico y que, a los aumentos propuestos, se sumarán en breve los correspondientes al transporte y a la generación de energía. La aplicación plena de los aumentos podría ser socialmente cuestionable, ya que significaría una verdadera seguidilla de incrementos que podría judicializarse, dado que el mayor peso recae sobre los usuarios residenciales de menor consumo”.

Renovables, para el largo plazo

La demora en el desarrollo de las energías renovables respecto de otros países de la región se da quizás en un contexto favorable, por la necesidad de aumentar el parque de generación, publica energiaestrategica.com.

Los precios cayeron en el mundo y en Argentina – alcanzando un piso de 49 dólares el MWh – lo que genera mayor competitividad frente a las tecnologías fósiles, incluso cuando el crudo se ubica en 50 dólares el barril.

Hacia el 2025, la Ley N°27.191 marca que las energías sustentables deberán conformar el 20 % de la matriz. Esto suma algo así como 10.000 MW.

Recientemente, el Ministerio de Energía y Minería adjudicó 1.109 MW de potencia en la primera Ronda del Programa RenovAr y anunció el lanzamiento de la ‘Ronda 1.5’ por otros 600 MW que favorecen a las energías eólica y solar.

En lo que respecta a proyectos eólicos se subastan 100 MW a la región Comahue; 100 MW la región Patagonia; 100 MW la región Buenos Aires y otros 100 MW al resto de los corredores (‘Resto Eólico’).

En cuanto a emprendimientos de energía solar, 100 MW se destinarán al Corredor NOA y otros 100 MW al resto del país.

Para mayo del 2017 está prevista una nueva licitación: la Ronda 2. Aún se desconocen las cifras que estarán en juego, de acuerdo con los expertos, cercado por el límite de la capacidad de transporte.

CAMMESA, encabezada por Julio Bragulat, está trabajando en el desarrollo de una licitación que promete ampliar líneas de media y alta tensión. Está armando una mesa “multisectorial” para analizar el tema en conjunto: Estado, organizaciones  afines y privados.

El próximo paso es el más ambicioso e importante, dado que implica la transformación del sistema de generación concentrada: regular la generación distribuida para que usuarios particulares puedan ser pro-sumidores; es decir, generar y consumir energía renovable, en sus hogares, fábricas o centros comerciales.