La “peor gestión” de ANDE se verificó en el lapso 2013/2018

La ANDE tiene una importancia fundamental para el confort de los ciudadanos, el desarrollo industrial y hasta en la recreación y seguridad de las personas y por ende se la debe ver como aliado y no como enemigo. Sin embargo, en los últimos cinco años fue más lo segundo debido a la falta de gestión de sus autoridades.

A continuación, el análisis por ejes: 

I-Generación 

La ANDE utiliza principalmente tres centrales hidroeléctricas para atender el consumo interno y en pequeña porción utiliza generación térmica, como en Bahía Negra y anteriormente en Salto del Guairá.

Mas del 99% es energía limpia y renovable y de la que estamos utilizando apenas en 25% de toda la energía disponible y se ha llegado al pico del 40% de la potencia disponible.

Del 2013 al 2016, Itaipú representaba el 75% del utilizado en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), Yacyretá el 16% y Acaray el 9%.

En el 2017, la participación de Itaipú aumentó a 86%, la de Yacyretá se redujo a 8% y la de Acaray se mantuvo en 6% 

Como anécdota, el 1 de agosto de 2018 la Itaipú cubrió el 97% de toda la necesidad energética del país.

El origen de este incremento del uso de Itaipú y de la disminución de la de Yacyretá se debe a la mala contratación de potencia en 2014 y 2016.

Paraguay utilizó en el 2017 el 29% de la energía paraguaya en Itaipú, el 12,37% de Yacyretá y el 65% de Acaray.

Las tarifas equivalentes de las fuentes de Generación en el 2017 fueron: 

Itaipú, US$ 28,59 

Yacyretá, US$ 22,73 

Acaray, US$ 12,48 

II-Transmisión 

La ANDE en este periodo construyó 25 nuevas subestaciones eléctricas y se amplió la capacidad de 47 subestaciones. Así mismo, se construyeron 1616 km de nuevas líneas de transmisión y 6565 km de líneas de transmisión repotenciadas.

La ANDE hoy no presenta inconvenientes operativos en transmisión, gracias a la puesta en servicio en 2011 de la Línea de Transmisión (LT) de 500 kV de Itaipú-Villa Hayes.

Hoy la ANDE presenta buenas condiciones en transmisión para régimen normal y no es el responsable de los cortes en el verano.

Sin embargo, son necesarias la puesta en servicio (funcionamiento real) de la LT 500 kV Yacyretá - Villa Hayes (para acceder a la mitad de la energía de Yacyretá, la segunda línea de 500 kV desde Itaipú (para acceder a la mitad de la energía de Itaipú y otra LT 500 kV, que una Itaipú con Yacyretá.

El sistema de transmisión actual está utilizado en un 60% y de alguna manera opera en forma holgada. La capacidad de transformación es suficiente para la requerida.

Resulta claro que la inversión en transmisión acompaña el crecimiento de la demanda; donde las obras son de gran porte y costosas.

Sin embargo, los incendios reiterados en las subestaciones de San Lorenzo, Lambaré, Luque y otros han demostrado la vulnerabilidad de tan esenciales elementos del SIN y han marcado un récord histórico negativo para la empresa.

Un tema hasta jocoso de este año es que será recordado como el año de la inauguración de una LT 500 kV, que cumple la función de “capacitor” y no la de transportar energía de Yacyretá a Villa Hayes.

III – Distribución 

El segmento de distribución de energía eléctrica es el responsable de los cortes en verano; por las altas demandas que conllevan sobre equipamientos cuyos niveles de carga se desconoce en forma on line.

Históricamente, la inversión en distribución fue pequeña debido a que las autoridades de la empresa priorizaron las obras de transmisión.

Dos indicadores mostrarán la debilidad en este sector en el sistema metropolitano: 

Frecuencia Equivalente de Interrupción por Potencia (FEP): se duplicó en el periodo, lo que significa que hubo el doble de cortes en el 2016 que en el 2013: 

2013, 15,8 FEP (NkVA por año).

2014, 19,4 FEP (NkVA por año).

2015, 23,8 FEP (NkVA por año).

2016, 32,4 FEP (NkVA por año).

Duración Equivalente de Interrupción por Potencia (DEP): casi se triplicó este factor en el periodo, lo que indica que los cortes duraron más de tres veces que al inicio del periodo.

2013, 15,9 DEP (horas kVA por año).

2014, 17 DEP (horas kVA por año).

2015, 28,9 DEP (horas kVA por año).

2016, 41 DEP (horas kVA por año).

Se mejoraron y construyeron 6362 km de líneas de distribución, que representa el 9,5% del existente y solamente el 5% de la capacidad de transformación en distribución por año.

IV - Comercialización 

La parte comercial es una de las más importantes, aunque poco valoradas. Ahí deben controlarse medidores, lecturas, facturación, cobranzas y atención al cliente.

Si bien se nota un esfuerzo en mejorar la infraestructura, se opacó debido a controles insuficientes para la emisión de facturas y los excesivos reclamos por falta de entrega de las mismas.

La ANDE, en 2017, registró 1.355.217 clientes activos; de los que el 87% corresponde a usuarios residenciales y es en este segmento donde se concentra el 49% de la recaudación de ANDE.

El aumento de tarifas en el 2017 fue otro hito histórico de este periodo, al modificarse el Pliego N° 20 después de 15 años. Con el cambio eliminaron categorías como la Comercial y la Industrial, la que sufrió el mayor aumento.

El aumento de las tarifas produjo: 

1.- Un incremento en la recaudación menor que la del aumento de tarifas: el incremento del importe facturado vegetativo histórico es del 8% y el porcentaje relativo al aumento de tarifas es apenas 10%.

2.- Aumento de la morosidad: se observa cómo desde el aumento de las tarifas en marzo de 2017 aumentó la morosidad.

Al mes de julio de 2018 el porcentaje de morosidad de clientes particulares era 14,2; con una deuda total equivalente a US$ 111 millones. Morosidad estatal: la morosidad estatal se redujo por la aplicación de una multa de la SET a la ANDE de US$ 38 millones.

Los montos que la ANDE se comprometió a pagar por la situación mencionada tienen el siguiente detalle: 

TRIBUTO NO DECLARADO 

159.590.539.896 

INTERÉS 

33.648.966.406 

MORA 

20.347.626.878 

TOTAL

213.587.133.180 

De esta manera, la deuda de las instituciones públicas, que a fines del 2015 era de aproximadamente US$ 70 millones al cierre del 31 de diciembre de 2016, se redujo a US$ 42 millones. Queda claro que la reducción de la deuda no corresponde a una mejor gestión, sino al cumplimiento parcial de lo dictaminado por la Subsecretaría de Estado de Tributación y confirmado por la Corte Suprema de Justicia. La reducción de la deuda pública correspondió a la aplicación de US$ 28 millones (del total de US$ 38 millones) por la negligencia del gerente financiero de la época del que ahora es Presidente de la ANDE.

La ANDE perdió US$ 38 millones de sus ingresos debido a la negligencia de gestiones financieras anteriores.

3.- Aumento de las perdidas: la ANDE, para calcular las pérdidas, descontaba consumos estimados del alumbrado público que tenía registrado, sin la certeza de si esa cantidad era exacta o si funcionaba realmente. 

Las pérdidas informadas son iguales a las del 2016 y estarían en 25,67%. 

Ahora, si consideramos la energía suministrada por todas las fuentes de generación de 15.649 GWh en el 2017 y lo comparamos con el consumo facturado de las distintas categorías, 11.142 GWh, se tiene una pérdida total del 40,4% (pérdidas en transmisión, en distribución, robo, consumos internos).

4.- Retracción del consumo: la tasa del incremento del consumo se redujo del 6% anual a 4% anual.

V - Financiera

El presupuesto de ANDE es equivalente al 9% de todo el PGN y en el periodo 2013-2018, la ANDE ejecutó el 63,2%; promedio anual. Cuando es esperable una ejecución de al menos 75% todos los años. El sistema eléctrico requiere de muchas inversiones y en el periodo 2013 -2018 se presupuestó cuatro veces más a los valores de gobiernos anteriores; sin embargo, la ejecución no acompañó esa disponibilidad presupuestaria, llegando apenas a un promedio de 36% anual. Esto se vuelve más grave cuando apenas el 25% de todo lo ejecutado se destina al área de distribución, donde se localizan los inconvenientes del servicio de la ANDE.

Después de dos años históricos de rentabilidad negativa, se volvió a un valor positivo gracias a la corrección de errores en la contratación de potencia y/o energía de las binacionales.

VI - Venta de energía al exterior (de Acaray a Ebisa) 

La ANDE, en el periodo 2013–2018, dejó de vender energía de Acaray a la Argentina debido a que la ANDE dejó de retirar energía de Yacyretá, cediendo casi la totalidad de la generación de la central a la Argentina, la que, por ese motivo, no necesita importar a precios superiores a 100 USD/MWh, sino solo a la de la cesión: 9 USD/MWh. Con esto la ANDE dejó de facturar más de US$ 80 millones/ año.

Conclusiones 

1.-La ANDE utilizó en 2017 el 29% de la energía paraguaya en Itaipú, el 12,37% de Yacyretá y el 65% de Acaray.

2.-En el 2017, la participación de Itaipú aumentó de 75% a 86%, la de Yacyretá se redujo al 8% y la de Acaray se mantuvo en 6%. 

3.-La infraestructura en transmisión fue mejorada en 10% y se tiene un porcentaje de utilización de 60%. 

4.-La infraestructura en distribución se incrementó en 4%, que es insuficiente para acompañar el crecimiento del consumo y sigue sin monitoreo y control, operando prácticamente a ciegas, donde muchas veces el consumidor es el que informa a la ANDE del corte de energía.

5.-Los indicadores de duración y frecuencia de cortes en distribución aumentaron en este periodo.

6.-El incremento de tarifas de marzo de 2017; no produjo el incremento de recaudación esperado, aumentó la morosidad y las pérdidas y el crecimiento del consumo fue frenado.

7.-Se presupuestó más de cuatro veces los valores de Gobiernos anteriores para inversiones; sin embargo, la ejecución no acompañó esa disponibilidad presupuestaria, llegando apenas a un promedio de 36% anual. Esto se vuelve más grave cuando apenas el 25% de todo lo ejecutado se destina al área de distribución, donde se encuentran los inconvenientes del servicio de la ANDE.

8.-La rentabilidad negativa de dos años fue muy nociva para la empresa.

9.-La morosidad estatal solo se redujo en US$ 48 millones, en forma notable por la aplicación de multas y sanciones de Hacienda, sentenciadas por la corte suprema de Justicia.

10.-La ANDE dejó de recaudar más de US$ 80 millones por NO vender más la energía de Acaray, puesto que Yacyretá es utilizada casi totalmente por Argentina y ya no necesita importar.

Los siguientes puntos justifican por qué el periodo 2013-2018 fue la peor gestión de las autoridades de ANDE, en varias décadas: 

1.- Dos años consecutivos de rentabilidad negativa, después de 15 años. 

2 .- Ser objeto de multa por 48 millones de dólares por declaración indebida del Impuesto al Valor Agregado, confirmada por la Corte Suprema de Justicia.

3.- No cumplir el Acuerdo Operativo ANDE- Eletrobrás. hecho que le obligó a incrementar sus gastos en un 30% en la de compra de energía de Itaipú. 

4.- Aumentar la tarifa después de 15 años y tener como resultado aumento de la morosidad, pérdidas y reducción del crecimiento del consumo nacional 

5.- Recibieron mayores montos a través del presupuesto y los bonos soberanos que ningún otro periodo y en cinco años, en vez de disminuir, aumentaron los cortes de energía eléctrica.

6.- Lastimosamente se han incendiado varias subestaciones eléctricas originando cortes prolongados. 

7.- Se dejó de vender la energía de Acaray y dejó de facturar más de 80 millones al año.

8.- Cada vez se utiliza menos la energía de Yacyretá.

9.- Además, el anterior presidente participó del Grupo Negociador de las Notas Reversales de Yacyretá, que resultó ser poco favorables a nuestro país.

10.- El broche de oro de la gestión fue inaugurar una línea de transmisión en 500 kV, con circuito abierto, que no cumple la función de transmitir energía de Yacyretá a Villa Hayes a partir de LP2, sino la de ser un “Novedoso Incrementador de Tensión” y muy costoso.