ANDE 2025: realidad mata presupuesto

A principios del presente mes pude escuchar, maravillado, cómo los mi$mos (1) están cambiando la suerte de la new ANDE, a pesar de la tarifa política, como dicen, y nulos resultados de la ge$tión de los mi$mos (Pérdidas, Rentabilidad, Morosidad, entre otros) (2).

Básicamente, el Presupuestos de Gasto (PG) ANDE aumentará 14,36% de los actuales US$ 1.725 millones a US$ 1.972 millones, (3) en el que, supuestamente, el 80% será financiado con recursos propios y el 20% restante con préstamos u otros, a sabiendas de que el pago anualizado de la deuda alcanzará US$ 200 millones.

Ingresos previstos

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Me detendré un poco más en los ingresos previstos, de US$ 1.569 millones, en los que la venta de energía eléctrica (el ingreso genuino alcanzará los US$ 1.480 millones, según dijeron, debido al despegue de los contratos cripto en dólares, que en Obras –inversiones– que lograrán también que el 51% de los Ingresos sean en dólares (antes eran 20%). Por consiguiente, admiten que los contratos locales en dólares y por pago adelantado, son muy importantes para la salud financiera de la ANDE. No analizaré qué hacen al respecto, ya que, por ahora, debido a la coyuntura espacio-tiempo solo analizaré RESULTADOS, no MARKETING.

Recordemos que, según la Memoria 2023 de la empresa eléctrica, dichos contratos cripto eran solo con 22 clientes, que consumían, en conjunto, 480 GWh o unos US$ 20 millones + IVA (3,1% del total de la energía eléctrica facturada y 61% equivalente de la producción total 2023 de la central hidroeléctrica Acaray, la cual también exportó otro 14% a la Argentina (EMSA).

Parecería, a simple vista, que el tarifazo aplicado unilateralmente a esos usuarios en junio pasado (4) tendría otra finalidad AD REFERENDUM 60 Hz (5), quizás por ello mencionan frecuentemente que la TARIFA de la ANDE es POLÍTICA y no TÉCNICA (salvo a las cripto locales).

Ahora también descubrieron que, adicionalmente, otro gran problema técnico de la ANDE será causado por las cripto locales (“harmónicas”), según una exposición técnica realizada en el último SESEP (6), pero recuerdo que en ingeniería, el siglo pasado se enseñaba que lo que “NO se MIDE No se CONTROLA”, no obstante afirman algo, pero no dan cifras concretas, sería algo parecido a las expresiones de Mario Abdo Benítez padre “Estamos al borde del abismo y dimos un paso al frente”.

Además, un lector sapiens supone que las cripto locales suscribieron contratos (cuasi leoninos) con la ANDE (que no están disponibles en la WEB), pero en los que está claramente determinado y limitado el problema teórico citado. Sin embargo, un profesional sabe que no solo los “harmónicos” son importantes; peor si no hay penalización alguna en el contrato, obstante, quizás para el cliente le sea más importante la modulación (Factor de Carga), porque de ello depende la TARIFA final.

Por eso me llama la atención que los técnicos analistas de la ANDE se preocupan y calculan el apagao predatado (power crunch) con día y hora, pero no se preocupan, por ejemplo, de mejorar el Factor de Carga, buscando mejorar costos medios (load shifting). El load shifting es una estrategia de gestión de energía (planificación) que consiste en trasladar la demanda de las horas pico a las horas valle, mediante alguna acción concreta. Es decir, se busca nivelar la carga eléctrica, administrándola de modo tal que la “mueva” de las horas pico a las horas valle del día, cuando la demanda y los precios de la energía deberían ser más bajos. La ANDE, según sus Memorias, hace décadas apenas supera el 50% su Factor de Carga anual (%), hecho que le obliga a tener infraestructura ociosa, resultando mayor inversión, mayor endeudamiento, menor eficiencia, ere erea, pero quizás no sea importante para los mi$mos.

“No hay nada tan inútil como hacer eficientemente algo que no debería haberse hecho”. Peter Drucker

En los contratos (leoninos y leguleyicos) ANDE vs. cripto locales, están incorporadas las herramientas para medir la preocupación técnica, entonces el problema no es del cliente.

Estas y otros trabajos técnicos expuestos en el último SESEP, hablan por sí solas de la alta preocupación académica de los profesionales del sector por detalles técnicos, pero sería bueno enfocarse no solo en lo teórico, que ya está en los libros y normas, dejando un poco de lado el hecho de ser simples historiadores académicos energéticos, para pasar a ser realmente ingenieros, con actitud y tener/adoptar criterios respecto a los resultados de nuestro sistema energético, inclusive considerar/analizar hechos y/o paradigmas concretos, por ejemplo, el “new Acuerdo Bilateral 24/26″, la inminente venta al Brasil “Ad Referendum” y por debajo del costo medio, el fin del monopolio, entre otros detalles.

En necesario que dejemos terminologías y el marketing de lado, para centrarnos en los resultados reales conseguidos por esta administración, que es la misma del 2020 en adelante, por ende, no hay excusas, ni puede ser defendida con el repasador y la espada por la prensa amiga de Dios (Pipo), aludiendo que heredó una mala administración y que lo primero era poner la casa en orden, ya que por alguna extraña causa y/o consecuencia los actuales “Chicago Boy’s” del Equipo Económico le dieron su voto de confianza y dejaron que sigan haciendo lo mi$mo. (La inversión se duplicó, pero el endeudamiento se triplicó, camino al Desarrollismo).

Lo que más me ha llamado la atención de la presentación del PG ANDE 2025 ha sido el GRUPO 400 – Compra de energía eléctrica, en el que asume que se comprará el 83% del suministro de Itaipú por US$ 683 millones, más el 17% de la EBY (Allianada y Demo$trada) por otros US$ 144 millones, totalizando US$ 827 millones. Aparentemente Acaray aportará el 0% o será 100% exportada ad referéndum, por debajo del costo medio ANDE. Es pitagórico, heí trato Apuá.

En la siguiente lámina publicaban que la demanda se está disparando (según dijeron gracias a los new contrato cripto firmados), por ende, comprara más energía eléctrica de Itaipú, unos 26.180,5 GWh y de la EBY unos 6.354,7 GWh adicionales, 32.535,25 GWh en total, y con mayores costos (US$ 827 millones). Eso implicaría que el costo medio asociado (esperado) por la ANDE en 2025 de Itaipú llegaría a los hipotéticos US$ 26/MWh, y pico, pero aún debemos esperar cuánto será el costo medio 2024 que resulte, a sabiendas de que Itaipú no llegará a la energía garantizada (75 mil GWh), repitiéndose el escenario 2021/22, cuando alcanzó US$ 30,5/MWh, igual inferior al conseguido en el 2016 con el Record Guinness de US$ 32,8/MWh, debido a un error de planificación ad referéndum, hecho que desembocó en el tarifazo de marzo de 2017.

Sabemos que por la “new acta bolateral” 24/26 que el contrato ANDE pasó de 2.154 MW (2023) a 2.605 MW (2025) y que, en teoría, quizás sea recompensada por Itaipú con tarifa “halta”, no sabemos cómo, pero seguramente surgirá algún el mecanismo de compra y transferencia de activos, aunque ignoremos el proceso, los precios unitarios, entre otros detalles.

Para Yacyretá la ANDE sigue asumiendo que la energía eléctrica cuesta los famosos US$ 22,63/MWh, pagados a cuenta desde sus inicios angelical(es), pero no mencionan la deuda in crescendo, por diferencia tarifaria que, según la propia Memoria ANDE 2023 (pág. 227), asciende a US$ 613.284.562,25. Al respecto, consultados dicen que es un problema de la Cancilleria, pero anotan por las dudas en su Memoria, sería algo parecido al tema Petropar – PVSA.

También de la memoria ANDE se puede calcular la tarifa EBY mediante el uso de IA, durante el periodo analizado (2020 a 2023), resultando que el costo medio real ANDE 2025 (sale o sale) ponderado no debería ser menor a US$ 32/33/MWh, pero habrá que justificarlo ad referendum porque es maior a la mejor oferta “rapaiz” de US$ 21,03/MWh por la energía eléctrica de Acaray, imposible de igualar en el contexto regional, aunque se sabe que UTE de Uruguay exporta electricidad excedente al Brasil y a la Argentina por unos US$ 80/MWh, en promedio, y gana dólares estadounidenses (7).

Según el último informe de Cammesa (enero-setiembre de 2024) la Argentina importó de la región un total de 3.950,2 GWh a un precio promedio (semestral) de US$ 82,2/MWh. El Paraguay, a través de la ANDE, exportó solo el 2% de esa cifra, pero cedió en la EBY unos 2.328 GWh (vea los costos medios en el cuadro correspondiente).

Finalmente, le queda como tarea al lector sapiens, encontrar la justificación de cómo los mi$mos, con ayuda “ad referéndum + IA”, lograrán incrementar los ingresos genuinos por venta de energía eléctrica de US$ 850 millones (2023 – pág. 157) a los teóricos US$ 1.480 millones (2024) y llegar a US$ 1.569 millones (2025).

“Cualquier necio puede saber, lo importante es entender”. #Lo que natura no da, Salamanca no presta”, ni con IA. La Soberanía NO se pide, se ejerce.

“No le tengo miedo a los de Afuera que nos quieren comprar, sino a los de Adentro que nos quieren vender”, Arturo Illia.

Ing. Axel Cid Benítez Ayala (3l 1nD1v15o) axelbenitezayala@gmail.com – Octubre 24 -. Homenaje a la madre paraguaya, la mas gloriosa de America. https://independent.academia.edu/AxelCidBenitezAyala

(*) Ingeniero electricista y electrónico por la UNC, Argentina (1984). MADE (2000) UA, Paraguay & Magíster en Economía de la Energía (2010). Gesel – UFRJ- República Federativa del Brasil