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Las empresas distribuidoras de electricidad generaron pérdidas récord en el último año y eso profundiza la crisis energética

La compra de energía adicional de emergencia es inevitable, pero solo es un parche. El sistema eléctrico tiene tres crisis simultáneas. Entérese de las 20 claves para resolverlas.Desde octubre de 2023, los apagones se volvieron recurrentes. Todo coincidió con el fenómeno de El Niño que produce sequía en la cuenca amazónica en donde se ubica la mayor parte de las hidroeléctricas.

Sin embargo, de acuerdo con un último estudio del Grupo Spurrier, este fenómeno climático recurrente no es la causa de fondo de la crisis eléctrica en Ecuador.

La verdadera causa es la insuficiente inversión en generación, transmisión y distribución, debido a un modelo estatista que bloqueó la inversión privada y puso toda la responsabilidad en un Estado que ya lleva una década de ajuste fiscal.

“Por insuficiente inversión, el sistema no garantiza abastecimiento eléctrico y los apagones son frecuentes. Ecuador depende de la importación de electricidad, que en 2013 subió un 184%”, explicó Alberto Acosta Burneo, economista y editor de Análisis Semanal.

Tres crisis simultáneas golpean al sistema eléctrico ecuatoriano

Crisis de distribución: Las empresas públicas «venden» energía, pero no cobran y las pérdidas se multiplican. Existe, según Fernando Salinas, Fernando Salinas, docente universitario y expresidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Pichincha (Cieepi), un manejo politizado e improvisado de esas empresas.

Las pérdidas del sistema (diferencia entre la energía que recibe la distribuidora y la que entrega a los consumidores finales) alcanzaron un récord histórico de 15%. Este indicador está en continuo deterioro desde 2019, según el reporte del Grupo Spurrier.

Las pérdidas no técnicas, es decir, las que se producen por ineficiencia, falta de gestión, facturación incorrecta y conexiones ilegales, son las que más han crecido. Además, se suma que las cuentas por cobrar aumentaron y la capacidad de cobro disminuyó. En 2018, se cobraba el 98,43% de lo facturado; pero actualmente el porcentaje cayó al 81,64%.

Crisis de generación: La demanda crece más que la oferta y los apagones son frecuentes. La solución parche, como ya se ha anunciado desde el Gobierno, es la contratación de energía adicional a través de una barcaza y generadores térmicos en tierra.

Según Acosta Burneo, el modelo estatista de inversión solo funcionó, entre 2006 y 2018, debido a la bonanza petrolera. En esos años, la potencia efectiva pública creció 7,9% en promedio anual.

Cuando terminó la bonanza, entre 2019 y 2023, subió en apenas 0,9% anual y el sistema ya no garantiza abastecimiento eléctrico.

Crisis de transmisión:  Insuficientes redes de transmisión. El camarón, que es el principal producto de exportación, se encuentra aislado de la red eléctrica.

“Esta realidad no es recogida en las estadísticas oficiales de déficit eléctrico. Si incluimos esta demanda insatisfecha valorada en 1.610 MW (Megavatios), el déficit eléctrico sería muy superior a los 1.000 MW que estima el gobierno para 2024”, recalca el estudio del Grupo Spurrier.

¿Cuáles son las 20 claves para solucionar definitivamente la crisis eléctrica del Ecuador?

En generación eléctrica:

1.- Utilizar licitaciones públicas para identificar los mejores oferentes para la inversión en proyectos de generación eléctrica identificados en el Plan Maestro de Electricidad. 

2. – Para los proyectos de iniciativa privada y que no están identificados en el Plan Maestro de Electricidad, eliminar las restricciones en generación, generación distribuida (a pequeña escala cerca del mismo lugar donde se consume) y autogeneración (para autoconsumo).

Actualmente, cuando los proyectos son identificados por la iniciativa privada y no están incorporados en el Plan Maestro de Electricidad, la potencia no puede superar los 10 MW. Además, se limita el porcentaje de venta de sus excedentes.

3.- Facilitar la importación de gas natural y licitar los campos gasíferos locales para contar con suficiente gas natural para generación eléctrica. El Gobierno emitió un decreto para facilitar la inversión privada en gas natural; pero falta una ley que masifique el uso de ese combustible.

4.- Usar un mecanismo de subastas para que las empresas generadoras vendan la energía y las distribuidoras la compren al menor costo disponible en el momento de la orden de compra. Esto implica tener una bolsa energética en donde se coloque ofertas y demandas de energía en línea y de manera transparente.

5.- Transparentar los costos de generación de las empresas públicas. Esto implica, de acuerdo con el Grupo Spurrier, considerar no solamente costos operativos, sino también el costo financiero de las inversiones.

6.- Permitir que las empresas generadoras vendan electricidad a las empresas distribuidoras y a grandes consumidores (industrias y empresas) en el mercado mayorista. Estas transacciones se pueden realizar a través de contratos bilaterales o en el mercado spot.

7.- C r e a r u n fideicomiso con las rentas de las empresas de distribución eléctrica públicas para respaldar las compras de electricidad a generadores privados. Esto permitirá garantizar el pago a los proveedores incluso cuando las empresas distribuidoras públicas estén en una situación financiera delicada.

En transmisión eléctrica:

8.- Eliminar las restricciones a la inversión privada en transmisión eléctrica e interconexión para intercambio internacional de electricidad. Permitir que las empresas que inviertan en transmisión puedan mantener la propiedad de esas redes.

9.- Crear un acceso abierto a la infraestructura de transmisión permitiendo que cualquier generador pueda utilizar las líneas de transmisión bajo los términos regulados y pagando la tarifa correspondiente.

En distribución eléctrica:

10.- Eliminar toda restricción para la inversión privada en distribución eléctrica.

11.- Que el ente regulador determine las tarifas máximas que las empresas de distribución pueden cobrar a los consumidores residenciales; pero ajustándolas para reflejar los costos de generación, transmisión y distribución.

12.- Racionalizar el tarifario residencial para que cree incentivos al uso eficiente. La tarifa debe ser diferenciada y cubrir el costo marginal en todo momento. Durante las horas pico el costo es más elevado, lo que exige un mayor precio, mientras que, durante el horario de bajo consumo, el precio debe ser más bajo.

13.- Los subsidios que el Estado quiera proveer a los usuarios residenciales deben ser asumidos por el Presupuesto General del Estado (PGE) y no por las empresas de distribución eléctrica (públicas o privadas).

14.- Eliminar el tarifario para el resto de los segmentos (industrial, comercial y otros) permitiendo la libre determinación del precio en base con la interacción de la oferta y la demanda. Los grandes consumidores pueden negociar directamente con las generadoras y obtener precios más competitivos a través de contratos bilaterales.

Esto permitirá tarifas diferenciadas por horarios y épocas del año dependiendo de las condiciones del mercado.

Incentivos para la inversión y saneamiento de empresas públicas

15.- Facilitar la inversión privada reintroduciendo el criterio de excepcionalidad (actualmente suspendido) para la construcción de infraestructura.

Esto significa, que el Estado debe aprobar previamente el proyecto y la inversión la hace el sector privado que, luego, recupera la inversión a través de la planilla eléctrica.

16.- Destrabar los Mecanismos de inversión privada y APP (Alianzas Público-Privadas). Esto implica eliminar los obstáculos burocráticos y agilizar los procesos de aprobación. Los inversores, tanto nacionales como extranjeros, deben contar con un marco claro y predecible que fomente la inversión a largo plazo.

17.- Establecer incentivos fiscales y financieros para atraer inversiones en tecnologías limpias y renovables, promoviendo así la transición hacia un sistema eléctrico más sostenible.

18.- Eliminar la prohibición de delegación al sector privado de infraestructura existente que se hayan financiado con fondos del Presupuesto General del Estado.

Esto significa permitir concesionar activos estatales eléctricos para garantizar su mantenimiento y modernización.

19.- Transformar a las empresas públicas del sector eléctrico en sociedades anónimas que estén obligadas a rendir cuentas por resultados, no por trámites.

Permitir la apertura de su capital a través del mercado de valores para incentivar la transparencia y alinear los incentivos para su correcto manejo. El Grupo Spurrier sugiere que se evalúe la administración en función de los cambios del valor de la empresa en el mercado.

20.- Diseñar e implementar un plan de saneamiento financiero de las empresas eléctricas públicas que permita reducir las deudas impagas de CNEL (Corporación Nacional de Electricidad) a Celec (Corporación Eléctrica del Ecuador) por energía facturada.

Establecer protocolos para evitar el retiro de recursos de empresas eléctricas públicas por parte del Ministerio de Economía ya que son necesarios para la inversión.

Establecer protocolos para el pago de subsidios a los usuarios de las empresas eléctricas por parte del Ministerio de Economía. (JS)

Fuente:http://www.lahora.com.ec