La ola de calor que se registró en todo el país durante la primera quincena de enero dejó en evidencia que el sector eléctrico está desinvertido. Al margen de la discusión sobre qué sucederá —o debería suceder— con las tarifas residenciales de energía, que suele guiar la cobertura periodístico del tema, lo que está claro que es durante los últimos 20 años el segmento de distribución —y también el de transporte y generación— recibió mucha menos inversión de la que debería haber recibido.

Los privados explican una cuota parte de ese problema, pero la principal responsabilidad recae sobre el Estado argentino, que desde la caída de la Convertibilidad no encontró un modelo de gestión del negocio de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país y las únicas bajo competencia nacional, que garantice estándares de calidad aceptables.

Un dato grafica lo que fueron estas dos décadas: sólo se habilitaron subas de tarifas en 3 de los últimos 20 años. Imposible que un sector funcione con ese track récord, en particular si el Estado no se hace cargo de financiar la inversión en la red, que es el único reverso posible si la decisión política es mantener congeladas o pisadas las tarifas por debajo de la inflación.

En una entrevista por Zoom con EconoJournal, Claudio Cunha, country manager de la italiana Enel, controlante de Edesur, aportó estadísticas actualizadas que dan cuenta que la calidad del servicio en el área de concesión de la distribuidora se encuentra entre las más bajas de los países en los que opera Enel en Latinoamérica. De los datos presentados se desprende que, cuando existieron tarifas acordes, que cubrieron gastos de Opex e inversión, la calidad de la red mejoró entre 2016 y 2019. El indicador SAIDI —que mide la duración de los cortes— cayó a la mitad: de 14 horas promedio por semestre a menos de siete. Pero en los últimos tres años, de nuevo con tarifas congeladas, los estándares de calidad volvieron a caer.

Cunha entiende la decisión política del gobierno no incrementar tarifas en línea con la inflación, pero si ese es el camino, advierte, la única opción para garantizar la inversión en el ejido del área metropolitana de Buenos Aires es que el Estado complemente con fondos públicos el presupuesto de inversión de las empresas. Dado que los recursos recaudados vía tarifas, por sí solos, son insuficentes. En esa línea, el titular de Enel reclamó que el Ejecutivo instrumento el esquema previsto por el artículo 87 de la Ley de Presupuesto 2021, que habilitó el canje de deuda con Cammesa por inversión en la red.

«Hemos negociado con el equipo de la Secretaría de Energía y no existió divergencia en las posiciones. Estábamos listos para firmar y no se contestarte porque finalmente no se firmó. Lo que te puedo decir es que no fue por falta de interés de nuestra parte», detalló el ejecutivo. «Necesitamos un acuerdo para establecer un plan de inversión de dos años, que sea en parte financiado con tarifas y en parte financiado con recursos del Estado», agregó.

¿Qué balance hace del comportamiento del sistema durante el pico de demanda en plena ola de calor?

Claramente, el sistema necesita ser reforzado. Nos sumamos a las medidas que implementó el gobierno para reducir el consumo en horas clave. Pero aún así, superamos los 28.000 MW de demanda. El sistema debe resistir esos niveles de consumo, que insisto serán cada vez más demandantes.

Hace muchos años que la forma en que se administra el sector eléctrico no tiene reglas claras. Y acá se ve cómo eso afecta a la performance de la red, en este caso de la distribución, aunque detrás de los cortes siempre está la cadena completa.

Los cortes de suministro en Argentina duraban 4,4 horas en promedio entre 1997 y 2001, uno de los mejores niveles dentro de Latinoamérica. Luego se implementó un congelamiento tarifario que duró varios años y se produjo una intervención del sector por parte del regulador. Entre el 2002 y el 2012 el tiempo de corte subió de 3 a 22 horas semestrales, un 600%, que es una brutalidad y después mejoró un poco en 2015 cuando se aplicó el Fondo para Obras de Consolidación y Expansión de Distribución Eléctrica (FOCEDE). Además, cabe destacar que cuando los niveles de inflación eran bajos, el sistema resistió; pero cuando subió la inflación, a niveles superiores al 20% anual, y los ingresos de las empresas permanecieron congelados, obviamente se reflejó en una menor capacidad de inversión y la calidad se resintió. Ahora bien, a partir de 2016, cuando entra en vigencia la RTI, el indicador de duración mejoró y los cortes bajaron a 7 horas por semestre, son 14 horas anuales, que es un nivel alto, no es que estamos felices, pero se registró un tren de mejora. El problema es que ahora tenemos tarifas congeladas otra vez y los cortes rebotaron. Por eso es necesario que el sistema se estabilice, establecer reglas que no se toquen para generar previsibilidad. Reconstruir una subestación tarda dos años.  

La ola de calor dejó en evidencia la altísimo elasticidad de la demanda eléctrica. La semana pasada, con las temperaturas por arriba de los 40 grados, el consumo llegó a los 28.300 MW, y unos días después, ya con menos 30 grados, estuvo por debajo de los 20.000 MW. Esa diferencia, de 8000 o 9000 MW, que representan un 25% o 30% del total a nivel nacional, se explica por el uso de aires acondicionados o equipos de refrigeración. ¿Cuánto incide en esa elevada elasticidad el hecho de que los sectores medio-altos y altos tengan tarifas pisadas desde hace tres años y entonces no tengan una señal tarifaria que modere el uso de estos equipos?

Eso da para hablar sobre dos o tres vertientes que quisiera explorar. Uno es que, claramente, la falta de señal económica afecta el consumo, ineficientemente. El otro aspecto es el siguiente: la demanda de energía va a ser cada vez más creciente, cada día vamos a tener más récord de demanda. Esto es porque la transición energética que persigue la descarbonización se apoya, en parte, en la electrificación del consumo de energía. Hablamos de vehículos eléctricos y de otras tecnologías, que hoy usan combustibles fósiles y deberían migrar, con más o menos éxito, hacia la electrificación. En ese sentido, las redes de distribución eléctrica van a estar frente a un despacho más exigente. Para enfrentar esa tendencia, necesitamos fomentar el consumo eficiente como política de Estado e incentivar la electrificación. La eficiencia energética con tarifas muy baratas no se justifica porque ser más eficiente requiere inversión (que no se repaga). Modernizar una fábrica, cambiar un aire acondicionado por otro más eficiente, no se justifica con tarifas tan baratas. Por eso insistimos tanto que es importante que tengamos un plan estratégico de largo plazo para la Argentina en materia de energía porque si no nos anticipamos a lo que inexorablemente va a pasar, como país vamos a tener más problemas. Los cortes que observamos hoy en día no son de distribución solamente, hay problemas en toda la cadena.

Hace algunas semanas funcionarios del área energética comunicaron primero informalmente y luego vía Twitter que las tarifas aumentarán un 20% en 2022. Aunque no brindaron mayores precisiones. Es un porcentaje que están muy por debajo de las proyecciones de inflación, que según la mayoría de los economistas estarán por encima del 50%. ¿Qué instrumento debería aplicarse para sostener y mejorar la calidad del servicio?

A comienzos del 2021 comenzamos a negociar con el ENRE un acuerdo de transición tarifaria. Yo entiendo que hay una decisión política de no incrementar las tarifas (en línea con la inflación), pero necesitamos una regla que otorgue visibilidad a las compañías para que puedan hacer proyecciones a mediano y largo plazo y encarar planes de inversión. La discusión sobre cuánto aumentarán las tarifas la tiene el gobierno, y yo no la discuto, pero de uno u otro camino hay buscar un esquema de transición hasta que se piense una Revisión Tarifaria Integral y se reformule el proceso. Nosotros acompañamos, pero debemos concluir la negociación que empezamos hace un año, porque el precio lo termina pagando el usuario final y se interrumpe el proceso de mejoría.

Tuvimos un corte grande de 700.000 clientes provocado por una falla de alta tensión, pero no fue el único y no se dio solo en Buenos Aires. En otras provincias también. Estamos frente a un sistema que necesita una revisión en su totalidad. Las tarifas de transmisión están congeladas hace un montón. El sector de generación también tiene sus problemas: tenemos parques y plantas de generación viejos, que tienen más de 60 años.

Si algo quedó de manifiesto con los acontecimientos de la semana pasada es que el sistema de generación no es tan robusto como decía el gobierno hasta hace algunos meses atrás.

Exacto.

Concretamente en lo que se refiere a la red de Edesur, ¿qué inversión habría que hacer en los próximos cinco años para mejorar los estándares de calidad del servicio, para prepararse sobre el desafíos de la electrificación y poder cubrir los picos de demanda?

La verdad, la respuesta a esa pregunta depende de cuán rápido se quiere mejorar la calidad del servicio y a qué nivel quiere llegar el regulador. En este gráfico 2, se ve el indicador SAIDI en distintos puntos del planeta. Recientemente, el ENRE emitió una multa contra Edesur y acusa al Grupo Enel de tener dificultades para operar. La Argentina tiene una duración promedio de cortes por usuario de 14 horas, sin embargo, el problema no está en Enel: el promedio de duración de cortes en Europa es de 1,6 horas por cliente, en Enel Italia es de 0,7 y en Enel Rumania es de 2,3 por ejemplo. Si hablamos de Latinoamérica, el promedio en Chile, donde operamos, es de 2,9 horas; en Perú es de 7 y en Colombia es de 7,8.

En estos lugares la definición regulatoria de los ingresos no sale de la cabeza de una persona (en relación a la discrecionalidad con la que se fijó el aumento del 9% de la factura eléctrica de AMBA en 2021), sino que deriva de cálculos matemáticos elaborados con mucho tiempo según los contratos de concesión. Es un esquema estable que se define y se aplica.

¿Cuánto habría que invertir en la red de Edesur para recuperar un indicador de cortes de 7 horas anualessimilar al de Lima, que es la mitad del nivel promedio de la Argentina?

Vuelvo a decir, es difícil responder esa pregunta porque son muchas las variables. Lo que puedo decir es que Edesur, para poder llegar a niveles de un dígito en el SAIDI (hoy tiene 14 horas de promedio anual), debería invertir entre US$ 180 y US$ 200 millones al año en distribución. Para eso, necesitamos ingresos para poder sostener esos niveles de inversión.

¿Cuán lejos está la compañía de mantener un caudal de inversión de ese tipo?

En 2021 hemos invertido más de US$ 150 millones. Es más, Edesur fue la distribuidora de energía que más invirtió en todo el país en los últimos tres años. Pero lo hizo a costa de deuda, con el accionista y con Cammesa (la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista). Esto es precisamente lo que se tiene que solucionar porque no podemos seguir operando sin una cierta mirada de cómo van a venir los ingresos ni una regla establecida que se cumpla.

Si el gobierno no avanza con un aumento de tarifas que permita a las empresas generar un mayor caudal de inversión, como muy probablemente termine ocurriendo, cómo debería implementarse algún esquema de inyección de inversión…

Eso ya está armado. Existe el artículo N°87 previsto en la Ley de Presupuesto 2021, que permite canjear deuda con Cammesa por inversión. El problema es que no se avanzó. Los mecanismos legales están. Pero no se avanzó en un acuerdo para establecer un plan de inversión de dos años, que sea en parte financiado con tarifas y en parte financiado con recursos del Estado.

¿Por qué no se pudo avanzar?

No sabría decirte. Hemos negociado con el equipo de la Secretaría de Energía y no existió divergencia en las posiciones. Estábamos listos para firmar y no se contestarte porque finalmente no se firmó. Lo que te puedo decir es que no fue por falta de interés de nuestra parte.

En 2014, cuando se puso en marcha el FOCEDE, primero fue una coadministración entre las empresas y el Estado, y luego el Estado se terminó encargando de la operatoria del programa. ¿Quién es más eficiente a la hora de encargarse de la inversión en las redes de distribución? ¿El Estado o los privados?

Mostré recién el gráfico en el que se ve cómo se opera en los países del mundo donde la calidad del servicio es aceptable. En ninguno de esos lugares, el modelo se basa en la inversión estatal. En todos esos lugares, hay un régimen regulatorio y fondos tarifarios previstos para la inversión; se hace la inversión y se controla la calidad a través de un organismo regulador autónomo elegido por concurso, sin influencia política.

¿Tiene alguna información acerca de cuándo se llevará a cabo la Audiencia Pública convocada por el ENRE para que el sector de distribución exponga su situación?

No.

El corredor sur del AMBA que corresponde a Edesur registra mayores problemas de suministro. ¿Existe un diagnóstico preciso acerca de por qué se repiten los cortes en esa zona?

Edesur mantenía un nivel de calidad bastante aceptable que se deterioró con las múltiples intervenciones. A la vez, hay un crecimiento muy importante de la industria inmobiliaria con un fuerte crecimiento tanto en la Capital como en la Provincia de Buenos Aires. A partir de un censo que hicimos hace un tiempo cuantificamos más de 200.000 familias sin conexión eléctrica o con conexiones clandestinas. El proceso de migración de personas hacia las grandes ciudades seguirá ocurriendo en los próximos años, pero debe hacerse de un modo ojalá más ordenado.

Ahora bien, técnicamente, ¿por qué cuesta tanto resolver cortes como el del barrio de Mataderos, por ejemplo, que motivó incluso que los vecinos cortaran la Avenida General Paz para visibilizar el problema?

Al comienzo del 2022 se sumaron dos fenómenos. Primero, la ola de calor que se concentró mucho en algunos barrios. Luego, mientras se reparaban los cortes, hubo una fuerte tormenta que afectó varias zonas de la provincia.