La tormenta ayuda a diferenciar lo urgente de lo importante

Escuché con atención la conferencia de prensa brindada por las autoridades de la ANDE la última semana sobre la evaluación de la tormenta pasada en el Gran Asunción, con vientos de aproximadamente 120 Km/h, que provocaron el fuera de servicio de unos 137 alimentadores (+400 mil usuarios) a un costo de US$ 675 mil sobre el SIN (Sistema Interconectado Nacional ANDE), en la que abundaron datos técnicos que permiten hacer un análisis más profundo del tema y su problemática actual, bajo la premisa de que “todo tratamiento debe empezar luego de haberse agotado el diagnóstico”.

La tormenta ayuda a diferenciar lo  urgente de lo importante
La tormenta ayuda a diferenciar lo urgente de lo importanteArchivo, ABC Color

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En (1) leemos que “La tormenta de los días 14 y 15 del presente mes costó en total G. 4.752 millones (equivalentes a US$ 675.000) a la ANDE, de acuerdo con los datos que dieron a conocer ayer en conferencia de prensa. El director de Distribución de la estatal, Ing. Guido Chávez, explicó que el costo de la mano de obra y de la reposición de materiales fue de G. 1.330 millones, financiados con recursos propios de la institución. En tanto que debido a la energía no facturada durante los lapsos de interrupción del servicio de las redes eléctricas dejarán de ingresar a la ANDE G. 3.422 millones”.

Señalaron además que la actual red de Media Tensión (MT 23 KV) en el Área Metropolitana (AM, con 60% usuarios), tiene unos 3.674 Km de extensión, con solo 7% subterráneo, el protegido ronda el 30% pero llegará al 44% en el 2021 (lp1207) y el resto desnudo. La priorización de la actual administración será la inversión en distribución (Dx), del orden de US$ 200 millones anuales por un plazo no menor a cinco años, dicen para cambiar rotundamente la mala percepción que hoy tiene el usuario. No olvidemos que durante la (ex)administración del Ing. Víctor Romero Solís (2013/18) se mencionó una inversión global de US$ 1.150 millones en infraestructura, pero con nula percepción de mejoría por parte de los usuarios.

Recuerdo que las (ex)autoridades de la ANDE (2018 up) decidieron priorizar la Dx y pasar de cable desnudo a protegido (AM), porque decían que el principal problema eran las ramas que ocasionaban los continuos fuera de servicio a la primera ventisca (60 Km/h), ahora esta tormenta desnudó que el problema real no eran solo las ramas (síntoma), ahora también son los árboles (causa) y la nueva solución popular, basada en la teoría de (prueba/error), pasaría por ampliar la red de cableado subterráneo, ya que haber pasado en los dos últimos años de prácticamente 0 al 30% de sustitución de cables desnudos por protegidos, los resultados aún no son percibidos por los usuarios, la prueba de fuego de todas las acciones señaladas se dará este verano y allí está la duda con los antecedentes.

En la conferencia de prensa se les preguntó por qué no se hizo directamente todo subterráneo en las zonas críticas, con mucha arboleda (teniendo la experiencia exitosa, pequeña y onerosa de B°. Loma San Jerónimo - 3,2 ha), las respuestas dadas señalaron que el tema pasa por la mayor inversión; por ello busqué mayor información en la literatura al respecto y los ratios de los llamados locales en proceso, ya que “cualquier necio puede saber. El punto es entender” (A. Einstein).

En www.cearca.com pude encontrar una tabla muy interesante que no pierde actualidad, ya que está expresada en porcentajes unitarios.

Se visualiza en la literatura citada en general que el aislado MT debería costar tres veces más y el subterráneo seis veces más que el desnudo de referencia en otros países; sin embargo, en el nuestro y según los diversos trabajos de investigación realizados con mis alumnos de la “Facultad de Ingeniería Uninorte” (fuente ANDE/DNCP) hemos encontrado en promedio que el ratio de sustitución local de cable desnudo por protegido (misma sección) supera las seis veces y el subterráneo las 12 veces (El Ing. Félix Sosa mencionó 10 veces más caro). La polución visual del protegido frente al desnudo es notoria por la mayor cantidad y tamaño de los postes de H°A° utilizados por km servido, que en la región las regulaciones municipales al respecto impedirían/limitarían esa solución para ciertas zonas residenciales.

Se mencionó (siempre) que el principal problema es o fue la (falta) de inversión histórica, por ello analicemos la potencia instalada de la ANDE, que es un indicador válido directamente proporcional y relacionada. Hoy la potencia instalada en alta tensión ronda los 9.500 MVA, en media tensión (23 KV) ronda los 6.500 MVA, incluidas las 85 mil unidades de transfusibles instaladas (tasa de quema anual del 3,3% - 2800 Un - 2019). Lo que no se mencionó es que el último pico de la demanda 2020 fue de solo 3.563 MW el pasado 13 de marzo (prepandemia), donde el SIN 2020 a octubre pasado, aún no recuperó los niveles de marzo implicando que el Factor de Carga (potencia media/potencia máximo) del sistema sigue siendo muy bajo (menor a 0,6), y/o que la infraestructura actual está subutilizada (sobredimensionada), para una cobertura país del 99,99%, con pérdidas totales muy altas (1 de 4 = 25%), que ninguna administración en el último lustro hizo algo al respecto. Entonces el problema real no fue, ni es la inversión “per se”, sino quizás la eficiencia y eficacia de dicha Inversión medida por los resultados (ratios), salvo que alguien demuestre lo contrario.

El Ing. Félix Sosa dijo también que la ANDE (3) se guía y obra por cuenta de su Plan Maestro Vigente (2016-2025, Decreto PE 7741) en revisión y justamente en dicho plan se puede visualizar que este 2020 estamos en el peor escenario previsto (bajo = 4,4% aa - oikoite) donde el Pico de la Demanda Máxima esperado era de solo 3.555 MW, muy pero muy lejos del escenario adoptado y vigente (tasa de crecimiento del 8,9% aa), donde el Pico de la Demanda Máxima esperada era de 4.647 MW y sobre dicho escenario optimista se basan todas las acciones y las inversiones realizadas (incluido el apagao 2025, postergado ahora al 2029, para así poder seguir endeudándose y/o pagando deudas). Esta es otra prueba más de que la ingeniería de planificación ANDE no estuvo muy atinada; quizás por eso merece una revisión luego de un lustro, al igual que el actual pliego de tarifas (pliego 21), producto del récord Guinnes Itaipú 2016 y la mala contratación de potencia asociada (periodo 2015/16).

Que implica que suba el Costo Medio ANDE 2020 en el Presupuesto 2021 ANDE, más US$ a compra de energía Vs. menos US$ para inversiones. Quizás por eso en la conferencia de prensa citada se habló de sincerar las tarifas (4) (abrir el paraguas, tal como ocurrió en marzo 2017 con el cuento de la optimización tarifaria), supuestamente asociados a que hay que pagar las inversiones mencionadas (US$ 1.000 millones).

Sobre la deuda recuerdo (7) que en el 2002 cuando el pasivo de la ANDE era el 40% de la deuda externa país, equivalentes a US$ 820 millones, hoy (8) la deuda total ANDE se incrementó, dicen 50%, más (37% de su activo), pero la deuda externa país se incrementó 500% camino al parai$o.

Al respecto, el Ing. Félix Sosa mencionó también que la ANDE recauda unos US$ 800 millones (2019), de los cuales 12% son Servicios Personales, 60% compra Energía y sobran 28% para inversión.

Sin embargo, no mencionó por qué defendió ante el parlamento un presupuesto 2021 de US$ 1.335 millones (5): Compra de Energía (36,5%); Inversión Física (30,6%); Servicios Personales (10,9%); Servicio de la Deuda Pública (6,5%); Impuestos (6,3%), Servicios No Personales (4,5%); Transferencias (2,4%); Inversión Financiera (1,7%), Bienes de Consumo e Insumo (0,6%). “La verdad os hará libres”.

Lo importante es que ahora dicen se concentrarán cuasi exclusivamente en distribución, esto en lo operativo, pero en lo estratégico la ANDE nos dice y promete que tendrá lista el 100% de la infraestructura en AT 500 KV en diciembre 2022, para así poder retirar el 100% de la potencia (energía) que nos corresponde de ambas binacionales, incluido el sincronismo y operación conjunta de ambas centrales. Este combo “hestratégico” aumenta mis dudas (11) al respecto y pregunto: ¿será que deberemos recurrir una vez más al Brasil (magnánimo) para que nos pague el 88% de la Infraestructura, tal como mencionó el “profecional paraguaio Fabiano Domínguez, DF adjunto binacional”? (10). “Hay genios sin estudios e idiotas con doctorados”.

Pero no nos vayamos por las ramas, volvamos al bosque (la conferencia de prensa), de la cual pitagóricamente deducimos que solo el 28% del monto señalado fueron daños materiales; el otro 72% fue por Energía No Facturada. Entonces si aplicáramos el principio de Vilfredo Pareto (2) (en lugar del win to win), fijaríamos primero la atención en la Energía No Facturada, basado en un principio de la ingeniería clásica que nos señala “si el fenómeno se da por primera vez es producto del azar, pero si se repite ya es un tema de planificación” y atendiendo que fenómenos como el citado ya se han repetido más de una vez en la última década, con cuasi idénticos resultados para los usuarios, implica que la planificación ANDE no fue eficiente, sumado a una gestión ineficaz (think tank)

Podemos así calcular que el monto de la Energía No Facturada citada por la ANDE a causa de la tormenta debería rondar los 8.935.523 KWh, (8,9 GWh) valorizados a la venta promedio ANDE 2019 (383 G$/KWh), energía equivalente (2020) a 1,2 h haberse desconectado el 100% de Itaipú. Tal como citó el Ing. Guido Chávez, ese costo de Energía No Facturada deberá ser absorbido por la ANDE, ya que contrata potencia de Itaipú y esta cubre como fuente el 90% del SIN PY (planificación ANDE camino al 2023), pero el usuario paga solo por la energía consumida. ¿Se repetirán los hechos mencionados del 2016 y el postarifazo 2017 citado?

Entonces sugiero, para no ser tan agorero, solo por mostrar la realidad pitagórica, que la actual administración trate de separar lo urgente de lo importante (9); por ejemplo, minimizar la Energía No Facturada ANDE; al hacerlo, los ratios operativos mejorarán por añadidura si hay buena gestión.

Vemos que si valorizamos los 4.675,1 GWh de EE No facturada 2019 por los 383 G./KWh 2019 citados y utilizando los mismos cálculos pitagóricos efectuados por la ANDE nos da la friolera de aproximadamente US$ 255 millones. Podríamos decir que sería equivalente a que la tormenta de 120 Km/h (categoría 1) similar a lo narrado, le haya golpeado (económicamente) al país y a la ANDE, no solo un día (US$ 675 mil), sino los 365 días del año pitagóricamente hablando y por la noche también (US$ 255 millones).

Entonces qué se hará para minimizarlo, mencionaron acciones por US$ 100 millones de inversión en gestión de distribución (llaves telecomandadas), hablan también de cambio de medidores inteligentes, entre otras acciones para evitar el famoso “hestimado”, o sea, tratar de calafatear la sangría anual de la Energía No Facturada, pero solo nos hablan de productos y acciones, no cuál es la meta anual de ese calafateo (1% a 2%) en eficiencia y US$, ya que si se piensa invertir US$ 1.000 millones, el usuario debería saber que puede esperar mientras se le pide paciencia, una y otra vez con los famosos Plan Verano de la última década. “Si no hay luz, no hay agua o viceversa con viento, lo que ocurra primero”.

La rueda ya fue inventada hace tiempo, hoy día los libros modernos nos enseñan que el usuario y los resultados están en primer lugar, la mejor solución siempre es “sui generis”, no hay receta mágica, pero una buena decisión gerencial pasa por tener el “coaching” adecuado, recurrir siempre a los mejores, a los que ya lo hicieron en el mundo y lograron buenos resultados. Como me solía decir mi colega y amigo (+) Hugo A. Cacace, “Para qué vamos a traer al que leyó el libro, si podemos traer al que lo escribió y por el mismo costo”. El tema no pasa por acciones operativas como hechos autónomos o compilación de partes como se pretende hacerlo con el SGIDE, que lleva quizás una década sin implementarse, sino quizás la solución simple pase por una especie de reingeniería del proceso, cambiando el sistema actual por otro integral adecuado que funcione y no pretender que lo existente funcione con los mismos y haciéndolo contra viento y tratado, tal como sucede con el Aña Cua en la EBY.

El verdadero problema de la ANDE no son los Recursos, para mi modesto entender es la (falta) Ingeniería, por eso todo es predecible. “No podemos resolver problemas pensando de la misma manera que cuando fueron creados” (Albert Einstein). Hoy ya no se trata de armar el sistema por piezas, como si fuera un rompecabezas perdiendo tiempo y recursos, hoy se lo compra hecho a quien le funciona y con garantías, se lo implementa y se lo pone en marcha en menos de un año y se lo paga en cuotas con el ahorro conseguido, así de simple (la rueda ya fue inventada).

No es necesario hacer cosas extraordinarias para obtener resultados extraordinarios. Warren Buffet.

(*) axelbenitezayala@gmail.com – Noviembre 2020 – Homenaje a mi madre a un año de su partida terrenal.

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.

Referencias

1.https://www.abc.com.py/nacionales/2020/11/20/la-tormenta-del-fin-de-semana-causo-perdidas-por-us-675000-a-la-ande/

2.https://es.wikipedia.org/wiki/Vilfredo_Pareto

3.https://www.ande.gov.py/plan_maestro.php

4.https://www.abc.com.py/nacionales/2020/11/20/la-estatal-analiza-sincerar-la-tarifa/

5.https://economia.com.py/presupuesto-de-ande-para-el-2021-seria-de-usd-1-355-millones/

6.https://www.abc.com.py/edicion-impresa/suplementos/economico/2020/02/02/ande-ejecuto-solo-325-de-su-presupuesto-para-inversion-fisica/

7.https://www.abc.com.py/edicion-impresa/economia/pasivo-de-ande-representa-el-40-de-toda-la-deuda-externa-669908.html

8.https://www.abc.com.py/nacionales/2020/11/21/indice-de-endeudamiento-de-la-ande-es-del-37-y-busca-mas-prestamos/

9.https://www.abc.com.py/edicion-impresa/opinion/lo-urgente-vs-lo-importante-1558472.html

10.https://www.abc.com.py/nacionales/2020/11/08/infraestructura-en-paraguay-es-pagada-88-por-brasil/

11.https://www.abc.com.py/edicion-impresa/economia/2020/06/04/se-llegara-al-2023-sin-operar-en-sincronia-afirma-tecnico/

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