La estrategia de deuda de NB Power consistía en solicitar una serie de pequeños aumentos tarifarios del dos por ciento año tras año, acumulando patrimonio lentamente para pagar lo que debe. En su audiencia tarifaria de 2015, los directivos proyectaron que los aumentos reducirían la deuda a 3950 millones de dólares para marzo de 2021 — una mejora de 889 millones de dólares en seis años.
En cambio, en la audiencia tarifaria de febrero de 2020 la empresa proyectó una deuda para marzo de 2021 de 4900 millones de dólares — casi 1000 millones más de lo planeado. Robert Knecht, un experto estadounidense en servicios públicos contratado por la interviniente pública Heather Black, declaró en la audiencia que la estrategia había fracasado porque los planificadores de NB Power usaban habitualmente proyecciones demasiado optimistas de costos y gastos.
Los desvíos tuvieron causas identificadas: la central nuclear de Point Lepreau generó un 10 % menos de electricidad de lo proyectado durante sus primeros siete años tras la remodelación, los daños por tormentas siguieron acumulándose y las represas hidroeléctricas operaron por debajo de los caudales tradicionales. La tormenta de hielo de enero de 2017 en el noreste de Nuevo Brunswick costó 30 millones de dólares — diez veces el presupuesto anual para daños por tormentas.
En noviembre de 2019, la carta de mandato del gobierno de Higgs indicó a NB Power que tratara la reducción de la deuda como su prioridad "primera y principal" y que eliminara al menos 500 millones de dólares de deuda para 2027. Knecht advirtió que a la empresa se le acababa el tiempo para producir un escenario creíble, señalando que sus modelos actuales a diez años aún suponen que no habrá más problemas significativos en Point Lepreau y cargas fiscales al carbono más leves de lo que permiten las normas federales.
Deuda proyectada casi 1000 millones de dólares por encima de lo planeado — 4900 millones frente a los 3950 millones prometidos para marzo de 2021; una sola tormenta de hielo en 2017 costó 30 millones de dólares, diez veces el presupuesto para tormentas de ese año.
El plan de pago se basaba en previsiones que sistemáticamente adoptaban el mejor escenario: plena producción nuclear, daños moderados por tormentas y supuestos favorables sobre el costo del carbono.
Seis años de la estrategia no produjeron casi ningún avance — la brecha de deuda respecto al plan alcanzó aproximadamente 1000 millones de dólares en lugar de reducirse en 889 millones.
El modelado de mejor caso no dejó margen para las perturbaciones recurrentes conocidas de la empresa, desde tormentas de hielo hasta el bajo rendimiento del reactor remodelado.
La provincia impuso entonces un objetivo firme de 500 millones de dólares para 2027 que la empresa no tenía una vía creíble para cumplir.
Un plan construido sobre supuestos de mejor caso no es un plan: los aumentos tarifarios pequeños y constantes solo funcionan si las previsiones que los sustentan sobreviven al contacto con tormentas, reactores de bajo rendimiento y políticas de carbono.
La Junta de Energía y Servicios Públicos estaba examinando la solicitud de NB Power de otro aumento tarifario del dos por ciento a partir del 1 de abril de 2020, y Knecht instó a la empresa a mantener su mecanismo existente pero hacer sus proyecciones "un poco menos optimistas" antes del plazo de 2027.
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Las fuentes
- Poor planning at root of failed NB Power debt strategy, says expert CBC News · cbc.ca ·