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Con el cambio de la matriz energética procesado en los últimos años —mediante la incorporación de las fuentes renovables de biomasa, eólica y solar— Uruguay pasó de ser importador a exportador neto de electricidad, incluso en los últimos tres años, que fueron particularmente secos. Además, permitió reducir a la mitad el costo de producción de la electricidad, lo que se reflejó en parte en las tarifas de UTE y fue “clave” en la mejora del resultado del ente.
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El cambio de matriz dio espacio a agentes privados, que en la actualidad inyectan a la red el equivalente al 40% de la demanda de electricidad en el país. Ahora, el sector privado reclama mejorar las condiciones para “ser un actor relevante” en la segunda transición energética, que tiene a los combustibles “verdes” —como el hidrógeno— en el horizonte.
“Es necesario avanzar y adecuar” el marco regulatorio del 2002 a las nuevas tecnologías y a la “competencia”, dijo el presidente de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (Augpee), Martín Bocage, el martes 18 en un evento sobre la temática.
Por la tarde, el titular del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), Omar Paganini, reconoció los “desafíos regulatorios” en un evento de sostenibilidad organizado por BBVA. “Tenemos establecido un mercado eléctrico mayorista que nunca llegó a funcionar realmente, diseñado para hidráulica y térmica. (…) Además hay un montón de contratos que hizo UTE de compra a largo plazo”, comentó. Y alegó que para “atraer inversiones, movilizar el mercado y hacer más eficiente la generación de electricidad” se está en proceso de reconocer que las fuentes renovables aportan “robustez y resiliencia” al sistema, dijo el jerarca. Pero aclaró que ese cambio regulatorio se va a ir dando “en pasos”.
Es que, sobre los cambios propuestos, hay “opiniones divididas” dentro del Poder Ejecutivo, admitieron a Búsqueda fuentes políticas. Eso ha postergado la firma de un decreto del MIEM que circuló en diciembre entre los distintos actores.
Sobre el asunto, Bocage dijo a Búsqueda no entender “quién y con qué argumentos” en la UTE o en el Ejecutivo se está oponiendo y frenando esa normativa. “Es fundamental que salga, porque si no se limita mucho a los privados la posibilidad de expandirse y ser eficientes, y termina pasando que UTE es la única contraparte en los contratos” de compraventa mayorista de energía, alegó.
Para el titular de la Augpee, otro punto para revisar tiene que ver con los “peajes”, porque —dijo— de la forma que están calculados son una “barrera” para el uso de la red eléctrica.
Ahorro y tarifas
De acuerdo al balance energético publicado recientemente por el MIEM, en 2022 el 91% de la generación eléctrica del país fue a partir de fuentes renovables: 39%, hidroeléctrica; eólica, 32%; biomasa, 17%; y solar, 3%.
El costo de abastecimiento de la demanda (CAD) de electricidad desde la introducción de esas fuentes no convencionales entre 2015 y 2021 bajó 53% en términos reales, si se lo compara respecto a un período anterior previo al cambio de matriz (2007-2011). Ese ahorro fue equivalente a un punto del Producto Bruto Interno, de acuerdo al estudio realizado por el Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Católica, presentado el martes 18 en un evento de la Augpee.
Medido en dólares, el abaratamiento se estimó en 40%. El costo de generación por MWh pasó de US$ 64 en 2007-2011 a US$ 38 entre 2015 y 2021.
En el estudio se estima el CAD como la suma de los costos de generación local y los costos de importar energía eléctrica, menos los ingresos por exportaciones. Entre los primeros se incluyen los de las centrales de generación térmica, los de operación y mantenimiento de las centrales hidroeléctricas, los pagos de los contratos de compraventa de energía eléctrica a generadores privados y las “restricciones operativas”.
La UCU actualizó el CAD para los años 2020, 2021 y 2022, de forma individual y en total. En los últimos tres años el costo totalizó US$ 1.536 millones (unos US$ 512 por año, en promedio).
Estimar el ahorro en ese lapso implicó sustutir la generación de esas fuentes renovables no convencionales por térmica-fósil (un “escenario contrafáctico”). En ese caso, el costo de generación para los tres años habría sido más del doble (US$ 3.157 millones). Así, el ahorro entre 2020 y 2022 fue de US$ 1.621 (US$ 540 millones por año, en promedio).
El abaratamiento de la generación explicó prácticamente toda la “recomposición” del resultado operativo de UTE en los últimos años y posibilitó que se profundizara la rebaja de las tarifas, analizó la consultora Exante, en el mismo evento de la Augpee.
La energía eléctrica cobrada en la factura a los consumidores bajó en torno a 10% en términos reales, estimó.
Según la presentación, en 2021 la tarifa del MWh era 12% real menor en comparación con 2013 (el pico de la serie de los últimos 15 años) para los grandes consumidores y los clientes residenciales. Para los consumidores medianos la rebaja fue algo mayor (14%).
Analizando los estados financieros de UTE, Exante advirtió que el abaratamiento del costo de generación fue “clave” en la mejora del resultado operativo del ente entre los períodos 2007-2011 y 2015-2021. Eso permitió que aplicara fondos para amortizar deuda financiera y para distribuir dividendos. El aporte de la empresa pública al resultado fiscal superó la contribución acumulada del resto de los entes en la mayoría de los últimos ejercicios.
