La semana pasada Deloitte divulgó un informe que sintetiza las conquistas y los desafíos del mercado eléctrico uruguayo. La economista Tamara Schandy, de la consultora Deloitte, repasó las principales conclusiones de ese estudio.
Análisis económico
Martes 22.03.2016
A propósito de las transformaciones que ha tenido el mercado eléctrico uruguayo en los últimos años, la semana pasada Deloitte divulgó un informe que sintetiza cuáles son –a su juicio– las principales conquistas y los desafíos que se abren mirando hacia delante. Por tal motivo, les proponemos recorrer las principales conclusiones en diálogo con la economista Tamara Schandy, de la consultora Deloitte.
EMILIANO COTELO (EC) —Tamara, la política energética es frecuentemente señalada como un ejemplo exitoso de política-país: hubo acuerdos interpartidarios, se trazaron lineamientos de mediano plazo y en un lapso relativamente corto se empezaron a ver resultados bien concretos. El mercado eléctrico, en particular, ha cambiado bastante en los últimos tres o cuatro años, especialmente a partir de una fuerte inversión en proyectos eólicos. ¿Cuán importante se ha tornado ésa nueva fuente para el abastecimiento de energía eléctrica de nuestro país?
TAMARA SCHANDY (TS) —En 2015 la producción de energía eólica superó los 2.000 GWh. Eso supone que representó un 20 % de la oferta bruta total del país.
Es un número realmente alto, en la comparación internacional pero sobre todo si pensamos que dos años atrás el porcentaje apenas rondaba el 1 %.
La otra faceta de este cambio que parece destacable es que vino de la mano de una mayor presencia de generadores privados en el mercado. Uruguay al cierre de 2015 tenía una potencia instalada de un poco más de 4.000 MW. Aproximadamente un 30 % (1.200 MW) correspondían a capacidad de producción aportada por el sector privado.
Con esto no quiero dejar de lado el hecho de que UTE también ha impulsado proyectos renovables. Lo señalo simplemente porque es un avance fuerte en la línea que había pautado la ley que desmonopolizó la producción de energía eléctrica en 1997 y porque a nuestro juicio también pone de manifiesto que el sector público acertó en el marco de incentivos que propuso en las diferentes convocatorias que lanzó desde 2006.
EC —¿A qué incentivos te refieres, Tamara?
TS —Uruguay no subsidió la inversión en el mercado eléctrico, pero sí planteó un marco que resultó muy atractivo para diferentes tipos de inversores: además del marco general de promoción de inversiones, en este caso el Estado ofreció contratos de largo plazo (en los cuales UTE se comprometía a comprar toda la oferta que se generase) y ofreció en esos contratos precios fijos en dólares y reajustables según paramétricas relativamente simples. Eso facilitó mucho la obtención de financiamiento de largo plazo para estos proyectos.
EC —Uno de los pilares cuando se trazó la política energética fue tratar de diversificar la matriz uruguaya, en favor de las fuentes renovables y tratando de disminuir la dependencia respecto al petróleo. Supongo que el aumento de la oferta eólica que recién mencionabas nos posiciona muy bien respecto a ese objetivo, ¿pero qué sucede con las demás fuentes renovables?
TS —Aún antes de este boom de eólica, Uruguay ya era un país con una matriz con bastante incidencia de fuentes renovables, porque siempre que el clima acompaña el país se abastece en buena medida de la electricidad que se genera en las represas.
El año pasado tuvimos una sequía importante en el segundo trimestre, pero -mirado en conjunto- 2015 no fue malo en términos de generación hidroeléctrica. Las represas aportaron casi el 65 % de la oferta bruta.
Entre las fuentes “renovables” también tenemos producción en base a biomasa, en donde la biomasa forestal es clave y los aportes de las dos plantas de celulosa que operan en Uruguay son muy relevantes. La biomasa representó el año pasado el 8 % de la oferta bruta.
EC —¿Y la energía solar?
TS —Es más incipiente. En agosto empezó a volcar energía a la red el primer proyecto de porte relevante, pero la incidencia en la producción total todavía no es significativa. Sin embargo, hay varios proyectos en desarrollo y en construcción, así que en los próximos años deberíamos ver crecer el peso de la energía solar en el total.
EC —¿Cuál es el porcentaje total de abastecimiento eléctrico en base a fuentes renovables entonces?
TS —El año pasado fue 92 %, pero obviamente eso puede ir cambiando según las condiciones climáticas.
Ese 92 % deja a Uruguay en una posición muy destacada a nivel internacional. No hay estadísticas actualizadas de todos los países, pero estamos por lejos muy por arriba de todos los países europeos y en nuestra región sólo atrás de Paraguay, en donde la generación hidráulica es también muy relevante.
EC —Tamara, en el informe de Deloitte también se menciona que todo este proceso de transformación ha reducido los costos de generación. ¿Cuán importante es el cambio en ese plano?
TS —En realidad se dieron dos cosas en simultáneo. Por un lado, el aumento de la oferta eólica hizo bajar la utilización de las centrales térmicas, que funcionan en base a gasoil y fuel oil y son más caras. Pero paralelamente también hubo un desplome del precio del petróleo, que hizo que incluso esas centrales se hicieran más baratas de utilizar.
Los costos variables de las centrales varían en función de la tecnología, pero a partir de los datos de ADME se puede trazar un rango, con mínimo y máximo. Entre 2012 y 2014 el máximo rondó los US$ 400/MWh y el mínimo estuvo generalmente entre US$ 160 y US$ 180/MWh. Al cierre de 2015, el máximo estaba debajo de US$ 150/MWh y el mínimo incluso rondaba los US$ 80/MWh.
Todo lo anterior es consistente, además, con las cifras fiscales que publica el Ministerio de Economía, que permiten ver que la cuenta de “compras de bienes y servicios” de UTE (que responde mayormente a los costos de UTE asociados a la provisión de energía) cerró el año en 1,3 % del PIB, que es uno de los valores más bajos en los últimos diez años.
EC —¿Cómo es el panorama para delante?
TS —Como decía antes, es probable que sigamos viendo inversión en ampliar la capacidad de generación. Hay proyectos autorizados que aún están en proceso de desarrollo.
El tema es que la demanda de electricidad no crece tanto. Lo cierto es que si Uruguay sigue creciendo en capacidad de producción, sería razonable ver un flujo de exportación cada vez más relevante.
Uruguay tradicionalmente siempre fue un importador neto de electricidad. Sin embargo, ya en los últimos dos años el balance cambió de signo y el país pasó a ser exportador neto.
EC —¿Exportamos volúmenes relevantes, Tamara?
TS —Sí. En 2014 y 2015 se vendieron en promedio unos 1.000 GWh anuales de energía eléctrica. Eso es más que lo que antes importábamos (al menos en años normales, porque en momentos de fuerte sequía llegamos a comprar más de 2.000 GWh de la región).
Hasta ahora el flujo exportador es mayormente hacia Argentina. El próximo paso es consolidar un flujo de ventas también hacia Brasil. Desde agosto del año pasado rige un decreto que enmarca las exportaciones hacia ese país en modalidad “spot”, pero las ventas registradas en los últimos meses son aún pequeñas.
Asegurar ese flujo exportador es relevante no sólo porque se aguarda un aumento adicional de nuestra capacidad de generación, sino también porque es esperable que siga aumentando el porcentaje de energía de origen renovable, que dados los contratos entre UTE y los agentes privados deberá ser adquirida siempre que esté disponible. Por lo tanto, es de esperar que Uruguay tenga en forma sistemática excedentes para colocar externamente, al menos en la medida en que no haya condiciones climáticas muy adversas.
EC —Queda bastante claro que las transformaciones del mercado eléctrico nos han colocado en una posición de destaque a nivel internacional, nos han permitido bajar el costo de producción, pero también enfrentan a Uruguay con desafíos nuevos…
TS —Completamente. Y hay otros temas que no hemos mencionado que también son importantes. Por ejemplo, ahora hay que gestionar un sistema más complejo, porque tienen mucho más peso fuentes que son inherentemente variables… También hay que fortalecer las redes de transmisión y distribución… y, como subrayaba antes, hay que consolidar un desarrollo del mercado de exportación que permita al país colocar sus excedentes.
EC —¿Para terminar, Tamara, cómo entra el proyecto de la regasificadora en este panorama que recién describías?
TS —Es un proyecto que tiene varias aristas, pero la fundamentación desde el punto de vista del mercado eléctrico era reducir el costo de la generación térmica, bajo el supuesto de que el gas natural iba a abaratar la producción respecto al uso de fuel oil y gasoil.
EC —Pero ahora esos combustibles ya no son tan caros…
TS —Sí, sucede eso y sobre todo sucede que el cambio de escala en la producción eólica también obliga a revisar la justificación del proyecto (al menos con las características en las que fue concebido).
De hecho, la producción térmica tradicional representó en 2015 menos del 10 % de la oferta total de electricidad y bajo nuestro escenario de proyección continuaría en torno a esos niveles en los próximos diez años.
También se puede argumentar que aunque la generación térmica no sería a priori tan relevante, será necesario contar con mayor potencia de “respaldo” por la elevada proporción que alcanzó la energía renovable (que es sumamente variable). Pero a nuestro juicio igual es relevante transitar la discusión de si la dimensión y el costo del proyecto de la regasificadora se condicen con el valor de contar con ese respaldo dentro del sistema local y de que éste esté dado por centrales en base a gas natural y no en base a fuel oil y gasoil.
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Foto en Home: Tendido de cables eléctricos próximo a la represa de Salto Grande, foto ilustración (Archivo). Crédito: Ricardo Antúnez/adhoc Fotos.
