escribe Arturo De León
¿Cómo equilibrar ambición y realidad?
Los errores siempre lo pagan los consumidores
El pilar del sistema energético actual en Uruguay se estableció con el Decreto No. 276 y el Decreto No. 360 de 2002. El primero creó el Reglamento General del Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Nacional, y el segundo reglamentó el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (los cuales no fueron votados por el Frente Amplio).
Bajo el gobierno del Frente Amplio (amparado en un marco jurídico que no aceptó en su momento), se estableció la meta de incorporar 300 MW de energía eólica para 2015, lo que se consideraba razonable dentro de la capacidad instalada existente de 1.500 MW en energía hidráulica.
Sin embargo, contra todas las opiniones técnicas, el gobierno del Frente Amplio (saber los motivos debería ser tema de estudio e investigación) aumentó significativamente la generación eólica, multiplicándola por cinco respecto a la meta inicial, alcanzando los actuales 1.500 MW e igualando la generación hidráulica.
En 2018, la energía eólica representó el 31-33% de la electricidad generada. Con un costo estimado de USD 70-78 MWh, El % de participación en la generación de esta depende de varios factores
UTE gasta aproximadamente USD 330 millones al año en la compra de esta energía. Además, el desbalance en la red a veces obliga a apagar los parques eólicos porque la red no puede absorber toda la energía generada.
Obligación Contractual de UTE: lo que el viento se llevó y llevará
UTE está obligada a comprar la energía eólica cara durante toda la duración de los contratos, que originalmente fueron firmados por 20 años y ahora tienen un plazo remanente promedio de unos 15 años y a su vez pagar por energía no utilizada
Impacto del apuro:
Si la construcción de los parques eólicos se hubiera realizado a un ritmo más lento, Uruguay habría podido beneficiarse de la reducción natural de precios debido a mejoras tecnológicas, evitando así los excedentes y sobreprecios actuales.
Es improbable que Uruguay obtenga los precios de compra asumidos por UTE al exportar energía, excepto en situaciones de emergencia, dado que la energía exportada está subsidiada por la energía hidráulica.
Al estar comprometida con los contratos no tiene más opción que transferir los sobrecostos a las tarifas, lo que afecta a familias y empresas. Con un precio de USD 42/MWh, UTE podría haber ahorrado USD 140 millones al año, que podría haberse usado para reducir las tarifas.
Primera Conclusión:
La transformación de la matriz energética impulsada por el Frente Amplio resultó en una sobrecapacidad de generación, con UTE pagando por energía innecesaria a precios muy superiores a los de los países vecinos. Lo que es claro es que la energía hidráulica está subsidiando tanto la energía eólica en Uruguay, como también la energía de Biomasa generada por los excedentes generados de UPM1-2 y Montes del Plata con contratos leoninos
Contexto
En Uruguay, existen más de 35 parques eólicos que aportan una potencia instalada de más de 1.500 MW, lo que representa el 31% de la capacidad total del país, que es de aproximadamente 4.900 MW. De estos 1.500 MW, unos 1.000 MW provienen de generadores privados y 500 MW son administrados por UTE.
Además de los parques eólicos, la energía hidroeléctrica también representa el 31 % (1.500 MW) de la capacidad instalada, la biomasa el 8% (400 MW), la energía solar el 5% (250 MW), y las plantas térmicas que funcionan con combustibles fósiles cubren el 25% (1.200 MW). Esta última se aumenta por ventas al exterior o sequias extremas
El precio que UTE paga actualmente por la energía generada por los parques eólicos en Uruguay es de unos 70 -78 dólares por MWh, ajustado según los contratos PPA (Power Purchase Agreements) firmados con los generadores privados, cada uno con su propia paramétrica de ajuste.
Mercado Spot de Energía Eólica
El precio de la energía en el mercado spot varía significativamente entre Argentina, Brasil y Uruguay debido a diferencias en la matriz energética, regulación y demanda.
Argentina: El precio en el mercado spot de energía en Argentina ha fluctuado bastante, pero típicamente se encuentra en un rango de 40 a 50 dólares por MWh. Sin embargo, en situaciones de alta demanda o baja disponibilidad de generación, puede subir por encima de este rango.
Brasil: En Brasil, el precio de la energía en el mercado spot, conocido como el «Preço de Liquidação das Diferenças» (PLD), puede variar mucho dependiendo de las condiciones hidrológicas, dado que la mayor parte de su matriz energética es hidroeléctrica. En promedio, el PLD ha estado en un rango de 30 a 60 dólares por MWh en los últimos años, aunque en periodos de sequía puede superar ampliamente esos valores.
Negociación fallida:
Consumidores uruguayos seguirán sufriendo el peso de las altas tarifas
Durante 2022, UTE buscó renegociar contratos con propietarios de parques eólicos para reducir costos y trasladar esa reducción a las tarifas para todos los consumidores.
El objetivo era extender la duración de los contratos de compra de energía a cambio de una reducción en los precios, con la intención de alcanzar un ahorro significativo.
Las Negociaciones
En mayo de 2022, UTE inició conversaciones con 16 generadores privados, recibiendo 19 propuestas. Sin embargo, en agosto, tras un análisis exhaustivo, se determinó que ninguna de las ofertas cumplía con los requisitos financieros esperados para justificar un cambio en los contratos. El ente quería llegar a un acuerdo de 500 MWh
Impacto de los Contratos y Sobreprecios
Un informe de la dirección de UTE destaca que los contratos de energía eólica, firmados entre 2012 y 2018 generaron sobreprecios de 1230 millones de dólares y que podrían alcanzar los 3.550 millones de dólares durante los próximos 12 años Estos costos adicionales han sido impulsados por la evolución tecnológica, que ha reducido los precios de la energía, generando pérdidas en los últimos años.UTE no pierde ya que todo se traslada a tarifas , pero la rigidez y mecanismos internos de ajuste de cada uno no ha posibilitado rebajar las tarifas
Perspectivas a Futuro
Los contratos PPA, en modalidad «take or pay», obligan a UTE a pagar por la energía generada, independientemente de su uso, lo que podría sumar 2.100 millones de dólares en sobrecostos en los próximos 15 a 20 años.
Críticas y Propuestas
El modelo de negocio adoptado para la incorporación de energías renovables ha sido criticado por los sobrecostos y las pérdidas por excedente de energía, lo que impide la reducción de tarifas y limita la competitividad empresarial. Se propone un cambio en el marco regulatorio para que la energía eólica se considere como potencia firme, permitiendo a los generadores de energía eólica en Uruguay vender directamente a grandes empresas, reduciendo así el impacto en las tarifas de los usuarios residenciales y comerciales. También hubo contratos a elevados costos con la Energía generada por Biomasa surgida de los excedentes en las plantas de UPM y Montes del Plata
Conclusión
El intento de UTE de renegociar contratos de energía eólica en Uruguay para reducir costos fracasó debido a la falta de propuestas suficientes por parte de los generadores privados. A largo plazo, los contratos actuales representan un desafío financiero para UTE y podrían afectar las tarifas de energía en Uruguay, evidenciando la necesidad de revisar el modelo de negocio y las condiciones contractuales en el sector energético.
Sobre la renegociación lanzada por UTE con los generadores privados de energía eólica en Uruguay, se estima que alrededor de 20 generadores fueron convocados, y 17 de ellos presentaron ofertas. UTE buscaba extender los contratos actuales a cambio de una reducción en los precios que paga actualmente por la energía. Estos contratos originales tienen un plazo remanente de aproximadamente 12 años, y UTE propone extenderlos en 6 u 8 años adicionales con un precio ajustado a la baja.
El objetivo de UTE era reducir los costos iniciales a corto plazo, aunque esto implique pagar más en los años adicionales de contrato.
Los generadores privados, por su parte, no evaluaron aceptar una reducción en el precio actual y prolongar plazos que los beneficia a largo plazo y no consideraron el riesgo de operar en el mercado spot sin contrato y cómo esto impactara en su capacidad de repago de deudas.