OPINIÓN

Analizando datos e indicadores del primer semestre de 2022, destacamos que el sector eléctrico de Uruguay muestra resiliencia ante un contexto internacional de crisis energética, sumado a un contexto hidrológico, si bien mejor al de 2020-2021, aún por debajo del promedio histórico.

Crisis energética internacional: foco en sector eléctrico

La pandemia del COVID-19 y la guerra en Ucrania han dejado en evidencia la vulnerabilidad de los sistemas energéticos, y particularmente los eléctricos, de muchos países a nivel global, especialmente en Europa y otros países desarrollados.

Estos shocks, primero de demanda, y luego de oferta, han generado un fuerte aumento en el precio internacional del petróleo y sus derivados, entre otros commodities y energéticos. En el primer semestre de 2019 (prepandemia), el petróleo brent promediaba US$ 66 el barril (US$/bbl), el gas natural US$ 2.7 el millón de BTU (mm.btu) y el carbón US$ 82 la tonelada (ton) (Henry Hub en Estados Unidos el primero, y promedio de Australia y Sudáfrica, el segundo, que son referencia para los precios internacionales).

En el primer semestre de este año, el precio de estos energéticos es 62%, 121% y 199% más alto respectivamente, promediando el petróleo 107 US$/bbl, el gas natural 6.1 US$/mm.btu y el carbón 246 US$/ton [1].

El impacto en el sector eléctrico a nivel mundial ha sido drástico, dado que aproximadamente 60% de la electricidad aún se produce a partir de fuentes fósiles [2]. En la Unión Europea, el precio mayorista de la energía eléctrica registró niveles récord, promediando en marzo de este año 343 US$/MWh en Italia (308 EUR/MWh), 329 US$/MWh en Francia (295 EUR/MWh) y 281 US$/MWh en Alemania (252 EUR/MWh), con picos horarios y diarios bastante más elevados [3].

En consecuencia, se aprecian diversas medidas a nivel mundial para afrontar esta crisis. Algunos países están subsidiando parte del pass-through a tarifas para aliviar el impacto en el costo de vida y de producción, como es el caso de Francia, Inglaterra, Alemania, e Italia, entre otros [4]. Otros países están revisando las reglas de los mercados eléctricos, como es el caso de Inglaterra, donde se está considerando desacoplar la fijación del precio mayorista de la volatilidad del precio del gas natural [5], o disparando medidas regulatorias de emergencia, como es el caso de Australia, donde el operador del mercado suspendió el mercado durante más de una semana, forzando a los generadores a entregar electricidad por encima del precio spot fijado en 208 US$/MWh (300 AUS/MWh), alcanzando el costo de generación 409 US$/MWh (590 AUS/MWh) en algunas regiones [6].

Costos estables en Uruguay a pesar de esta coyuntura

El impacto de la volatilidad de los precios internacionales del petróleo y sus derivados ha sido leve en los costos del sistema eléctrico uruguayo. Esto es doblemente meritorio, ya que el país atravesó a su vez un período de sequía pronunciada en 2020-2021, y en el primer semestre de 2022 el aporte hídrico se encuentra por debajo del promedio histórico. Esta pudo haber sido otra “tormenta perfecta” como la de 2008-2009 o 2012, cuando un contexto similar de precios internacionales de combustibles fósiles elevados y bajos aportes hídricos, llevaron a restringir consumos, importar electricidad a más de 400 US$/MWh, y a un costo anual de abastecimiento de la demanda superior a US$ 1100 millones.

Si bien el costo variable de producir energía térmica claramente sufrió el impacto del aumento internacional de los precios (la central de ciclo combinado produce a aproximadamente 244 US$/MWh en junio, mientras que en junio 2020 producía a 120 US$/MWh), y el precio spot en el país ha seguido una tendencia al alza (9 US$/MWh promedio en el primer semestre de 2019 vs. 99 US$/MWh en el primer semestre de este año), el costo de abastecimiento de la demanda se ha mantenido estable. Este puede interpretarse como el esfuerzo económico de producir electricidad, ya que suma todos los costos de producir e importar, y deduce los ingresos de las exportaciones.

Parte de la estabilidad en este costo se debe a que los precios fijados en los contratos de compraventa con generadores eólicos y solares fotovoltaicos no se ven afectados por el precio internacional de los combustibles fósiles, sino que ajustan anualmente con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos, el Índice de Precios al Productor de Productos Nacional, y Tipo de Cambio, entre otros. Por ejemplo, el precio promedio ponderado de los contratos de compraventa con generadores eólicos es aproximadamente 70 US$/MWh, particularmente competitivo respecto a generación térmica en contexto de precio elevado de petróleo.

Estimamos que, en el primer semestre de 2022, el costo de abastecer la demanda es levemente inferior al mismo en el primer semestre de 2020 (US$ 318 millones vs. US$ 320 millones). Asimismo, el costo unitario en el primer semestre de este año es levemente inferior al de dicho semestre en 2020: 57 US$/MWh vs. 60 US$/MWh [7].

Exportaciones de electricidad mantienen su relevancia, aunque el socio es otro

En nuestra columna de febrero de este año, destacamos que las exportaciones de electricidad en 2021 alcanzaron la cifra récord de US$ 594 millones, superando el monto exportado en los 13 años precedentes, convirtiéndose en el sexto producto de exportación del país. Aproximadamente 83% de ese monto exportado correspondió a ventas a Brasil, debido a una fuerte sequía que atravesó el país vecino [8].

En el primer semestre de este año, estimamos que el monto de exportaciones asciende a US$ 72 millones, destacándose que 92% corresponde a exportaciones a Argentina [9].

El costo marginal del sistema en la región sur de Brasil durante los meses de sequía del año pasado superaba los 580 US$/MWh. En ese entonces, sustituir generación local cara, comprando electricidad a Uruguay, era sumamente atractivo para el país vecino. Este semestre el panorama es diverso, ya que dicho costo promedia 6 US$/MWh. Hay entonces un doble impacto negativo en este destino de exportación respecto al año pasado: en cantidad, ya que Brasil precisa importar menos energía (de hecho, las colocaciones de este año han sido en modalidad devolución), y en precio, dado que los precios son inferiores a los del año pasado.

Por otro lado, en el primer semestre de este año es el sistema argentino el que se encuentra en crisis. El costo marginal del país vecino en junio de este año promedia 277 US$/MWh. Esto ha llevado a que Uruguay logre exportar electricidad a dicho país en ese mes a 134 US$/MWh (incluso en enero de este año se exportó a 211 US$/MWh). Si bien es un precio menor al que se vendió a Brasil el año pasado, que por ejemplo promedió en agosto 236 US$/MWh, no deja de ser un muy buen precio, considerando los precios históricos de exportación.

Es importante destacar que la electricidad exportada debe ser principalmente de origen renovable, sobre todo en este contexto de precio de combustibles fósiles elevados. Sin embargo, estimamos que en junio, aproximadamente 38% de la energía térmica despachada en Uruguay fue generada para exportar, que es el porcentaje más alto en lo que va del año (en orden creciente de peso: 0% en enero y marzo, 4% en mayo, 10% en abril, y 25% en febrero). Por tanto, el margen de estas exportaciones es menor a los meses del año pasado en que se exportaba principalmente agua embalsada (más allá de los impactos en costos locales que hemos comentado en otras ocasiones).

El peso de las energías renovables en la matriz de generación eléctrica aún no logra recuperar niveles prepandemia

En el primer semestre de 2019, aproximadamente 98% de la energía eléctrica que se inyectó en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Uruguay fue de origen renovable; el resto correspondió a generación térmica (no hubo importaciones). De los 6905 GWh inyectados, 56% correspondieron a fuente hidroeléctrica, 32% eólica, 6% biomasa, 3% solar y 2% térmica.

Esto se convirtió en un activo para el país, ya que internacionalmente lo posicionó muy bien en materia de la transición energética.

En el primer semestre de 2022 sin embargo, el porcentaje renovable representó 84% (no es un fenómeno nuevo, ya que en el mismo semestre de 2021 también fue 84%, y en 2020 88%). De los 6188 GWh inyectados al SIN en 2022, 39% correspondieron a fuente hidroeléctrica, 35% eólica, 7% biomasa, 3% solar, 15% térmica y menos de 1% a importaciones. Hay que considerar que parte de la generación de fuente fósil se debió a exportaciones; si se considera el porcentaje de energía renovable con respecto a la demanda local durante el primer semestre, representó el 92%.

Esto tiene un impacto en las emisiones de gases de efecto invernadero del país, particularmente de dióxido de carbono (CO2). Estimamos que, en el primer semestre de 2022, las energías renovables no convencionales evitaron emitir 1.36 megatoneladas de CO2, respecto a 1.50 en el mismo semestre de 2021, 1.62 en 2020 y 1.40 en 2019. El cálculo se realiza comparando la generación a partir de fuente eólica y solar fotovoltaica con la demanda neta de generación a partir de biomasa, estimando luego las toneladas de CO2 que hubiesen emitido las centrales térmicas al generar esta energía eléctrica faltante para suplir la demanda, asumiendo un factor de emisión complexivo de 0.58 tCO2/MWh.

Si bien Uruguay no ha implementado un mecanismo de comercialización de permisos de emisión de CO2, como por ejemplo el de la Unión Europea, el país sí ha implementado, al menos parcialmente, un impuesto al CO2. La rendición de cuentas del ejercicio 2020 (Ley N. 19.996) ha redireccionado parte del Impuesto Específico Interno (Imesi) correspondiente a la primera enajenación de las gasolinas, a un impuesto por tonelada de CO2 de 5286 UYU/tonelada de CO2 para 2021. Subsiguientemente, el Decreto N. 441/021 actualizó el monto a 5645 UYU/ton.CO2 para 2022.

Para contextualizar, el monitoreo de precios de CO2 del Banco Mundial, que reporta datos para 65 jurisdicciones a nivel mundial, reporta que en abril de este año, Uruguay cuenta con el precio más alto para el carbono, alcanzando 137 US$/ton.CO2, seguido por Suecia, Suiza y Liechtenstein, donde alcanzó 130 US$/ton.CO2 [10].

Considerando este precio, las emisiones evitadas por las energías renovables no convencionales en Uruguay en el primer semestre de 2022 pueden ser valuadas en US$ 186 millones.