Cada mes el Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU) publica el monitor del sector eléctrico para el mes cerrado, analizando la evolución de sus principales indicadores. En el monitor se estima el costo de abastecimiento de la demanda, y se describe la generación por fuente, el comercio internacional de energía eléctrica (exportaciones e importaciones), el costo marginal de los países vecinos, y el precio spot, entre otros. En esta columna comentamos algunas particularidades de este último indicador según los últimos datos disponibles, junto con algunas implicancias y consideraciones futuras para el almacenamiento de gran escala en el país.

¿Qué es el precio spot?

Vale la pena comenzar comentando brevemente qué es el precio spot, y cómo se determina. El precio spot es el precio horarioal que se comercializa energía eléctrica en el mercado mayorista. El mercado es instantáneo (iguala oferta y demanda en todo momento), por lo que el precio también es instantáneo. La Administración del Mercado Eléctrico del Uruguay (ADME) realiza el despacho económico de los generadores, ordenándolos en orden creciente de costo variable. El precio spot corresponde al costo del último generador que entra al sistema para suplir la demanda.

Volatilidad en julio

En el mes de julio, el precio spot del mercado eléctrico uruguayo registró la mayor volatilidad de los últimos dos años, medida como la diferencia entre el promedio entre los bloques horarios de punta (18 a 22hs) y valle (00 a 07hs). Como muestra la Figura 1, la diferencia alcanzó 75 USD/MWh.

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Si analizamos el detalle horario, el precio fluctuó entre 0 y 228 USD/MWh, como muestra la Figura 2, siendo nulo la mayor parte de las horas del mes (57%). Asimismo, la figura refleja un mismo patrón diario: precio cero (o casi cero) en valle, y suba significativa en punta.

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Los precios bajos se deben a que, al recurso eólico y solar, que se despacha a costo cero por decreto, se sumó en julio una muy buena hidraulicidad. Las centrales hidroeléctricas produjeron en julio 748 GWh, el mayor valor mensual en los últimos dos años. El valor del agua determinado por ADME para el despacho de estas centrales (que puede entenderse como el costo de oportunidad de despachar el agua) fue cero todo el mes para Baygorria, mientras que, si bien para Salto Grande y Rincón del Bonete alcanzó 13 USD/MWh y en Palmar superó 30 USD/MWh en días puntuales,también fue cero la mayoría de las horas del mes.

Por su parte, los precios altos correspondieron al despacho del Ciclo Combinado (operando abierto), aunque se destaca que la energía generada por las centrales térmicas fósiles fue baja en julio, como muestra la Figura 3 (Punta del Tigre 11 GWh, Central Batlle 5 GWh y el Ciclo Combinado 1 GWh). De hecho, fue baja en lo transcurrido del año; en el período enero-julio 2024 se despacharon 123 GWh de energía térmica fósil. Si comparamos con los últimos años, que fueron secos, el despacho térmico alcanzó 928 GWh en el mismo período de 2023, 1028 GWh en 2022, y 1134 GWh en 2021. La mayor parte del despacho del ciclo combinado (83%) fue en el bloque de punta de los días 10, 11 y 12 de julio, que fue el momento de mayor demanda del distribuidor en el sistema debido a la ola de frío que se registró esa semana.

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Sobre el potencial de arbitraje de precios y otros ingresos

Ante este diferencial de precios entre horas de la madrugada y de la tarde/temprana noche, vale la pena preguntarse al menos dos cosas: 1) ¿hace sentido para un actor invertir en tecnologías que permitan arbitrar precios?, y 2) ¿existen señales en tiempo real que permitan mover carga para optimizar costos?

Respecto al arbitraje, si bien comprar a cero, y vender hasta por 250 USD/MWh (precio tope en el mercado uruguayo, fijado por decreto) es un diferencial no menor, el costo nivelado del almacenaje a gran escala (LCOS, por sus siglas en inglés) es aún elevado. Por ejemplo, en el último informe de Lazard, que suele tomarse como referencia para comparar este tipo de costo, se estima el rango superior del LCOS de baterías de litio de gran escala en 352, 322 y 296 USD/MWh para potencia 100 MW con duración 1 hora, 2 horas y 4 horas respectivamente. Sin embargo, el precio de estas tecnologías cayó 43% el último año, por lo que su despliegue está creciendo exponencialmente a nivel mundial, como muestra la Figura 4, y las proyecciones son que la baja de precio continúe en las próximas décadas.

Si bien existen diversas otras tecnologías de almacenamiento a gran escala, como el bombeo hidroeléctrico, hidrógeno, baterías de otros materiales (p.ej. iones de sodio, plomo y acido), que pueden tener costos más o menos competitivos dependiendo del uso especifico que se esté evaluando (p.ej. almacenamiento entre estaciones, duración de la descarga, cantidad de ciclos anuales, etc.), la proyección a 2030 es que las baterías de litio seanla tecnología almacenaje de corta descarga y pocos ciclos anuales más competitiva en la mayoría de los usos.

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Asimismo, vale la pena destacar que el arbitraje de precios no es el único ingreso al que acceden este tipo de proyectos en el mundo. De hecho, suele no ser el principal. Por ejemplo, en California màs de la mitad de los ingresos de un proyecto de esta índole corresponde a servicios auxiliaries (control de frecuencia, seguimiento de demanda, reserva operativa, entre otros). También es el caso en Australia, donde el ingreso en el mercado de control de frecuencia explicó entre 50 y 80% del ingreso de estos proyectos en los últimos años.

Respecto a señales de precio dinámicas, ADME publica cada hora el pronóstico del precio spot para las próximas 72 horas, por lo que un consumidor del mercado puede optimizar su carga siempre que su demanda, o parte de ella, sea flexible. Sin embargo, esto no es opción hoy en día para clientes cautivos, sean éstos industriales, comerciales o residenciales, que cuentan con bloques horarios pre establecidos. En el mes de julio, los bloques coincidieron con los precios, pero esto no siempre es así (ver por ejemplo en la Figura 1 meses en que el precio en el llano es mayor al precio en punta).

Algunas consideraciones para el futuro

Estos temas pueden parecer un poco lejanos a la realidad actual del sector uruguayo, que cuenta con capacidad de generación en exceso respecto a su demanda, y períodos extensos de generación renovable. En efecto, nuestro sistema ya cuenta con almacenaje de gran escala en las centrales hidroeléctricas, sobre todo las del Río Negro por su capacidad de embalse. A diferencia de otros países del mundo, Uruguay por esta vía pudo desplegar capacidad renovable intermitente en gran escala con respaldo renovable ya existente.

Pero, como hemos comentado en otras ocasiones, varios megaproyectos de consumo eléctrico están evaluando instalarse en el país, lo que podría incrementar tanto la capacidad de generación como la demanda significativamente. De ser así, ya no contaríamos con suficiente respaldo renovable. A su vez, se espera que muchos de estos proyectos construyan generación renovable propia para lograr precios más competitivos que los de la red. Estimamos por ejemplo que los proyectos de hidrógeno verde podrían instalar 18 GW de capacidad de generación eólica y solar hacia 2040 (3.4 veces la potencia de generación total del país; casi 10 veces la capacidad actual de esas fuentes). Este nivel de expansión acentuaría la posibilidad de arbitraje, ya que estos parques tendrían excedentes y faltantes coincidentes con los excedentes y faltantes del sistema.

Hace sentido trabajar en mejoras regulatorias que permitan generar eficiencias si el sector se desarrolla en ese sentido. Por ejemplo, los mercados de servicios auxiliares fueron diseñados en la reglamentación, pero nunca fueron implementados, y el precio spot techo no ha sido revisado en casi dos décadas. Por su parte, el despliegue de medidores inteligentes por parte de UTE, que se espera alcance 100% de los hogares este año, permitiría implementar tarifas dinámicas para optimizar carga en el mercado cautivo como pueden hacerlo clientes libres en el mercado.

Al fin de cuentas, este tipo de medidas no sólo ayudarían a obtener costos más competitivos, sino que evitarían el sobredimensionamiento de capacidad de generación y trasmisión para atender momentos pico.

- Felipe Bastarrica es Director Ejecutivo del Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU).