El pasado 16 de octubre se presentó el estudio“Trasmisión y distribución de energía eléctrica en Uruguay: Análisis desde una perspectiva económico-financiera”,en una conferencia organizada por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE). Comentamos en esta columna algunos resultados y reflexiones al respecto.

Contexto

Las redes de trasmisión y distribución son necesarias para transportar energía eléctrica desde los puntos de generación a los distintos consumidores, en alta y baja tensión respectivamente. Las inversiones que requieren estas actividades son cuantiosas; pudiendo representar hasta dos tercios de los costos que son traspasados a tarifa eléctrica, dependiendo las distintas realidades de cada país. En el caso de clientes regulados (los hogares, por ejemplo) estos costos suelen ser cubiertos a través de un cargo por potencia contratada o demandada, mientras que clientes que consumen directamente en el mercado mayorista suelen cubrir estos costos mediante cargos por el uso de red, también denominados peajes.

Al tratarse de actividades consideradas monopolio natural, los reguladores suelen determinar, en primera instancia, la remuneración regulatoria (o ingreso requerido) para los prestadores de los servicios de trasmisión y distribución, y en segunda instancia los cargos por uso de red, entre otros. El estudio se enfocó en la remuneración regulatoria de estas actividades en Uruguay, y en los peajes resultantes.

Remuneración regulatoria vs. costos incurridos

El estudio presenta la evolución de la remuneración regulatoria determinada en los decretos respectivos, que surge de estudios hechos o contratados por Ursea. En la regulación actual, la remuneración es determinada en base a la suma de los costos eficientes de inversión, costos eficientes de operación y mantenimiento, otros costos necesarios para desarrollar la actividad, una rentabilidad justa, y una compensación asociada a la calidad del servicio. Es decir, se determina en base a una estimación de los costos que incurriría un operador eficiente, independientemente de cómo opere el verdadero operador. Esto es así para incentivar eficiencias y controlar costos.

El estudio reporta que la remuneración regulatoria en 2024 alcanza US$ 300 millones para trasmisión, US$ 180 millones para subtrasmisión y más de US$ 400 millones para distribución en media tensión (no contándose con cálculos para la remuneración en baja tensión), como muestra la figura a continuación. Si bien la tasa de crecimiento ha disminuido, se nota una tendencia al alza.

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El estudio explica que parte de la variación de los últimos años obedece a fluctuaciones cambiarias, mientras que los aumentos significativos entre 2013 y 2018 coinciden con una expansión significativa de la red. En ese período, la extensión del sistema de trasmisión creció 25%, de 4445 km a5561 km, mientras que el de distribución 6%, de 80526 km a 85230 km. Asimismo, si los valores se miden en pesos constantes, entre 2018 y 2024 se registró una caída promedio anual de 2% para las redes de trasmisión y distribución y de 1% para la red de subtrasmisión.

Por otra parte, la consultora realizó un análisis de los costos por actividad de UTE, que son reportados en la contabilidad regulatoria. A diferencia de la remuneración regulatoria (el mencionado ejercicio teórico), estos costos son los verdaderamente incurridos por la empresa, y comprenden tanto costos directos, como la respectiva cuotaparte de costos indirectos, de dirección y servicios corporativo. En 2022, los costos alcanzaron US$ 195 millones para trasmisión, y US$ 293 millones distribución, lo que representa más del doble que la remuneración regulatoria.

Peajes vs. cargos potencia en tarifa UTE

A partir de la remuneración regulatoria, se determinan los distintos cargos a clientes para recuperar ese ingreso requerido. Estos cargos dependen del nivel de tensión en que se contrata el servicio, la potencia que se contrata en los distintos bloques horarios, entre otros. La figura a continuación muestra la evolución de los peajes (en US$/kW/mes) destacándose que, similar a lo comentado para la remuneración, se ve una tendencia al alza en dólares, pero parte de esta evolución se debe a las fluctuaciones cambiarias. En términos de pesos reales, los peajes muestran una leve tendencia a la baja en los últimos seis años.

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El estudio también realizó una comparación del pago por peajes de varios consumidores tipo, respecto a los costos por potencia que pagarían como suscriptores de UTE. Se consideraron cinco casos tipo: una industria metalúrgica (tensión 6.4 kV en el cálculo de peaje, y GC2 en el pliego de UTE), una fábrica de cementos (también en 6.4 kV y GC2), una industria agrícola (15 kV y GC2), una industria frigorífica (31.5 kV y GC3), y una industria genérica (150 kV y GC5). Para los consumidores en nivel de tensión 6.4 kV, 15 kV y 31.5 kV, el peaje representa 382%, 379% y 180% respectivamente respecto al cargo como suscriptor de UTE, mientras que en 150 kV es menor, alcanzando 94%. Vale la pena notar que son pocas los consumidores en este último nivel de tensión.

Pequeños cambios normativos que podrían traer grandes beneficios para el sector eléctrico

Es contrario al marco normativo vigente de nuestro país que los cargos por uso de red difieran entre actores si optan por participar en el mercado o ser suscriptores de UTE. Los modelos y metodologías regulatorias fueron definidos para generar eficiencias y controlar costos, al mismo tiempo que para maximizar el beneficio social. Aplicarlos en su totalidad resulta entonces indispensable, y es algo a lo que tenemos que seguir apuntando.

Más allá de ese deber inicial, no es sorprendente que la remuneración permitida a UTE como trasmisor y distribuidor sea mayor a los costos incurridos en estas actividades, dado que el criterio de cálculo es Valor Nuevo de Reposición (VNR). Vale la pena preguntarse entonces si esta metodología es pertinente a la realidad actual del sector. Usualmente, esta metodología es implementada para incentivar la expansión de la red en sistemas con poca cobertura, que no es el caso en Uruguay. Considerando que gran parte del stock de activos de estas actividades ya ha sido amortizado (la regulación considera 30 años), y que no es necesario reemplazarlos porque tienen vida útil remanente, no parece hacer sentido recuperar un monto de reposición a nuevo que no va a ser materializado. Por estos motivos, otros países han ajustado esta metodología, pasando a valuar activos en forma depreciada. Sin ir muy lejos, Brasil ha hecho precisamente este cambio, una década atrás. Tener cargos de uso de red competitivos resultará crucial para atraer inversiones en proyectos de alto consumo eléctrico: hidrógeno verde, datacenters, minería de criptomonedas, entre otros.

A su vez, surgen otras discusiones respecto a la metodología actual. Por ejemplo, se consideran valores promedio de potencia máxima, que no dan señales de localización. Para el caso de la generación distribuida, precios nodales harían más eficiente el uso de red y las pérdidas asociadas. Otro ejemplo, es implementar criterios distintos para demandas que puedan interrumpir consumo, que también permitiría optimizar uso de red, y evitar inversiones en expansión de capacidad que resulte en mayor capacidad ociosa. También debería permitirse a ese tipo de demanda ofertar en el despacho económico de ADME, como hemos comentado en otras ocasiones.

Complejizando aún más la discusión, visualizándose un futuro con mayor penetración de generación distribuida residencial, almacenamiento, vehículos eléctricos, y casas inteligentes, es de esperar que un modelo de único prestador de comercialización minorista enlentezca eficiencias como el intercambio de potencia entre hogares, entre otros.

No es tanto una cuestión de cómo, sino cuándo, y qué tanto puedan traspasarse beneficios a consumidores e industrias, en contexto de costos de vida elevados, y competencia con países vecinos (y no tan vecinos) por atraer estas nuevas industrias.

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