Luis Custodio

Unreciente estudioencargado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica a la consultora Exante y el Observatorio de Energía de la Universidad Católica, ratificó la importancia dela incorporación de energías renovables en la matriz uruguaya y en especial, una importante reducción de costos para cubrir la demanda. Para el presidente de AUGPEE, Martín Bocage, “los resultados son elocuentes”, reflejados en una fuerte reducción costo neto de abastecimiento. De acara a la segunda generación de reformas, refiere a inversiones “mucho más importantes” de las que se necesitaron en la primera etapa, y advierte sobre “una necesaria adecuación del marco regulatorio”. Acerca de las críticas sobre los costos que han tenido para UTE los contratos con los proveedores privados, Bocage asegura que los resultados para el Estado han sido “altamente positivos”. A continuación, un resumen de la entrevista.

—La reciente presentación destaca el impacto de las renovables y el rol del sector privado como un cambio de paradigma en el sector energético local…

—Estamos ante una historia de éxito, una historia que empieza con una política de Estado que todos los partidos políticos avalan, ejecutada por un esfuerzo público—privado virtuoso que no se ve muy frecuentemente acá, y termina siendo un proceso donde logramos descarbonizar nuestra matriz de generación arriba de un 90%. Logramos bajar el costo de abastecimiento de la demanda en un 50%, y terminamos con un sistema más robusto. La nueva matriz nos quitó de encima, como país, la presión de los precios de los combustibles fósiles, como ocurría antes de 2015.

—La AUGPEE había hecho un estudio previo en el mismo sentido que el presentado la pasada semana. ¿Hay continuidad en los resultados?

—Habíamos hecho un estudio que abarcaba el periodo 2015-2019 y esta vez le pedimos al Observatorio de Energía de la Universidad Católica que lo extendiera para los años 2020 al 2022. La tendencia es similar. Ahora sumamos tres años muy particulares, con un régimen hídrico extremo, y en esos números pudimos ver la robustez del sistema actual. Tres años de sequía, además el año pasado con una crisis energética, el precio del petróleo muy arriba, y UTE continuó con resultados positivos y las tarifas públicas no se vieron afectadas. La intención es continuar esta serie, monitoreando los resultados del sistema para poder informar sobre su funcionamiento.

—Advierten, para esta última etapa, de un ahorro de 1.621 millones de dólares. ¿Cómo llegan a esa cifra? 

—Se comparó el resultado real del sistema durante los tres últimos años con un contrafáctico, que es básicamente un análisis donde se sustituye las renovables no tradicionales por la térmica, como si hubiéramos seguido como en la etapa previa al cambio de matriz. Entre ambos escenarios, hay una diferencia superior a los 1.600 millones de dólares. Eso es lo que nos hubiera costado afrontar la demanda de energía eléctrica sin las nuevas fuentes renovables. Esa cifra es incluso superior al resultado que obtuvimos en el primer estudio, de 2015 a 2019.

—El cambio de matriz fue precedido de nuevo marco regulatorio de finales de los años ´90 y otras normativas que se ajustaron a principios de la primera década de este siglo…

—El marco regulatorio vigente es de 2002. Un marco que solo contemplaba energía térmica y energía hidráulica, que eran las únicas dos que existían. Cuando en la década pasada se incorporaron nuevas tecnologías para la generación de energía eléctrica, no hubo ajustes en la normativa, como hubiera sido deseable. Ese es un pendiente que habrá que ajustar.

—La incorporación de renovables no tradicionales sustituyó en un alto porcentaje a la generación térmica,  pero también se dio en un período de expansión de consumo…

—Claramente, no fue solo una sustitución, ese proceso fue acompañado de un incremento de la demanda. El trabajo de la consultora Exante mostró en lo económico que produjimos a menores costos, en valores absolutos. Lo que en un periodo pre-renovable nos costaba 597 millones de dólares, ahora nos costó 424. Pero al mismo tiempo la demanda subió, como decíamos. Entonces, con menos plata generamos más energía. Eso es lo que hoy, en el costo unitario, refleja una reducción del 50%.

—Los últimos años no han sido de un empuje fuerte en el consumo de energía, que acompañó la desaceleración económica. ¿Cuál fue la incidencia de las renovables en ese contexto?

—Es interesante, porque el trabajo de Exante muestra que por punto de PIB somos más eficientes, consumimos menos recursos para producir nuestra energía. Podemos hablar de cierta correlación entre el crecimiento económico y una mayor demanda de energía y viceversa, pero hoy no es tan notorio como antes de este proceso de incorporación de tecnologías más eficientes.

—¿De qué forma la incorporación de renovables influyó en las tarifas?

—Hubo cambios, claramente. El informe de Exante refleja que, en comparación con el año 2013, los precios de la energía se abarataron alrededor del 20%, eso tomando como referencia el salario promedio de la economía; claramente, bajaron más que otras tarifas públicas en ese periodo.

Ese dato nos llamó la atención, porque en nuestro sector no observamos con detalle las tarifas, que son precios administrados sobre los que no tenemos ninguna incidencia. Pero es un elemento más que reafirma los resultados positivos de la transformación en la generación eléctrica.

—El desarrollo de las renovables marcó una fuerte presencia del capital privado en el sector energético. ¿Cuál es su valoración?

—La participación del privado se dio porque se partió de una estrategia bien estructurada, en base a la que se generaron los contratos y condiciones que los bancos financiaron y los privados aceptaron, identificaron como atractivas e invirtieron en ellas. Es una de las buenas lecciones que nos deja este proceso.

Y claramente eso es clave para lo que se viene ahora, una segunda transición, que demandará fuertes inversiones. El sector privado demanda un entorno favorable para los negocios y marcos regulatorios claros. El país puede ofrecer esas condiciones.

—En ese contexto, los contratos de UTE con los productores de energía, han sido fuertemente cuestionados. ¿Ha sido mejor negocio para los privados que para el Estado?

—A partir de la evidencia que reflejan los informes presentados la pasada semana, eso queda totalmente desestimado. Exante muestra el impacto positivo que tuvo para UTE y para las cuentas del Estado, el aporte de las inversiones en renovables y la generación de energía a través de las nuevas fuentes. UTE pasó de aportar a rentas generales, unos 54 millones de dólares anuales en el periodo analizado pre-renovables, entre el 2007 y el 2011, a aportar en el entorno de los 200 millones de dólares por año en el periodo posterior. El impacto para UTE ha sido brutal. Y eso lo explica básicamente la baja del costo de producir energía, al sustituir su consumo de combustible fósil para generar energía, por contratos que son más económicos, los de las renovables.

—¿A pesar de las condiciones de los contratos y la obligación de comprar excedentes que podría no necesitar?

—A pesar a las condiciones de los contratos y de las cuestionadas restricciones operativas, que refieren la energía que UTE compra y que no utiliza. A pesar de todo eso, para UTE ha sido un excelente negocio tomar esta decisión.

Para el privado, son inversiones que se recuperan en periodos larguísimos. Cualquier incertidumbre que uno ve en ese periodo de 20, 30, 40 años, las va a reflejar el precio hoy, y eso ya no es competitivo. Eso es lo que creo que Uruguay entendió en ese momento y lo reflejó en contratos que tenían la seguridad necesaria para atraer inversores.

—Las restricciones operativas terminan siendo un número negativo para la empresa pública…

—Dos conclusiones que surgen del reciente informe. Una, que de los 160 millones de dólares que desde el 2015 hasta 2022, se pagaron en restricciones operativas, un promedio de aproximadamente 23 millones por año. Eso representa el 2,5% del costo de producir energía. Es algo muy marginal en el presupuesto de UTE. No es cierto que se trate de un costo adicional tan importante.

Segundo, lo que estamos viendo también es que, claramente, en los primeros años hubo picos de pagos acumulados. Llegamos hasta un pico de 76 millones, si mal no recuerdo, en el 2017—2018, pero después se fue aprendiendo a manejar esa energía. Y prácticamente, eso se redujo en los últimos, tres años, a tres o cuatro millones de dólares por año.

Entonces, se puede decir que hemos aprendido a convivir con ese excedente. Y era una necesidad ese aprendizaje, porque siempre vamos a tener excedentes. Al menos, hasta que se acceda a una tecnología que permita almacenar esas energías variables. Es parte del negocio, porque para tener estos niveles de penetración de renovables, hay momentos en el día que nos sobran.

—¿No existe una ecuación exacta que permita utilizar todo lo que se genera?

—No. Pero se avanza en mejores condiciones de manejo. Hay que recordar que, en paralelo a estas inversiones, UTE también invirtió en la conversora de Melo, que nos permitió aumentar la capacidad de exportación hacia Brasil. Y ese intercambio entre países, le da al país la posibilidad de exportar energía, que es la mejor forma de resolver este problema de manejo de excedentes.

—¿De qué forma debe encararse la segunda etapa de las transformaciones energéticas en el país?

—Hoy estamos parados a nivel mundial en un lugar muy selecto, en un grupo de países que han logrado descarbonizar su matriz energética. Quien se quiera conectar hoy a UTE tiene, por definición, energía verde. Es una gran ventaja competitiva, en una ventana que va a durar varios años todavía, pero no nos podemos descansar. Muchos países están avanzando en esa línea y en algún momento van a lograr lo mismo que Uruguay.

Esa “ventana” que por ahora está abierta, es una excelente tarjeta de presentación y la tenemos que aprovechar. ¿Cómo? Captando todas las inversiones posibles, que serán la base de la segunda transformación energética, un proceso que demandará inversiones enormes.

El mundo va a sustituir todos los combustibles fósiles en un proceso pocas veces visto. Nuevas tecnologías, nuevas capacidades y muchas oportunidades de inversión.

—¿Estamos en condiciones de captarlas?

—Indudablemente. Si mantenemos las reglas de juego, la continuidad en las políticas, si seguimos con nuestra conciencia ambiental y social, estos proyectos van a venir a Uruguay.

—¿Bajo qué condiciones?

—Claramente, el marco regulatorio lo vamos a tener que ajustar. Al actual marco, como hablábamos antes, hay que incorporarle las tecnologías que ya hoy tiene el parque de generación: la eólica, la solar, el almacenamiento con baterías, etc.

El primer ajuste que estamos viendo en ese marco regulatorio es la potencia firme de largo plazo. La potencia en un sistema eléctrico es un atributo que tienen los generadores, el agente productor, para que el sistema pueda responder frente a una demanda. Es la garantía del suministro. Esa potencia se le reconoce a la generación hidráulica y la térmica, pero no a la solar o la eólica. Es necesario dar ese paso, ya hay un decreto elaborado en el Poder Ejecutivo, un proceso que esperemos que avance. Sería un primer gran cambio en el marco regulatorio.

Es una de las trabas más notorias para los privados, pero hay otras barreras…

—¿Cómo cuáles?

—Por ejemplo, los costos de los peajes. Los costos de usar la línea de transmisión. Es necesario trabajar sobre esos costos, sobre todo para incentivar las inversiones de los nuevos proyectos que se van a venir.

—¿Es un monto significativo en el negocio de UTE?

—Hoy en UTE, los costos de los peajes, están energizados. Quiere decir que cuando uno recibe una factura, una parte de los costos de transmisión está en la energía que paga. Esos son de los cambios que debemos ver. Esos peajes que define la URSEA tienen toda una metodología que hay que revisar.

—¿Está al tope la generación eólica y solar, o hay espacio para más proyectos  en ese tipo de generación?

—Lo que se hizo entre 2012 y 2017, fue sustituir todo lo que era la parte de generación térmica. Ahora, la demanda sigue creciendo y para poder mantener los mismos niveles de penetración de renovables, en algún momento hay que incorporar nueva capacidad.

Hay estudios hechos por ADME, el administrador del mercado, que indican que a partir del 2026 se va a empezar a requerir nueva capacidad. Al comienzo, entiendo que será solar fotovoltaica y después se vuelve a incorporar eólica, sobre 2030.

—¿En qué se basa esa opción por una u otra?

—Las curvas de demanda. Sobre todo, en un mercado muy chico, atender cómo se mueve la curva de demanda y ajustarla para evitar excedentes. Para decirlo más fácil, hoy Uruguay probablemente precise más energía al mediodía que a las 2 de la mañana. Y ahí está la fotovoltaica.

—¿Hay más espacio para la biomasa?

—SÍ, hay espacio. La biomasa aporta firmeza, es una buena condición y complementa el sistema de renovables. La hidráulica, a su vez, se va a quedar en lo que está, más o menos va a tener un crecimiento más marginal, porque va a ser difícil expandirlo. Pero ese sistema de biomasa—solar—fotovoltaica va a ser lo que siga creciendo en distintas proporciones. La industria de la química verde, que hablábamos antes, va a necesitar de esas fuentes para generar.

—La meta de la segunda transición es sustituir el uso de combustibles líquidos fósiles. ¿Es un desafío aún mayor que la etapa anterior?

—Sin dudas. Para que se tenga una idea, estamos hablando de siete veces el tamaño de la primera transición energética en términos de capacidad de generación. Es enorme lo que tenemos por delante.

—¿La “nueva estrella” será el hidrógeno verde?

—Yo preferiría hablar de la industria de la química verde. El hidrogeno es la base, pero después deriva en productos químicos, que pueden ser desde un fertilizante hasta un combustible sintético. En esas tecnologías está la inversión que tenemos que captar. Son niveles de inversión enormes para el mundo y mucho más para nosotros. Y ese proceso es irreversible, hay que hacerlo. El mundo ya tomó una decisión, dejar de sacar carbono de abajo y ponerlo arriba. Esa decisión está tomada y los países irán avanzando a distintas velocidades.

Uruguay se adelantó, hizo un primer trabajo, creo que estamos bien posicionados, pero tenemos que aprovechar este momento para captar esas inversiones.

—¿Hay proyectos en desarrollo?

—Los hay. Tengamos en cuenta que son proyectos que llevan cuatro o cinco años desarrollarlos. Y son enormemente riesgosos, desde el punto de vista del inversor. Lo que están haciendo las empresas ahora, es definir si apuestan a desarrollar un proyecto de estas características en Uruguay. Varias empresas han decidido que sí, esa es la buena noticia.

Uruguay es un país chico y la escala siempre nos cuesta digerirla. Pero por otro lado, están las ventajas de siempre: un país con reglas claras y continuidad en las políticas. Pero además, tenemos un recurso solar—eólico que, combinado, nos posiciona muy bien. A eso le debemos sumar otra ventaja competitiva que tenemos, un sector agropecuario que genera dióxido de carbono verde, dióxido de carbono hidrogénico, que se necesita para estos procesos. Si lo captamos, entonces, es un país que tiene muy buenas condiciones para asentar proyectos de este tipo.

—De todos modos, las condiciones para captar inversiones hoy no son las mismas que existían en la primera transición…

—Es verdad, en ese momento, había condiciones muy favorables, El mundo había pasado una crisis importante en el 2008 y los costos de dinero eran bajos. También había mucha disponibilidad de equipamiento. Uruguay fue muy inteligente en aprovechar esa oportunidad. Hoy tenemos otro mundo, los costos financieros no son tan bajos y la competencia por acceder a equipamiento en todo el mundo es complicada. Todos los fabricantes de paneles solares, máquinas, turbinas eólicas, etc., están sobre demandados. No es fácil. Pero por otro lado, hemos generado un montón de competencias que en Uruguay en 2012 no teníamos. No solamente competencias técnicas en la ejecución de los proyectos, sino también competencias en el sector financiero y en la actividad energética propiamente dicha. Desde ese punto de vista, hoy estamos mucho mejor para encarar este proceso.

Además, en la estrategia de fondos y de otros agentes, la inversión verde va ocupando cada vez una porción más importante dentro de sus portafolios. Hay una cantidad enorme de dinero que está buscando inversiones de este tipo.

Es dinero que muchas veces está saliendo de los negocios de generación a base de carbono, y buscan volcarse a este tipo de empresas. Dinero hay, mucho; hay que darle las condiciones para que venga.