Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable, Universidad Católica (*)

En nuestra primera columna del año, hacemos un balance del año 2022 para el sector eléctrico de Uruguay, consolidándose un trienio con déficit de precipitaciones [1]. Los indicadores que analizamos se basan principalmente en el monitor del sector eléctrico que publicamos mensualmente con apoyo de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) [2].

Generación hidroeléctrica por debajo del promedio histórico por tercer año consecutivo

Como hemos comentado en otras ocasiones, una de las principales variables que impacta el costo de generación del sector eléctrico uruguayo es el nivel de aportes hídricos.

Ante un déficit hídrico, las centrales hidroeléctricas generan aproximadamente 30% de los 11450 GWh que se demandan en Uruguay, mientras que en años húmedos pueden generar 85%. Si bien históricamente la energía hidroeléctrica ha llegado a representar más del 100% de la demanda (debido a exportaciones), no se espera que esa situación se repita, dado el incremento de ésta, que en promedio ha crecido 2% por año las últimas décadas.

Como puede notarse en la gráfica a continuación, la generación hidroeléctrica se situó por debajo del promedio histórico durante el trienio 2020-21-22, primera vez que esto sucede desde que se publican estas series [3]. A pesar de la poca lluvia, la generación hidroeléctrica representó prácticamente la mitad de la demanda del país en 2022.

.

Costo de generación elevado respecto a los últimos años, aunque bajo respecto a otros años de sequía

La falta de recurso hídrico empuja al alza el costo de generación de la electricidad, dado que la hidroeléctrica es la fuente de menor costo en el país. Como muestra la figura a continuación, en 2022 el sobrecosto respecto al ciclo abierto de la central de ciclo combinado (CC) operando a gasoil (GO), tiene un sobrecosto de 285 US$/MWh respecto a la energía producida en las centrales hidroeléctricas del Río Negro.

.

Este impacto puede medirse a través del Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD), que suma los costos de la energía eléctrica generada a nivel nacional, y los costos de importar, restándose los ingresos por exportaciones.

En 2022, estimamos que los costos de la generación local totalizan US$ 761 millones y las importaciones US$ 0.5 millones, por lo que deduciendo el monto de exportaciones de US$ 162 millones, el CAD ronda los US$ 600 millones (50 US$/MWh).

Si bien este es un costo superior al promedio histórico, el CAD solía dispararse en años secos, como en 2012 cuando alcanzó US$ 1220 millones (119 US$/MWh), o en 2008 cuando alcanzó US$ 983 millones (110 US$/MWh). Durante este trienio de déficit hídrico, el costo se vio estabilizado, como muestra la gráfica a continuación.

.

Es interesante de observar que la sequía de los últimos años se vio aparejada a precios elevados de petróleo, cotizando el Brent a 97 US$ en promedio en 2008, 112 US$ en 2012, y 101 US$ en 2022. Haber mitigado el riesgo de volatilidad del precio internacional del petróleo, al mismo tiempo que el de la variabilidad del recurso hídrico, mediante la introducción de generación a partir de fuentes renovables autóctonas, además de un beneficio ambiental significativo, genera un ahorro anual multimillonario en el abastecimiento de la demanda eléctrica del país.

El sector eléctrico evitó la emisión de 3 millones de toneladas de CO₂, que pueden valuarse en US$ 411 millones

Respecto al beneficio ambiental, estimamos que en 2022 se evitó la emisión de más de 3 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO₂) al generar electricidad con fuentes eólica y solar fotovoltaica, respecto a las emisiones que hubiese emitido generar esa energía con gasoil.

Este beneficio ambiental es importante no sólo para Uruguay, sino para el mundo. La reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (que además del dióxido de carbono, incluye al metano y al óxido nitroso, entre otros) es la principal medida implementada globalmente para atacar el cambio climático.

Como hemos comentado anteriormente, Uruguay introdujo un impuesto por tonelada de CO₂ en la ley que aprueba la rendición de cuentas del ejercicio 2020 (Ley N. 19.996) [4], redireccionado parte del Impuesto Específico Interno (Imesi) correspondiente a la primera enajenación de las gasolinas. El valor determinado por el Decreto N. 441/021 para 2022 fue $ 5615 por tonelada de CO₂ [5].

Si valuamos las emisiones evitadas a este monto, el monto alcanza US$ 411 millones en 2022.

Exportaciones cayeron, pero de todas formas se sitúan en segundo valor histórico

En la columna que redactamos sobre el balance del año 2021 para el sector eléctrico [6], destacamos que las exportaciones de energía eléctrica alcanzaron US$ 594 millones ese año. Esta cifra no solo representó un récord histórico, sino que superó al monto exportado en los 13 años precedentes, con lo que la electricidad fue el sexto producto de exportación del país en 2021, y UTE la mayor empresa exportadora, excluyendo zonas francas.

En 2022, estimamos que el monto exportado alcanza US$ 162 millones, que, si bien es significativamente menor al récord alcanzado en 2021, es el segundo valor histórico más alto. En unidades físicas, la cantidad cayó de 2844 a 1366 GWh, mientras que el precio promedio cayó de 183 a 119 US$/MWh. No obstante, el precio promedio es muy bueno, si se considera que el precio de exportación promedio histórico es 70 US$/MWh. El precio fue particularmente bueno en meses en que el costo marginal de Argentina fue elevado, como en Junio que alcanzó 277 US$/MWh.

Otra diferencia entre los últimos dos años es que, en 2021, Brasil fue el principal destino de nuestras exportaciones de energía eléctrica (78% en términos de unidades físicas y 83% en términos de unidades monetarias), mientras que en 2022 lo fue Argentina (94% en unidades físicas y 96% en unidades monetarias).

.

Despacho térmico volvió a ser significativo, representando 10% de la energía generada, aunque el peso cayó respecto al año pasado

La diversificación de la matriz de generación eléctrica ha permitido a Uruguay generar 97% de su electricidad a partir de fuentes renovables en el período 2017-2020. Esto se ha convertido en un activo para el país, permitiendo mostrarse al mundo como líder a efectos de la descarbonización del sector eléctrico.

Sin embargo, como comentamos en una columna anterior respecto de los principales indicadores del sector eléctrico en el año 2021, el peso de las renovables cayó a 83% ese año, debido a la sequía que atravesó el país, y al nivel extraordinariamente alto de exportaciones. Estimamos que aproximadamente la mitad de los 2844 GWh exportados fueron generados a partir de fuentes fósiles.

.

En el año que cerró, si bien el peso de las renovables se recuperó, sigue por debajo de ese umbral que implicaba virtualmente una descarbonización total de la matriz eléctrica. En 2022, el 90% de la energía generada en Uruguay provino de fuentes renovables (100% respecto a la demanda nacional), como se aprecia en el siguiente gráfico.

.

Estimamos que en 2022 aproximadamente 23% de la energía térmica a partir de fuentes fósiles fue generada para exportar, mostrándose el valor mensual en la siguiente gráfica.

.

Demanda máxima récord en diciembre

Históricamente, los picos de demanda del sistema eléctrico en Uruguay se daban en invierno. El primer año de quiebre de esta tendencia fue 2019, cuando se registró la demanda máxima el 29 de enero (2121 MW), siendo también en verano en 2020 (2088 MW el 6 de febrero).

En 2021, se había vuelto a la tendencia histórica, cuando se demandaron 2128 MW el 28 de junio. Pero en 2022, la demanda alcanzó un máximo de 2242 MW el 9 de diciembre, con el mayor valor histórico del país.

Precio spot promedió 80 US$/MWh, menor al de 2021, pero en el último mes del año se disparó al precio techo de 250 US$/MWh en reiteradas ocasiones

La Administración del Mercado Eléctrico (ADME), ordena las centrales sujetas a despacho en orden creciente de costo variable, y sanciona el precio spot para cada hora en el punto de corte con la demanda del sistema. A este precio se liquidan las transacciones del mercado. Aunque en 2022, tan solo 0.13% del total de generación nacional se tranzó en el mercado mayorista.

En 2022, el precio spot promedió 80 US$/MWh, valor levemente inferior al promedio de 2021 (87 US$/MWh). No obstante, en el último mes del año, el precio spot promedió 186 US$/MWh, y de hecho, el precio techo establecido por decreto (250 US$/MWh) fue sancionado en reiteradas ocasiones, situación que no se daba desde Abril 2014.

.

Se acentúa la sequía en el comienzo de 2023

Han transcurrido tan solo unas pocas semanas del año 2023, en los que la sequía se ha acentuado. El caudal de aporte de Salto Grande registra valores extremadamente bajos estos últimos días (en promedio menores a 500 m³/s, cuando el promedio histórico en enero es mayor a 4000 m³/s), y el gobierno resolvió extender a abril la emergencia agropecuaria declarada a nivel nacional en octubre de 2022.

El pico de la demanda eléctrica en 2022 se dio de forma concomitante con la acentuación de la sequía, empujando ambos el precio spot al valor techo. En un futuro, una gestión del sistema que permita mayor flexibilidad a la demanda podrá aliviar este tipo de presión alcista.

No debemos dejar de recordar de todas formas, que es un privilegio haber logrado resiliencia ante la volatilidad climática y de precio del petróleo. En el contexto actual, ha evitado que otro sector clave para el país entre en crisis.

(*) Felipe Bastarrica, Lorena Di Chiara, Federico Ferres

1] Sistema de Información sobre Sequías para el Sur de Sudamérica (SISSA), 2022. Sequía en Uruguay: el déficit hídrico amenaza los cultivos y la producción ganadera local.
2] Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU), 2022. Monitor mensual del sector eléctrico.
3] MIEM. Series estadísticas de energía eléctrica.
4] Uruguay Presidencia, 2021. Ley N° 19.996.
5] Uruguay Presidencia, 2021. Decreto N° 441/021.
6] Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU), 2022. Un año muy particular para el sector eléctrico.