ESTUDIO

Entre los años 2015 y 2019 el costo de generación eléctrica en Uruguay hubiera sido, en promedio, mayor en US$ 132 millones por año, si no se hubieran desarrollado los proyectos eólicos y solares contratados a partir del año 2010 y en 2020 hubiese sido US$ 140 millones más caro.

Así lo afirmó el estudio Impacto de las energías renovables en el costo de abastecimiento de la demanda, realizado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (Augpee) y presentado ayer de forma virtual, en el que se constató además que las energías renovables son “más baratas”, suponen un menor costo para su generación y mayor rentabilidad.

La investigación tuvo como objetivo analizar y cuantificar el impacto económico que tuvieron las energías renovables no convencionales en el costo de abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en Uruguay (CAD), durante los años 2007 y 2019.

Según recordó el presidente de la Augpee, Guillermo Mateos, fue en el año 2002 cuando en Uruguay se reglamentó el marco regulatorio del sector eléctrico, el mercado mayorista de energía eléctrica y se habilitó la participación de empresas privadas en el sector de generación. “A partir de 2005 se inicia un proceso -que nos lleva a la situación actual- que produjo una transformación trascendente de la matriz eléctrica de generación nacional, y el sector privado se sumó a este proceso desde su inicio”, señaló Mateos.

Es que Uruguay ha incrementado, desde mediados de la década iniciada en el 2000, la contratación de generación eléctrica basada en recursos renovables no convencionales, en particular biomasa, eólica y solar fotovoltaica y si bien parte de esas inversiones fueron de UTE, la mayor cantidad fueron realizadas por el sector privado.

El presidente de la asociación manifestó que al día de hoy el país tiene una potencia instalada total de 2.100 Megavatios (MW), de los cuales unos 1.400 MW corresponden a generadores privados nucleados en Augpee, siendo aproximadamente 420 MW de generación a partir de biomasa, 850 MW de generación eólica y 130 MW de solar fotovoltaica.

“En la medida en que ya pasaron en promedio seis años desde que varios generadores (privados) estamos en la actividad, pensamos que se podía contribuir (con el estudio) a la valoración de lo que significó esta transformación del sector eléctrico nacional”, argumentó Mateos.

Es así que el informe realizó un comparativo entre dos períodos: 2007 a 2011, siendo este momento en el que inicia el desarrollo de la generación renovable en el país y 2011 a 2019, período en el que se lleva adelante un desarrollo de mayor escala y cuando “se produce un despegue notable de las inversiones, principalmente con la incorporación de gran cantidad de proyectos eólicos”, según señaló Carlos Skerk, especialista en regulación de mercados eléctricos, socio y director del Grupo Mercados Energéticos.

La investigación planteó un escenario fáctico para reflejar con cifras lo que ocurrió en el mercado en cuanto a la incorporación de las inversiones y su impacto en el costo de la generación necesaria para suministrar la demanda. Y también elaboró un escenario contrafáctico en el que indagó qué hubiera pasado si durante los años 2007 a 2019 no se hubieran desarrollado los proyectos de energías renovables de gran escala que sí se hicieron.

“Alguien se podría cuestionar si hoy en día haber desarrollado esos contratos fue una buena decisión”, argumentó Skerk en función del porqué de un escenario contrafactual.

Las principales conclusiones del escenario fáctico reflejaron que al comparar el quinquenio 2007-2011 con el quinquenio 2015-2019, el CAD fue 43% más bajo en el segundo período cuando los proyectos de energías renovables contratadas -principalmente las eólicas-ya estaban operativas. Además, esa tendencia se mantuvo en el año 2020.

¿Cómo se calcula el CAD? Según explicó Kerk, a los efectos del estudio el costo de abastecimiento de la demanda (CAD) fue definido como el costo de los contratos con generadores privados al que se agregó el costo de combustible para generación térmica, el costo de las restricciones operativas y el saldo positivo o negativo de los intercambios internacionales

Por otra parte, la investigación reflejó que la generación térmica a partir de combustibles fósiles cayó del 23% a 4% de la demanda entre 2007 y 2019 y que fue además cuando Uruguay se convirtió en exportador neto.

“Es un dato muy significativo, porque si miramos el 2020 este fue uno de los años en que hubo un menor aporte de energía de generación hidráulica en los últimos 30 años y a pesar de eso se logró atender toda la demanda nacional con menos de un 7% de generación térmica a partir de una fuente fósil”, manifestó Mateos.

Asimismo, indicó que “debería tenerse en cuenta que también buena parte de esa generación térmica fósil fue para cumplir con compromisos de exportación que se habían asumido”.

En tanto, las conclusiones del escenario contrafáctico revelaron que entre 2015 y 2019 el CAD hubiese sido en promedio US$ 132 millones anuales (unos US$ 11,6 por Megavatio hora) más caro si no se hubieran desarrollado los proyectos eólicos y solares contratados a partir del 2010. Y actualizado al año pasado, el CAD hubiera sido US$ 140 millones más caro.

Beneficios de las renovables pese a precios internacionales

La investigación destacó por otra parte que las energías renovables “dieron beneficios aún cuando desde 2015 a la fecha se registraron precios de petróleos internacionales bajos” que podrían haber ayudado a un abaratamiento del desarrollo de la generación térmica. En este sentido, Skerk relató lo que pasó con el precio del barril de petróleo versus las expectativas que había en su momento y dijo que después del 2015, los precios se fueron casi alineando a un escenario de precios bajos. “Esto es muy relevante porque lo que está mostrando el análisis fáctico con el contrafáctico es que aún cuando los precios del combustible hubieran sido los más optimistas que uno pudiera prever, el costo de suministrar la demanda hubiera sido más alto si se hubiera desarrollado generación térmica en lugar de generación renovable”, explicó el especialista.

Por otro lado, en relación a lo que el sector debe enfrentar ahora en términos de expectativas, Skerk indicó que hacia el horizonte, el precio promedio de la energía eólica, biomasa y solar alcanzará US$ 75, US$ 85 y US$ 112 por Megavatio hora (MWh), respectivamente. Mientras que la opción alternativa (térmica a gas) alcanzaría valores entre US$ 120 y US$ 123 el MWh “en los escenarios más optimistas”. ¿Qué implicaría esto? “Un ahorro promedio esperado por año superior a US$ 200 millones que puede fluctuar entre US$ 0 y US$ 400 millones por año” en función de la hidrología, indicó Skerk.

La investigación analizó también la tarifa promedio (ponderado) y la facturación por venta de energía de UTE durante el mismo período y se contrastó con la estimación del CAD. Es decir que se analizó el CAD estimado para el escenario fáctico y lo que facturó UTE a los usuarios finales. La conclusión, según Skerk fue que si bien “ha habido algún correlato (entre el costo de abastecimiento de la demanda y la tarifa) pero no están directamente correlacionadas las variables”.