Electricidad

¿Se puede romper el monopolio de UTE para comercializar energía?

Los generadores privados quieren poder hacer contratos directos para el abastecimiento eléctrico, pero aún faltan definir los peajes y el respaldo de potencia firme que exige la normativa. Sepa qué opinan los actores privados y la respuesta de UTE respecto a esas trabas.

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Mientras en Argentina cambió el gobierno y la política energética, pero siguen siendo habituales los cortes de luz, el sistema eléctrico uruguayo despachó días atrás la mayor demanda histórica por la ola de calor y a la vez exportaba electricidad. Es que el parque eléctrico uruguayo alcanzó en 2018 un total de 4.352,76 megavatios (MW) que se generaron en 80 puntos del país.

Algunas de esas fuentes son propiedad de UTE y otras de privados, que se reparten en tres modalidades: las industrias que generan proyectos para autoabastecerse; los que tienen contratos con el Estado que les aseguran la compra de la energía, y los que producen con la posibilidad de venderle a UTE al precio del mercado spot (el valor más caro de generación en ese momento).

"Lo que está pasando hoy es lo que se diseñó, lo que uno espera de acuerdo a lo que se instaló", indicó a El País el presidente de UTE, Gonzalo Casaravilla, en referencia al cambio de matriz energética que se impulsó hace alrededor de una década apostando por renovar las fuentes de generación.

Energía: por cada grado que disminuye en este invierno, el consumo de la energía eléctrica aumenta 5%. Foto: Darwin Borrelli.
Foto: Darwin Borrelli.

La masiva instalación de parques eólicos, junto con proyectos de energía solar y biomasa, han hecho "que la oferta eléctrica haya trepado en los últimos años" y que Uruguay sea "el país de mayor penetración de energías renovables del continente", resaltó a El País el CEO de Ventus —empresa que instala y gestiona proyectos de renovables—, Juan Pablo Saltre.

Ese destaque choca con un fenómeno "que se observa en todos los mercados eléctricos que incursionaron de manera importante en la incorporación de energías renovables, que es el crecimiento de los contratos de venta de energía directa entre generadores y consumidores (privados)", dijo Saltre.

Esa posibilidad rompería el monopolio de abastecimiento que tiene UTE, lo que podría generar más inversión y reducir las tarifas por la competencia, dicen sus defensores.

Según varios actores consultados, esto está contemplado dentro del marco regulatorio que rige desde 2002, pero bajo las normas actuales resulta imposible de concretar.

"Hay vacíos en la implementación del reglamento. Para celebrar un contrato no es solo proveer la energía, sino que se debe tener la potencia firme necesaria para respaldar ese acuerdo y ahí hay dificultades", explicó Guillermo Mateos, presidente de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (Augpee).

Por ejemplo un parque eólico, al depender de recursos naturales para la generación, no puede asegurar esa potencia firme que debiera surgir de una fuente térmica (que funciona por combustión, usando petróleo o gas), hidroeléctrica (represas) o de biomasa (energía producida de residuos orgánicos).

Augpee realiza gestiones para que se reconozca como potencia firme "a las energías renovables no convencionales".

Según el ingeniero José Luis Pou —exsecretario ejecutivo de la Asociación de Grandes Consumidores de Energía Industrial y director de XDT, que asesora a la Intendencia de Maldonado en energía—, la ley de 2002 estableció "un marco de competencia" para el abastecimiento que "por la vía de los hechos se modificó, para ir a un modelo donde UTE es el único comprador". Sostuvo que "falta voluntad política" para en los hechos romper el monopolio estatal.

Consultado el presidente de UTE, respondió que la empresa "ni avala ni deja de avalar" que hayan contratos para vender energía entre privados, ya que "eso está en el marco regulatorio vigente y si no se hizo es porque no se han dado las condiciones de conveniencia entre las partes, los clientes han preferido a UTE por la garantía de suministro o lo que fuera".

Casaravilla no descartó que ante una eventual "oportunidad de negocio en que UTE reciba el retorno de las inversiones realizadas" se pueda acordar brindar el respaldo de potencia que requieren los privados para concretar los contratos. Aunque la empresa "no saldrá de respaldo a alguien que vaya a competirle y que tuvo condiciones de inversión que nosotros no".

Esto último en referencia a que UTE no contó con ninguna exoneración tributaria dentro de la ley de inversiones, como sí los privados que invirtieron. "Debemos ser cuidadosos de qué ponemos a disposición y de quién", agregó Casaravilla en referencia a una posible alianza con un generador privado.

Oposición: profesionales y mandos medios de UTE rechazan la reestructura. Foto: Fernando Ponzetto
Foto: Fernando Ponzetto

Peajes.

El "otro problema" según Mateos para concretar los negocios entre privados es que "hay algunos peajes no calculados" en la red de tensión eléctrica, que administra UTE y transmitiría la electricidad del generador al consumidor.

Con el asesoramiento de Pou, la Intendencia de Maldonado presentó una petición ante la Unidad Reguladora de los Servicios de Energía y Agua (Ursea) para que defina el costo de los peajes por debajo de 31,5 kilovoltios —están definidos de forma provisoria los de mayor tensión, aunque son "carísimos" según el ingeniero.

El director por la oposición en la Ursea, Fernando Menéndez, dijo a El País que tiempo atrás se contestó a los privados que no se podían calcular los peajes por falta de recursos. Luego, se logró financiación de CAF-Banco de Desarrollo de América Latina y se contrató una consultoría, que ya definió el costo de los peajes hacia Brasil y terminará en mayo el estudio de los peajes internos.

Casaravilla dijo que el tema de los peajes "no depende de UTE", que solo "aporta la información técnica y es un tomador de políticas", aunque aclaró que "corresponde que quien use las redes, lo pague". El director de Ursea señaló que la consultoría en proceso "se atrasó porque UTE no pasó la información necesaria".

De resolverse los problemas y concretarse los contratos entre privados, el presidente de Augpee auguró que aparecerán "nuevos actores que invertirán en el mercado", y las industrias tendrían "la alternativa de negociar el costo de la energía".

Mientras que Pou indicó que la Intendencia de Maldonado podría "abastecerse a sí misma" dejando de cobrar US$ 50 por la energía generada y pagarla US$ 200, y habría "un ámbito de competencia para sacarle el balde de la cabeza a los que protegen monopolios que no necesitan ser protegidos".

La generación en 2018 y los costos asociados a la tarifa
En 2017 y a principios de este año se incorporaron más parques eólicos, lo que incrementó el peso de la eólica en Uruguay. Foto: Darwin Borrelli

De las 10 principales fuentes de generación eléctrica del país, ocho pertenecen a UTE (el parque eólico Pampa en asociación con unos 4.000 inversores) y las dos restantes corresponden a la biomasa que generan las plantas de celulosa de UPM y Montes del Plata.

Según los datos de UTE, contabilizando las pruebas en la tercera turbina de la planta de ciclo combinado en Punta del Tigre se llegó a una generación de 4.720 megavatios (MW), compuesta por 1.540 MW de hidráulica, 1.500 MW de eólica, 1.020 MW de térmica, 410 MW de biomasa, 230 MW de fotovoltaica y 20 MW de microemprendimientos de energía solar.

"El 2018 fue un año de relativamente buena hidraulicidad, aunque bajó la proporción (de esta fuente sobre el total de energía generada) respecto al 2017. Pero también creció la proporción de eólica", dijo a El País el presidente de UTE, Gonzalo Casaravilla. Estos vaivenes en la disponibilidad de los recursos naturales hacen que varíe la utilización de las fuentes térmicas, que "cuando hay menos agua se prenden un poco más", indicó.

La energía producida supera la demanda del mercado interno, un excedente que "en principio lo contamos como si regaláramos esa electricidad (porque la exportación es a demanda), pero la vendemos a lo mejor que podemos" a los vecinos Brasil y Argentina, señaló el jerarca.

El exgerente de Generación de UTE y director de Relaciones Institucionales y Regulación de la firma Ventus, Óscar Ferreño, informó en su cuenta de Twitter que la demanda del mercado eléctrico alcanzó el año pasado los 11.179 gigavatios-hora (GWh), creciendo 3,3% respecto al 2017 y compensando la caída del año previo (estamos en el nivel de demanda de 2016). Según sus cálculos, producir esa energía costó unos US$ 450 millones, un monto que determina un costo variable de generación de US$ 47 por megavatio-hora (MWh), siendo el resto del precio que paga el consumidor por la electricidad "costos fijos, tasas e impuestos (explícitos o no)". Esto lo llevó a concluir que "el alto precio de la electricidad uruguaya no es culpa de su matriz", sino de esos otros costos asociados.

Respecto al funcionamiento del mercado en 2018, el CEO de Ventus, Juan Pablo Saltre, dijo que "no fue un año de grandes cambios en lo que respecta a inversiones", limitándose el movimiento a la venta de algunos parques eólicos ya en funcionamiento.

Guillermo Mateos de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (Augpee) detalló que "hay inversores que no quieren correr el riesgo de la construcción y puesta en marcha, entonces proyectos que ya tienen varios años pueden resultar interesantes para transferencias de propiedad". De cara al 2019, Mateos dijo que si bien "no hay muchos más parques disponibles para la venta", siempre puede haber potenciales compradores de proyectos "que funcionan bien y tienen buenos contratos" con UTE para la venta de la energía producida.

Sin embargo, para los que comercializan la energía al precio del mercado spot la perspectiva de no concretarse los contratos entre privados no es buena. Ya a fines de 2016 Casaravilla había advertido que "los emprendimientos independientes que apostaron a que Uruguay no iba a hacer la transformación de su matriz y que el valor spot iba a ser mejor, como era años atrás, están en una situación compleja".

Autoabastecimiento.

Es creciente el interés de las industrias por generar alguna fuente propia de abastecimiento eléctrico, y eso lo ven en Ventus, que acordó la construcción de 12 proyectos de generación con renovables en 2018 y llegan a 30 los emprendimientos de este tipo en los últimos nueve años. Se trata de parques "eólicos para industrias, así como solares fotovoltaicos, como el de (la empresa especializada en preformas y envases) Cristalpet, que será la planta de autoconsumo industrial de fuente solar más grande del Uruguay, con 1 MW", manifestó Saltre.

El CEO de Ventus explicó que está creciendo la instalación de parques solares en industrias en línea con una disminución a nivel global de "los costos de las tecnologías de generación" fotovoltaica, lo que "repercute directamente en el valor de la energía de estas fuentes y en el aumento de la competitividad de las mismas". Las empresas que hacen esta apuesta, pueden acceder a "una fuente de energía limpia" y ahorrar en el costo de la electricidad sin necesidad de una inversión inicial alta, ya que el tamaño de la planta varía según las necesidades puntuales de abastecimiento".

Además, Saltre mencionó que son de "fácil colocación al ajustarse a estructuras preestablecidas, tienen una vida útil de entre 25 y 30 años, y un costo de mantenimiento bajo". Como ocurrió años atrás con el boom de los parques eólicos, los proyectos de generación de energía fotovoltaica también tienen "beneficios fiscales, que en algunos casos pueden ser muy relevantes", en el marco de la ley de Inversiones.

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