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El impresionante ahorro que logró Uruguay en tres años por usar energía eólica: ¿qué pasa con las tarifas?
Entre 2020 y 2022 el Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD), de energía eléctrica en Uruguay hubiera sido mayor en unos US$ 1.600 millones si no se hubiera contado con el aporte de las energías renovables no convencionales, según concluye un informe elaborado por el Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Católica del Uruguay (UCU), presentado este martes.
El estudio académico -realizado a solicitud de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (Augpee)- estima el CAD como la suma de los costos de generación local y los costos de importar energía eléctrica, menos los ingresos por exportaciones.
Además, se simula el CAD en un escenario contrafáctico donde se sustituye la capacidad de generación a partir de fuentes eólica y solar fotovoltaica por capacidad de generación térmica fósil.
El resultado del trabajo muestra que en los últimos tres años el CAD en el escenario contrafáctico es más del doble que en el fáctico, con una diferencia de US$ 1.621 millones (US$ 540 millones en promedio anual).
Además, el estudio señala que el ahorro “se vio exacerbado” por el bajo nivel de aporte de las represas hidroeléctricas respecto a la media histórica en el trienio analizado.
En ese sentido, explica que si bien esto conlleva a un incremento en el despacho de generación térmica en ambos escenarios, en el contrafáctico alcanza 40% del total de generación inyectada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en 2022, y en conjunción con un elevado precio internacional de petróleo (US$ 101 por barril).
Asimismo, destaca que en el escenario contrafáctico (sin renovables) prácticamente no se exporta energía eléctrica, mientras que en el fáctico las ventas al exterior fueron significativas, y por tanto "reducen el CAD considerablemente".
Por otro lado, el CAD unitario (ratio CAD sobre demanda del SIN) es de US$ 33 MWh, US$ 50 MWh y US$ 58 MWh más alto en el escenario contrafáctico de 2020, 2021 y 2022 (en promedio, US$ 47 MWh superior). El trabajo fue realizado por Lorena Di Chiara, Felipe Bastarrica y Federico Ferres del Observatorio de Energía de UCU.
Hace tres años, otro trabajo realizado por Augpee estimó que si se hubiera optado por continuar con el sistema previo (generación hidroeléctrica, térmica fósil e importaciones), en el período 2015-2019 el CAD hubiese sido en promedio US$ 132 millones por año más alto. En total, se estimó que se ahorraron US$ 741 millones en el período 2007-2019.
¿Qué pasó con las tarifas de UTE?
Otro informe presentado por la Consultora Exante coincide en que hubo un abaratamiento “muy significativo” del CAD tras la introducción de la fuentes renovables a gran escala.
El costo neto –toma en cuenta ingresos por exportaciones que ayudan a abatir costo de abastecimiento interno– bajó 30% en dólares corrientes, 44% en términos reales, y se redujo a la mitad cuando se controla también por la cantidad de MWh consumidos.
Para la comparación se tomó en cuenta el promedio 2007-2011 como referencia previa al cambio de la matriz, y el promedio 2015-2021 como referencia post introducción de renovables a gran escala.
Durante la presentación, la economista de Exante Tamara Schandy señaló que el abaratamiento del CAD, junto con una mayor eficiencia en el consumo residencial y para uso productivos, hizo que el costo de abastecimiento también cayera en relación al tamaño de la economía (en promedio anual ~1% del PIB).
Además, el estudio profundiza en el impacto que tuvo la transformación de la matriz energética en las tarifas de electricidad y el desempeño financiero de UTE.
Con respecto a la evolución de las tarifas de energía eléctrica, la economista explicó que los precios ya habían empezado a bajar -tanto en términos reales como en dólares corrientes- algunos años antes de la introducción de renovables a gran escala, pero el abaratamiento de las tarifas se “profundizó” con ese proceso.
Entre 2013 y 2021 los tarifas medias se abarataron 10% en términos reales (Residencial -12%, Medianos Consumidores -14% y Grandes Consumidores -12%-).
De todos modos, Schandy afirmó que en la comparación de promedios de los períodos analizados (2015-2021 vs 2007-2011), las tarifas medidas en términos reales bajaron menos que el costo de abastecimiento de la demanda.
En ese sentido señaló que la reducción del CAD fue “determinante clave” en la mejora del resultado de UTE, y explica “prácticamente la totalidad” de la “recomposición” de la rentabilidad operativa de la empresa hacia niveles similares a la media histórica. Esto luego de un período de resultados especialmente bajos.
Además, la economista afirmó que la “recomposición” de la rentabilidad operativa llevó a una mayor generación de caja, y permitió que UTE aplicara fondos para bajar deuda financiera y para aportar dividendos a rentas generales.
En esa misma línea, dijo que la empresa tuvo una contribución relevante al resultado fiscal del sector público consolidado durante el período 2015-2021. Esa contribución superó la acumulada del resto de las empresas públicas en ese período, y ayudó a “amortiguar” el rojo de las finanzas de la administración central.
