Foto: Ricardo Antúnez / adhocfotos
EMILIANO COTELO (EC): En el día de ayer, en un evento organizado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica y el Observatorio de Energía de la Universidad Católica, se hicieron públicos los resultados de dos estudios relativos a los impactos económicos de la transformación que ha tenido la matriz energética uruguaya en la última década.
¿Cuánto se abarató el costo de abastecer la demanda de electricidad al migrar a fuentes renovables? ¿En qué medida las tarifas de electricidad acompañaron la tendencia de los costos? ¿Cuál fue el impacto del cambio de la matriz energética en el desempeño económico financiero de UTE? De estas y otras preguntas vamos a conversar con Tamara Schandy, socia en Exante e integrante del equipo responsable de uno de los trabajos que se presentaron ayer.
ROMINA ANDRIOLI (RA): Para ubicar a los oyentes te propongo comenzar con un poco de contexto general sobre estos dos trabajos y sobre cuál fue la participación de Exante.
TAMARA SCHANDY (TS): Bien. La Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) viene trabajando desde hace tiempo en la línea de visibilizar en el debate público distintos aspectos relativos al cambio de la matriz energética.
Hace un par de años había presentado un estudio de cuantificación de los impactos de la integración de fuentes de origen renovable (esto biomasa, eólica y solar) en el costo de abastecimiento de la demanda de electricidad en Uruguay. Ese estudio lo había llevado adelante la consultora Mercados Energéticos y concluía con mucha contundencia sobre la reducción de los costos.
Ese estudio fue actualizado ahora con datos más recientes por el Observatorio de Energía de la Católica y fue uno de los dos trabajos que se presentaron ayer. Las conclusiones fueron en la misma línea que el trabajo original: la introducción de fuentes renovables a gran escala permitió bajar el costo de abastecimiento de forma importante, tanto si se compara con el período previo al cambio como si se compara con un ejercicio “contrafáctico” de qué hubiera sucedido si Uruguay hubiese seguido produciendo electricidad solamente en base a las centrales hidroeléctricas y térmicas.
El trabajo que AUGPEE encargó a Exante tenía como objetivo analizar los impactos del cambio de la matriz energética sumando algunas perspectivas complementarias. Las preguntas disparadoras fueron de este tipo: ¿cuáles son los mejores indicadores para medir el abaratamiento del costo de abastecimiento?, ¿qué pasó con las tarifas a medida que se fueron dando estos cambios?, ¿qué repercusiones se observaron en términos de la situación financiera de UTE? No son todos los impactos económicos que uno podría estimar, pero es una primera mirada a algunos bien relevantes.
RA: Entendido. Mencionaste varias veces el concepto de “costo de abastecimiento de la demanda”. ¿Cómo se mide ese costo?
TS: Es un concepto central en toda esta discusión y de hecho hay varias formas complementarias de medirlo, así que me parece muy oportuno empezar aclarando eso.
Los estudios de Mercados Energéticos y de la Católica calculan ese costo sumando los diferentes costos que estiman enfrenta UTE para hacerse de la energía que precisa para abastecer la demanda de electricidad. En la presentación de ayer, Lorena Di Chiara del Observatorio de UCU explicaba que suman una estimación de los costos de generación en las centrales térmicas de UTE según datos que publica ADME, una estimación de los pagos por la energía renovable asociada a los contratos vigentes con los generadores privados, se valoriza la generación hidroeléctrica con determinado costo por MWh generado y se considera también una partida anual presupuestal de Salto Grande. A eso se suman los pagos por energía importada y se restan los ingresos por exportación de energía.
Nosotros tomamos esos resultados y les llamamos “CAD neto”, jutamente para enfatizar que están netos de los ingresos de exportación. La lógica es que el costo total de generación incluye una parte correspondiente a flujos de energía que no se consumen en el país. A su vez, se entiende que los ingresos que se obtienen por la exportación ayudan a amortiguar los costos de atender la demanda interna. Sin embargo, también nos pareció pertinente analizar lo que llamamos el “CAD bruto”. Esto es, la suma de los costos antes de netear los ingresos por exportaciones. Lo otro que hicimos fue mirar esos costos directamente desde los balances de UTE. Las conclusiones de ese ejercicio fueron enteramente consistentes con las estimaciones que hizo el equipo de UCU.
RA: Pasemos a los resultados: ¿De qué magnitud fue el abaratamiento de costos?
TS: Consideramos dos períodos: el promedio 2007-2011 como referencia previa a la introducción de renovables a gran escala y el promedio 2015-2021 como referencia posterior.
Comparando ambos períodos, el CAD bruto bajó de una media de US$ 622 millones por año a un promedio de US$ 561 millones por año. Es una caída de 10% en dólares corrientes y de casi 30% en términos reales.
A su vez, con el aumento de la capacidad de generación y aprovechando la infraestructura de interconexión a la región, Uruguay pasó a ser exportador neto de electricidad. Por lo tanto, si uno considera el “CAD neto”, la reducción del costo de abastecimiento de la demanda interna fue aún mayor: 30% en dólares corrientes y más de 40% en términos reales.
El otro aspecto que destacamos en nuestro trabajo es que el período también aumentó la cantidad de energía consumida. Por lo tanto, si además se controla por el volumen, el CAD neto unitario (esto es, por MWh consumido en Uruguay) medido en términos reales bajó a la mitad.
RA: ¿Qué pasó con las tarifas si tomamos esa misma comparación?
TS: UTE tiene un pliego tarifario amplio y diverso, pero en general se constata que los distintos tipos de tarifa medidos en términos reales han tendido a bajar de manera relevante en los últimos 15 años. Los “picos” en general se observaron entre 2009 y 2013, lo que significa que los precios habían empezado a caer en forma previa a la incorporación de los generadores eólicos y fotovoltaicos a gran escala. Sin embargo, la caída se profundizó con ese proceso.
Utilizando la misma comparación de promedios anuales que para el CAD, se obtiene que las tarifas que nuclean la mayor parte del consumo bajaron entre 6% y 10% en términos reales. Se trata de un abaratamiento notoriamente menos pronunciado que el que tuvo el CAD. Sin embargo, también vale destacar que, en términos del poder adquisitivo del salario, el abaratamiento de la tarifa residencial simple fue del orden del 30%.
RA: En definitiva, la conclusión es que las tarifas se abarataron de forma significativa, pero estuvieron lejos de acompañar el abaratamiento del costo de abastecimiento de la demanda.
TS: Correcto. Y la otra conclusión relevante es que la reducción del CAD fue determinante en la recomposición del margen bruto y de la rentabilidad operativa de UTE. De hecho, la reducción del CAD bruto y los ingresos por exportaciones permitieron compensar el incremento que tuvieron otros componentes del costo de venta, así como los gastos de estructura de UTE.
Si se expresan las cifras en relación a los ingresos de UTE, el CAD bruto redujo su incidencia en casi 20 puntos porcentuales. En el primer período (previo a las renovables en gran escala), el CAD bruto fue equivalente al 56% de los ingresos. En el segundo período, ese peso se redujo al 36%. Y esos 20 puntos son el cambio más material para explicar por qué el margen operativo de UTE pasó de 4% de los ingresos operativos en 2007-2011 a un promedio de 22% en el período 2015-2021.
Naturalmente la reducción se dio con un cambio de composición:
Aumenta la compra de energía a otros generadores y baja el costo asociado a la producción propia en base combustibles fósiles.
RA: ¿Se podría decir entonces que parte del abaratamiento del costo se pasó a tarifas y parte sirvió para mejorar el balance de UTE?
TS: Sí, pero no perdamos de vista el punto de partida. UTE venía de años de resultados especialmente bajos en una perspectiva histórica.
La reducción del CAD que siguió a la transformación de la matriz energética permitió más bien recomponer la rentabilidad operativa del ente hacia niveles similares al promedio los últimos 30 años.
Es probable que, en ausencia de ese abaratamiento de los costos de abastecimiento de la demanda, eso solo podría haberse logrado con ajustes al alza de las tarifas.
RA: ¿Cuán importante fue esa mejora desde el punto de vista de las finanzas públicas?
TS: Primero respondo desde el punto de vista de UTE. La mejora de los resultados operativos permitió que UTE aplicada fondos para amortizar deuda financiera y para distribuir dividendos. En particular, los dividendos distribuidos habían sumado US$ 270 millones en todo el período 2007-2011 (con algunos años prácticamente nulos), mientras que resultaron en promedio de US$ 200 millones por año en el período 2015-2021, que como señalé antes es el que usamos como referencia posterior a la introducción de las energías renovables a gran escala.
Para medir la contribución al resultado fiscal global, partimos de las cifras fiscales que publica el MEF, que van con criterios algo diferentes que la contabilidad de UTE pero que en definitiva muestran una conclusión similar. Si sumamos el resultado primario que reporta la contabilidad fiscal para UTE y las transferencias de dividendos a rentas generales, el aporte de UTE al resultado primario global promedió unos US$ 240 millones de dólares (0,4% del PIB) por año en el período 2015-2021, lo cual no solo contrastó con los déficits a nivel del gobierno central y el BPS en los últimos 10 años, sino que también se ha ubicado en la mayoría de los ejercicios por encima de la contribución acumulada del resto de las empresas públicas.
