Foto: Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua
EMILIANO COTELO (EC): Después de una severa sequía durante gran parte de 2023, se registró un exceso de lluvias en la primera parte de este año. Esos contrastes climáticos tuvieron implicancias distintas para la generación de energía eléctrica de nuestro país, sobre todo para la producción hidráulica.
Con ese telón de fondo, nos pareció oportuno dedicar el espacio de análisis económico de hoy a repasar la evolución del mercado eléctrico en lo que va del año. ¿Qué está pasando con la demanda de energía eléctrica? ¿Cómo fue nuestra matriz de generación este año? ¿Qué supuso en términos de costos para UTE luego del impacto negativo de 2023? Sobre esto conversaremos en los próximos minutos con la economista Delfina Matos, de Exante.
ROMINA ANDRIOLI (RA): Delfina, comencemos repasando la evolución del mercado eléctrico en los últimos meses. Superada la sequía, ¿se vio un cambio relevante en la matriz de generación en comparación con el año pasado?
DELFINA MATOS (DM): Si, se ve un cambio de magnitud. En 2023, cuando buena parte del año estuvo afectada por un fuerte déficit hídrico, se generó electricidad por unos 10.300 GWh, de los cuales solo un tercio tuvo fuente hidráulica, el registro más bajo en al menos quince años. Por otro lado, un 58% provino de otras fuentes renovables, un 9% se produjo en las centrales térmicas y al mismo tiempo importamos flujos de electricidad muy altos desde la región (el registro más alto en quince años), para alcanzar a cubrir la demanda y en ciertos casos por una conveniencia de costos.
Ahora, este año con cifras a agosto de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), se generó electricidad por unos 9.500 GWh, un 44% más que en enero-agosto del año pasado. Y un poco más de la mitad de esa generación fue de fuente hidráulica, cuando el año pasado había sido solo un 30%. A ese más de 50% se sumó este año un 47% de producción de otras fuentes renovables. En particular, la generación eólica subió 2% y representó el 33% del total, la producción en base a biomasa tuvo una expansión significativa asociada a la operativa de UPM2 y duplicó su participación en el total hasta un 12%, mientras que la producción solar se redujo este año, representando un 3% del total. En definitiva Romina, con cifras a agosto este año el 99% de la generación provino de fuentes renovables, en comparación a un 86% un año atrás. Otro contraste fueron las importaciones, que después de los picos del año pasado, este año se dieron solo flujos puntuales en febrero, mayo y junio, y que fueron muy bajos.
RA: El hecho de que la matriz esté siendo abastecida casi en su totalidad por fuentes renovables, ¿es excepcional o ha sido así también en años sin sequía?
DM: Sin dudas el desempeño de este año viene siendo muy bueno. Supuso que el uso de las centrales térmicas fuese mínimo: representó apenas el 1% de la producción nacional, lo que marca un claro contraste con lo sucedido el año pasado y supone una importante reducción de los costos de abastecimiento de la demanda. Pero tampoco está alejado de lo que se ha observado en algunos años anteriores. Más allá de que el déficit hídrico fue particularmente fuerte el año pasado, en realidad el país ya venía de un par de años secos, por lo que en los acumulados a agosto, en 2021 y 2022 el porcentaje de renovables no fue tan alto, estuvo entre un 80% y 90%. Pero entre 2016 y 2020 se vieron porcentajes mayores al 95% y, particularmente a agosto de 2017, se dio un 99% igual que este año.
RA: Está claro. Antes mencionaste que el año pasado se importaron cantidades relevantes de energía eléctrica, mientras que este año fue muy poco, ¿qué pasó con las exportaciones?
DM: Después de que el año pasado las exportaciones de electricidad fueron muy reducidas, este año se volvió a exportar en cantidades importantes. Considerando que en enero-agosto el consumo interno de electricidad aumentó 7%, el hecho de que se esté exportando refleja los excedentes disponibles y una mayor demanda de Argentina sobre todo. De hecho, las exportaciones de energía eléctrica totalizaron unos 1.180 GWh en el acumulado a agosto y el 94% se vendió a Argentina, el resto a Brasil. Esa cantidad fue casi 8 veces superior a lo exportado en enero-agosto de 2023. Esa comparación claramente está afectada por el año de sequía, pero, si comparamos con años previos, con 2021 que fue un año récord de exportaciones de energía eléctrica y 2022 que también tuvo exportaciones por niveles elevados, son guarismos menores pero que igual resultan altos. Y que de hecho contribuyeron a un repunte en las utilidades de UTE en la primera mitad del año.
RA: A ver Delfina, ¿podemos detenernos en eso? ¿Qué tan importante fue la mejora en las ganancias de UTE este año?
DM: Si, claro. De acuerdo con el balance de la empresa publicado por el Banco Central, en el primer semestre de este año UTE obtuvo ganancias por US$ 242 millones, más de 12 veces que lo obtenido en el primer semestre de 2023. Eso se explicó principalmente por una reversión del aumento de los costos de abastecimiento de la demanda que se dio el año pasado, a raíz de la sequía.
Como veníamos diciendo, este año casi la totalidad de la demanda fue abastecida con fuentes renovables y además se volvió a exportar a la región. Eso resultó en una caída de los costos de venta y un incremento de los ingresos de la empresa, por lo que resulta esperable que veamos una mejora en la contribución de UTE sobre las cuentas públicas este año.
RA: Queda claro. Ahora, para terminar Delfina, quería preguntarte por la demanda de energía para autos eléctricos ¿hay cifras al respecto? Lo pregunto porque la presidenta de UTE, Emaldi, ha hecho declaraciones respecto a la fuerte expansión de la red de cargadores alrededor del país.
DM: Si, en la Memoria Anual de UTE de 2023 se establece, como decís, que el año pasado se instalaron más de 100 puntos de carga, llevando el total a 281 por todo el país, lo que representa una quintuplicación respecto a 2019. Y este año el objetivo es alcanzar 370 puntos de carga. Ese documento también muestra que las ventas de energía en la red pública de carga aumentaron más de 80% en 2023 respecto al año anterior, alcanzando un total de US$ 515.000. Cuando lo miramos en la demanda total de energía es un monto todavía mínimo: supuso unos 4 GWh del consumo nacional, que no llegó ni al 1% del total el año pasado según este mismo reporte. Sin embargo, es un monto que ha venido creciendo marcadamente y no hay que perder de vista que la gran mayoría de las cargas se hacen en el domicilio o en las empresas.
El grueso de la demanda nacional de energía en 2023 se repartió en un 24% para el sector residencial, un 18% para los grandes consumidores y un 13% para los medianos. Después, en menor medida, hay demanda de otros agentes y otros consumos minoritarios como el alumbrado público, por ejemplo. A su vez, siempre en las etapas del proceso, de generación y transmisión, se dan pérdidas de energía y robos, que en 2023 representaron un 17%.
