Foto: Ricardo Antúnez / adhocfotos
EMILIANO COTELO (EC): Como ustedes saben, nuestro país se destaca en el concierto internacional por el gran desarrollo que adquirieron las energías renovables, sobre todo a raíz de las fuertes inversiones que se realizaron durante la década pasada en parques eólicos.
Ese logro, sin embargo, no ha estado libre de algunos problemas. En particular, se ha señalado en diversos ámbitos que Uruguay realizó quizás demasiadas inversiones y que los precios que paga UTE a los generadores privados pueden resultar hoy elevados. En atención a eso, UTE lanzó en mayo de este año un proceso de renegociación voluntaria de contratos con los generadores privados y, según consignaron diversos medios de prensa, días atrás recibió ofertas de 17 parques, que ahora están bajo estudio de UTE.
Para entender de qué se trata este proceso de negociación y qué factores están en juego, estamos en comunicación con la Cra. Priscilla Pelusso, socia de Exante.
ROMINA ANDRIOLI (RA): Quizás para comenzar valga la pena comentar con los oyentes cómo están viendo este proceso desde Exante.
PRISCILLA PELUSSO (PP): Lo estamos viendo con expectativa. Obviamente nuestro equipo de análisis económico le presta singular atención a todo lo que es el desarrollo de la matriz energética de nuestro país y este proceso tiene varios aspectos interesantes, pero además esta es una industria en la que como asesores financieros hemos trabajado mucho con diversos generadores privados en los últimos 10 años y en la actualidad.
RA: Para poner a los oyentes en contexto, ¿cuántos parques eólicos hay en Uruguay? ¿Qué capacidad de producción tienen? ¿Cuántos podían presentarse a esta convocatoria que realizó UTE?
PP: Hay más de 35 parques eólicos en Uruguay, de tamaños diversos. Por eso mismo, es mejor describir la matriz eléctrica a partir de la capacidad de generación de los distintos tipos de generadores.
Uruguay tiene una potencia instalada de unos 4.900 Megavatios. Los parques eólicos, considerados en su conjunto, ponen una potencia de algo más de 1.500 MW, equivalentes a un 31% de la potencia total. A su vez, esos 1.500 MW se reparten entre 1.000 MW de generadores privados y 500 MW de parques eólicos que son propiedad o son administrados por UTE.
RA: ¿Y cómo se completa esa capacidad instalada de 4.900 Megavatios considerando las otras fuentes de energía?
PP: La capacidad de generación hidroeléctrica asciende a otros 1.500 MW (otro 31% del total); la biomasa tiene unos 400 MW (8%); la solar tiene unos 250 MW (5%) y las plantas de generación térmica en base a combustibles fósiles totalizan unos 1.200 MW (aproximadamente 25% del total).
RA: Vayamos ahora al proceso de negociación que lanzó UTE con los generadores privados. ¿Cuántos parques podían presentarse a esta renegociación? ¿Qué es efectivamente lo que se negocia?
PP: No sabemos con certeza a cuántos generadores convocó UTE pero a partir de lo que trascendió en los medios y de cómo está distribuida la capacidad de generación eólica, suponemos que convocó a unos 20 generadores aproximadamente. Sí sabemos, como señalaba Emiliano al comienzo, que hubo 17 parques eólicos que presentaron alguna oferta a UTE.
Yendo a tu segunda pregunta, acerca de qué es lo que se negocia, el tema es así: Los generadores privados tienen contratos con UTE por el cual tienen derecho a despachar toda la energía que generan (independientemente de que se necesite o no) y a recibir un precio por contrato por esa energía. En la jerga, estos contratos se llaman PPA. el precio de venta a UTE está fijado por contrato y se ajusta por una paramétrica. Aunque cada generador tiene su propio contrato y los precios difieren en cada contrato (porque surgieron de licitaciones, porque se firmaron en distintos momentos del tiempo, porque hay distintas paramétricas de ajuste), en general UTE paga más o menos hoy un poco más de US$ 70 por MWh.
Estos contratos tienen un plazo remanente de aproximadamente 12 años más, aunque esto también cambia de generador en generador. UTE convocó a los generadores a proponer extensiones en el plazo del contrato, a cambio de aceptar una reducción en el precio que UTE está pagando actualmente.
Esta negociación, entonces, involucra algunos aspectos de índole financiero y otros aspectos llamémosle de negocio.
RA: ¿Cómo es eso? ¿Podemos explicar esos aspectos de negocio y de índole financiero, como le llamabas?
PP: Comencemos por los aspectos de negocios.
Los contratos se firmaron originalmente por plazos de 20 años, en el entendido de que para ese plazo los fabricantes y otras empresas garantizaban un mantenimiento y un rendimiento de los generadores. Hoy por hoy, en general se entiende que los parques tendrán una vida útil mayor, y por lo tanto, vencido el contrato original con UTE, los parques podrán seguir vendiendo energía a UTE solo que si no tienen un contrato, deberán ir al mercado spot.
Desde esta perspectiva, los generadores tienen una oportunidad de seguir vendiendo energía más allá del plazo del contrato original, pero tienen dos riesgos abiertos: a qué precio venderán esa energía en el mercado spot cuanto termine el contrato original, y cuál será el costo de mantenimiento y el rendimiento o producción efectiva de las máquinas.
Aunque es difícil proyectar con precisión el precio spot de la energía que regirá dentro de varios años, UTE señaló que evaluaría las ofertas presentadas contemplando un precio spot de unos US$ 31 por MWh, notoriamente menor a los precios que paga actualmente por contrato.
La decisión de renegociar el contrato, desde la perspectiva del generador, implica tomar algunos riesgos en relación con el costo de operación y con la productividad de las máquinas, a cambio de contar con un precio por contrato, renegociado, que muy probablemente será muy superior que el precio al que se quedarían vendiendo en el mercado spot sin contrato.
Y para acceder a un contrato más largo, a su vez, tienen que ofrecer un descuento a los precios que hoy tienen acordados por contrato.
RA: Y ahí entra, me imagino, un cálculo financiero. ¿Es así?
PP: Exactamente. Más allá de cómo cada generador evalúa las incertidumbres que señalábamos recién, cada generador tiene que hacer además un cálculo financiero. Desde la perspectiva del generador, renegociar el contrato implica rebajar el precio que actualmente está pactado para lo que queda del contrato actual (aproximadamente 12 años) a cambio de tener un contrato 6 u 8 años más largo, con un precio de venta en esos 6 u 8 años adicionales de contrato sensiblemente superior al que se vendería la energía si el generador queda sin contrato vendiendo en el mercado spot.
Visto así, el privado tiene que “invertir” en una reducción de precios durante los años que le quedan del contrato original, para poder tener precios notoriamente más altos que los que se proyectan hoy, en los 6 u 8 años siguientes.
Desde la perspectiva de UTE, el cálculo financiero es el inverso. UTE se beneficia de una reducción de precios en los primeros años, pero paga precios más altos en los siguientes 6 u 8 años de extensión del contrato… Visto así, para el generador privado esta renegociación parece un proyecto de inversión y para UTE es una forma de financiamiento: ahorra dinero al comienzo y paga más después.
RA: Para terminar, ¿Qué cabe esperar de este proceso?
PP: No tenemos elementos para aventurar un resultado. UTE señaló en principio que estaba dispuesta a renegociar contratos por hasta 500 MW (es decir, por hasta un 50% de la capacidad que tienen los generadores privados de energía eólica).
UTE va a tener que sopesar el costo financiero que implica aceptar cada oferta a la luz de dos criterios: cómo compara el nuevo precio con su proyección de precios en el mercado spot y cuál es el costo financiero de la operación.
Los privados, en sus cálculos, consideraron esas mismas variables, pero debieron contemplar también cómo administrar el riesgo relativo a los costos de operación y a la productividad de los aerogeneradores… Y también debieron considerar cómo les afectaría una reducción en el precio en el marco de su estructura de financiamiento, en la capacidad de repago de las deudas financieras que tomaron en su momento para construir los parques. Y aquí se abren distintas posibilidades: que la reducción en el precio no les afecte en nada o que el hecho de tener menos ingresos
les implique tener que renegociar el financiamiento para así achicar el monto que destinan anualmente a pagar por estas deudas. Pero, además, la extensión en el plazo del contrato con UTE genera la posibilidad de obtener una extensión en el plazo de ese financiamiento, con efectos positivos para la rentabilidad del inversor.
Cuando se conozcan los resultados, entenderemos mejor cómo se evaluaron todos estos aspectos tanto por parte de UTE como de los privados.
