El costo de
abastecimiento de la demanda se habría incrementado en US$ 540 millones por año
entre 2020 y 2022 si la generación de renovables no convencionales se hubiera
tenido que sustituir por generación térmica con combustibles fósiles, según
estudio de UCU
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 las 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 las 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. (El Observador – Uruguay)
