El partido de gobierno destaca la transformación de la matriz energética como un gran logro. Sin embargo, la excesiva incorporación de energía eólica es lo que atenta contra la baja de las tarifas. Uruguay no experimentó la mayor transformación energética de su historia en el gobierno del Frente Amplio. Las bases del actual sistema se remontan a 1938, sobre el final de la presidencia del Dr. Gabriel Terra los representantes de Uruguay y Argentina se reunieron para promover la creación de una Comisión Técnico Mixta que estudiara el potencial hidroeléctrico de Salto Grande. ¿Cuál era el objetivo? Igual que ahora, el objetivo era reducir la dependencia de los hidrocarburos para la generación de energía eléctrica y el establecimiento de una interconexión que ligara los sistemas eléctricos de ambos países, permitiéndoles funcionar más eficientemente. Mientras tanto, ya se estaba construyendo Rincón del Bonete en el Río Negro, represa que años después llevaría el nombre de Gabriel Terra en reconocimiento de su contribución al desarrollo energético nacional.
Debieron transcurrir casi cincuenta años para que los dos países vecinos encontraran condiciones que les permitieran construir y financiar Salto Grande. La crisis petrolera de la década de los setenta generó un importante aumento del precio del petróleo, hecho que motivó la aceleración de los planes en curso para la construcción de la represa. La importante acumulación de reservas por parte de los países árabes facilitó el acceso al financiamiento de América Latina, y países como el nuestro aprovecharon para realizar las más importantes obras de infraestructura en décadas. Salto Grande comenzó a funcionar a pleno en 1983, y junto a las otras represas dejó una matriz energética abastecida completamente con energía renovable. Quedaban como balanceos al sistema la Central Batlle, que se prendía cuando había sequía, y la interconexión con Argentina, que nos permitía exportar los excedentes de energía cuando las condiciones hídricas lo permitían. En el caso que Central Batlle no alcanzara para abastecernos en épocas de sequía, los acuerdos bilaterales con Argentina nos permitían importar energía. Esta matriz energética permitió al sistema funcionar adecuadamente hasta mediados de los noventa. Para esa época, el crecimiento de la economía comenzaba a requerir una mayor oferta de energía, y como consecuencia comenzó a proyectarse el gasoducto Cruz del Sur con Argentina, con la intención de incorporar el gas natural a nuestra red. Esta obra fue inaugurada en 2002, pero lamentablemente del lado argentino no estaban dadas las condiciones políticas y económicas que permitieran un abastecimiento estable. Fue así que durante el gobierno del Dr. Batlle se empiezan a buscar caminos alternativos, y se promueve un cambio normativo que habilite la participación del sector privado en la generación de energías renovables. Los pilares del sistema actual fueron el decreto No. 276 del 2002, que estableció el Reglamento General del Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Nacional, y el decreto No. 360 del mismo año, que reglamentó el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica. Con un marco jurídico adecuado, con un acuerdo político, con la economía en recuperación y buenas condiciones de financiamiento externo, estaban dadas las condiciones para la incorporación de otras energías renovables a la matriz energética. Ya con el Frente Amplio en el gobierno, las autoridades de la Dirección de Energía establecieron como meta en su plan de política energética, la incorporación de 300 MW de energía eólica para el 2015. Esa capacidad instalada podía incorporarse razonablemente bien a los 1.500 MW existentes en energía hidráulica y que actuaban como ancla de la matriz. Sin embargo, al tiempo el gobierno multiplicó por cinco la generación eólica respecto a lo originalmente previsto, llevándola a los actuales 1.500 MW, e igualando la generación de fuente hidráulica. Un estudio producido por una consultora internacional ya alertaba en 2012 que la incorporación de 1.000 MW de generación eléctrica a la matriz podría presentar un desafío importante para la estabilidad del sistema. La consultora recalcaba que cuanto mayor fuera el peso del eólico en la matriz, mayor sería la importancia de contar con plantas de respaldo que quemaran hidrocarburos rápidamente en caso de necesidad. El informe también dejaba entrever que estas plantas de respaldo no iban a ser rentables, ya que se utilizarían solamente en picos de consumo. De acuerdo al Balance Energético Nacional, durante 2018 se despacharon a la red 4.719 GWh de energía eólica, representando un 33% de la electricidad generada el año pasado. Si se toma un precio estimado de USD 70 por MWh, la compra de esta energía le cuesta a UTE USD 330 millones al año. El desbalanceo en la red también hace que los parques eólicos deban apagarse en ocasiones ya que la red no puede absorber tanta energía. Esta merma en generación se estima en un 10%, por lo que el costo total por compra de energía eólica se estima en una cifra cercana a los USD 360 millones. UTE se encuentra obligada a comprar esta energía durante toda la vida de los contratos, los cuales originalmente fueron firmados a 20 años, y cuyo plazo remanente debe rondar los 16 años en promedio. Asumiendo un costo de capital para UTE del 4%, y un reajuste anual de 1,5% en el precio de compra de la energía, el valor presente de las compras que debe hacer UTE asciende a aproximadamente USD 4.600 millones. Hace unos pocos años, sin embargo, el gobierno argentino logró precios de USD 42/MWh en las subastas de energía eólica. Este valor es significativamente menor que el precio de USD 70/MWh de Uruguay, a pesar del mayor riesgo país de Argentina. Si en lugar de pagar USD 70/MWh, Uruguay pagara USD 42, el valor presente de la obligación de UTE sería de USD 2.800 millones. De esta manera, la diferencia de USD 1.800 millones se puede interpretar como el costo del apuro por incorporar energía eólica. Si la construcción de los parques se hubiera hecho a un ritmo más lento -como estaba originalmente planeado-, Uruguay se hubiera beneficiado de la natural baja de precios ocasionada por la mejoras en la tecnología y no tendría los excedentes actuales. ¿Cómo absorbe UTE este sobrecosto? Al estar comprometida a respetar los contratos de compra de energía hasta su vencimiento, sencillamente no le deja otra alternativa que pasarlo a la tarifa. A USD 42/MWh en lugar de USD 70, estaría pagando USD 140 millones menos por año, que podría volcar a bajar la tarifa. En definitiva, la tan mentada “transformación de la matriz energética” nos ha dejado un problema importante de sobrecapacidad de generación, pagando por energía que no necesitamos a precios que superan ampliamente los que pagan nuestros vecinos. Al igual que toda discusión de reparto de pérdidas, esta no va a ser fácil. El camino sencillo es que se sigan devengando vía tarifas, traspasándole el costo a familias y empresas. La alternativa es que UTE reconozca la pérdida, permitiéndole sincerar las tarifas. Esto último tendría un impacto fiscal por única vez, como lo tuvo ANCAP en su momento. Pero generaría los incentivos adecuados que permitirían poner la producción nacional nuevamente en pie. Pablo Sitjar M. Sc., Instituto Tecnológico de Massachussets, Contador Público. https://www.xn--lamaana-7za.uy/
