鈥淟a e贸lica en el Uruguay sigue deparando sorpresas鈥�. Esa fue la expresi贸n que eligi贸 el portal web del Programa de Energ铆a E贸lica del Ministerio de Industria y la Direcci贸n Nacional de Energ铆a para anunciar los resultados de la 煤ltima licitaci贸n para la instalaci贸n de parques de generaci贸n de electricidad en base a viento. 驴Cu谩l fue la sorpresa en esa licitaci贸n? Por un lado, el volumen de ofertas fue siete veces mayor que la potencia de 150 MW que se estaba licitando. Pero a su vez, los precios que presentaron los oferentes fueron aproximadamente un 25% m谩s bajos que los que hab铆an resultado de la licitaci贸n anterior, que fue hace solo unos meses.

Con estos datos sobre la mesa, les proponemos poner el foco del espacio de an谩lisis econ贸mico de hoy en la interpretaci贸n de estos resultados y en c贸mo se insertan en la realidad del pa铆s en materia de energ铆a. El di谩logo ser谩 con el economista Pablo Rosselli, socio de la consultora Deloitte. Empecemos por dimensionar lo que estaba en juego en esta licitaci贸n. Se licitaban 150 megavatios de energ铆a e贸lica. 驴Cu谩nto es eso en relaci贸n a la capacidad de generaci贸n que hoy tiene el pa铆s?

PABLO ROSSELLI (PR):

En relaci贸n a la capacidad total de generaci贸n de energ铆a el茅ctrica de Uruguay no es mucho. La potencia instalada de Uruguay est谩 en el entorno de los 2.700 megavatios y ac谩 est谩bamos hablando de 150 megavatios.

Pero s铆 es mucho en relaci贸n a la participaci贸n a煤n muy incipiente que tiene el sector privado en el mercado el茅ctrico. Hoy en d铆a las represas y las centrales a gasoil y a fuel oil que tiene UTE representan m谩s del 90% de la capacidad de generaci贸n del pa铆s, mientras que la potencia que est谩 en manos de privados (sumando generadores en base a biomasa y los molinos que ya est谩n en funcionamiento) es de unos 250 megavatios. Y si restamos de eso lo que es consumo propio de la planta de UPM, tenemos que los privados participan con una potencia disponible para la red de apenas algo m谩s de 100 megavatios. En relaci贸n a esos n煤meros, la ventana que se abre con esta licitaci贸n para el ingreso de m谩s generadores privados es muy significativa.

JAE: Y el plan es a煤n m谩s ambicioso. Ya hubo hace unos meses una licitaci贸n por otros 150 megavatios y la planificaci贸n oficial es llegar a sumar 200 o 300 megavatios adicionales, de forma de totalizar una capacidad de generaci贸n e贸lica de unos 600 megavatios antes de 2015. 驴C贸mo cambia eso el mapa de producci贸n de electricidad en Uruguay? 驴Cu谩nto son esos 600 megavatios de potencia e贸lica en relaci贸n al consumo anual de electricidad de Uruguay, por ejemplo?

PR: Hasta ahora convers谩bamos de cifras de potencia instalada. Para comparar con el consumo anual tenemos que convertir eso en t茅rminos de lo que efectivamente se puede producir con esa potencia. Para la energ铆a e贸lica, en general se asume que los molinos funcionan entre el 30% y el 40% del tiempo total, por un tema de la variabilidad de los vientos. Tomando una media de 35%, eso significa que 600 megavatios pueden producir unos 1.850 gigavatios hora de electricidad al cabo de un a帽o.

Para ubicar a los oyentes, Uruguay consumi贸 en 2010 unos 7.700 gigavatios hora de electricidad. Lo m谩s probable es que de aqu铆 a 2015 esa demanda siga creciendo. Seg煤n proyecciones que hacemos en nuestra firma, la demanda se ubicar铆a en torno de los 10.000 gigavatios en 2015. Eso quiere decir que los 1.850 gigavatios hora que se podr铆an producir en base a energ铆a e贸lica representar铆an aproximadamente el 18% del consumo total de electricidad de Uruguay. Esto es un contraste muy fuerte con la situaci贸n actual, en la cual la e贸lica est谩 en torno del 1% del consumo.

Se tratar铆a tambi茅n de un n煤mero que est谩 bastante cerca de lo que puede ser un l铆mite potencial razonable, al menos con esos niveles de demanda. La experiencia internacional en general muestra que por razones t茅cnicas no es eficiente generar m谩s del 20% de la oferta de electricidad de un pa铆s en base a parques e贸licos.

JAE: Los argumentos a favor de avanzar en la producci贸n de energ铆a e贸lica pasan por temas ambientales, pero tambi茅n por temas de costos. Y en esa dimensi贸n esta licitaci贸n fue particularmente satisfactoria para UTE: las ofertas m谩s bajas estuvieron apenas arriba de 60 d贸lares por megavatio hora, cuando en la licitaci贸n pasada los ganadores hab铆an ofertado entre 81 y 86 d贸lares, valores que igual se consideraban muy buenos desde el punto de vista de los costos de abastecimiento. 驴C贸mo se explica esta diferencia tan grande?

PR: Puede haber varios factores atr谩s de esa baja de precios, pero como analistas econ贸micos tendemos a pensar que uno clave son las condiciones de financiamiento que tienen los proyectos en esta coyuntura tan particular. Las tasas de inter茅s en el mundo se ubican en niveles m铆nimos y estos son proyectos en donde la clave est谩 en el costo del capital; hay pocos costos variables luego de la inversi贸n inicial y la incertidumbre en torno a los ingresos es baja. Habiendo un contrato de venta de la energ铆a en firme de por medio, es l贸gico pensar que estos proyectos pueden lograr un nivel de apalancamiento importante; es decir que los inversores pueden cubrir un porcentaje muy alto del costo de inversi贸n con financiamiento bancario. Y con financiamiento 鈥渂arato鈥� eso permite a los inversores presentarse a la licitaci贸n con precios de venta de la energ铆a que en otro contexto considerar铆amos muy bajos.

JAE: En atenci贸n a esas ofertas en torno de 62-65 d贸lares por megavatio hora UTE est谩 considerando ampliar la potencia adjudicada, otorgando 300 megas en lugar de 150. 驴C贸mo ven ustedes esa posibilidad?

PR: Es bien razonable, sobre todo si consideramos los costos variables que enfrenta UTE para abastecer el mercado con otras fuentes. La generaci贸n hidr谩ulica no tiene pr谩cticamente costos variables, pero incluso en momentos de mucha lluvia no alcanza para cubrir toda la demanda. Y cuando empezamos a sumar otras fuentes de oferta, en general los costos son mucho mayores.

JAE: 驴De qu茅 magnitudes estamos hablando?

PR: El costo de generar en las centrales t茅rmicas depende del precio internacional del petr贸leo, pero en los 煤ltimos meses ha rondado entre 150 y casi 400 d贸lares por megavatio hora, dependiendo de qu茅 generador se use. Y las importaciones tambi茅n son relativamente costosas. Hay algunas importaciones, que se hacen por contrato, que pueden acarrear costos m谩s bajos que la generaci贸n t茅rmica, pero cuando se importa energ铆a para cubrir necesidades puntuales se compra en modalidad spot y eso en general conlleva costos similares o incluso mayores que los costos de producir en las centrales t茅rmicas m谩s caras.

Si se instalara una planta regasificadora en Uruguay algunas centrales t茅rmicas podr铆an convertirse a gas natural y eso redundar铆a en un abaratamiento de costos, pero en cualquier caso nuestras estimaciones apuntan a que los valores estar铆an claramente por encima de lo que se ofert贸 en esta licitaci贸n de e贸lica.

Con esos elementos sobre la mesa parece bien entendible la idea de aprovechar esta coyuntura tan particular en materia de condiciones de financiamiento de los proyectos y cerrar contratos de abastecimiento de energ铆a e贸lica a precios relativamente 鈥渂ajos鈥� para UTE.

JAE: Por lo que ha trascendido en prensa desde la Direcci贸n de Energ铆a y desde la propia UTE se ve con buenos ojos que el negocio e贸lico no quede totalmente en manos privadas. Ya se adjudicaron 150 megas de potencia e贸lica a tres empresas privadas y a partir de esta licitaci贸n podr铆an adjudicarse 150 o 300 megas m谩s. 驴Es razonable pensar que los siguientes 200 o 300 megas que se sumen de aqu铆 a 2015 sean una inversi贸n p煤blica?

PR: A priori podr铆amos pensar que si es un buen negocio para los privados (y ciertamente parece serlo dado el volumen de ofertas de la 煤ltima licitaci贸n, que como t煤 dec铆as al inicio super贸 en siete veces la potencia a adjudicar) entonces tambi茅n deber铆a ser un buen negocio para la UTE. Pero hay otro ingrediente importante de la discusi贸n que es la restricci贸n presupuestaria del Estado. El sector p煤blico tiene una capacidad limitada para tomar deuda y desde esa l贸gica la inversi贸n en energ铆a e贸lica 鈥渃ompite鈥� con otros usos posibles del dinero.

JAE: 驴De qu茅 monto aproximadamente ser铆a la inversi贸n?

PR: En t茅rminos muy generales se estima que la inversi贸n en molinos de viento es de unos dos millones de d贸lares por megavatio de potencia instalada. Una inversi贸n en 300 megas para UTE ser铆a entonces una inversi贸n de unos 600 millones de d贸lares.

Como toda inversi贸n, deber铆a ser m铆nimamente analizada en funci贸n de la tasa interna de rentabilidad, pero aun cuando ese an谩lisis fuera favorable igual cabe preguntarse c贸mo se compara con el posible beneficio de hacer mayores inversiones p煤blicas en otras 谩reas. En particular en terrenos en los que o bien no hay posibilidad real de sustituci贸n por inversiones del sector privado o bien en los que inversiones del sector privado tendr铆an un costo mayor en t茅rminos de financiamiento, ya sea por riesgo, imprevisibilidad en la demanda u otras condiciones.

Desde esa perspectiva, a nuestro juicio deber铆amos pensar muy bien si el Estado debe comprometer recursos escasos en inversiones en infraestructuras que de todas maneras har铆a el sector privado. Comprometer esos recursos supone resignar otras inversiones que nadie m谩s har铆a. En los 煤ltimos meses, por ejemplo, en la agenda pol铆tica estamos asistiendo a los problemas edilicios que se observan en numerosos institutos de ense帽anza. Desde hace tiempo vemos los problemas que tiene el INAU para retener menores de alta peligrosidad, tambi茅n tenemos severos problemas en las c谩rceles. Esa perspectiva de usos alternativos de los recursos escasos deber铆a ser tenida en cuenta.

Los veh铆culos el茅ctricos con bater铆as de litio no emiten CO2 ni da帽an el medio ambiente, siempre que la electricidad provenga de energ铆as renovables, como la e贸lica, la energ铆a solar fotovoltaica y la termosolar. Los aerogeneradores podr谩n suministrar la electricidad al veh铆culo el茅ctrico, que en un futuro servir谩n tambi茅n para almacenar y regular la electricidad intermitente del sector e贸lico.

Fuente: Ev Wind

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