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¿Cuál fue la sorpresa en esa licitación? 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% más bajos que los que habían resultado de la licitación anterior, que fue hace solo unos meses. Con estos datos sobre la mesa, les proponemos poner el foco del espacio de análisis económico de hoy en la interpretación de estos resultados y en cómo se insertan en la realidad del país en materia de energía. El diálogo será con el economista Pablo Rosselli, socio de la consultora Deloitte.
Empecemos por dimensionar lo que estaba en juego en esta licitación. Se licitaban 150 megavatios de energía eólica. ¿Cuánto es eso en relación a la capacidad de generación que hoy tiene el país?
PABLO ROSSELLI (PR):
En relación a la capacidad total de generación de energía eléctrica de Uruguay no es mucho. La potencia instalada de Uruguay está en el entorno de los 2.700 megavatios y acá estábamos hablando de 150 megavatios.
Pero sí es mucho en relación a la participación aún muy incipiente que tiene el sector privado en el mercado eléctrico. Hoy en día las represas y las centrales a gasoil y a fuel oil que tiene UTE representan más del 90% de la capacidad de generación del país, mientras que la potencia que está en manos de privados (sumando generadores en base a biomasa y los molinos que ya están 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 más de 100 megavatios. En relación a esos números, la ventana que se abre con esta licitación para el ingreso de más generadores privados es muy significativa.
JAE: Y el plan es aún más ambicioso. Ya hubo hace unos meses una licitación por otros 150 megavatios y la planificación oficial es llegar a sumar 200 o 300 megavatios adicionales, de forma de totalizar una capacidad de generación eólica de unos 600 megavatios antes de 2015. ¿Cómo cambia eso el mapa de producción de electricidad en Uruguay? ¿Cuánto son esos 600 megavatios de potencia eólica en relación al consumo anual de electricidad de Uruguay, por ejemplo?
PR: Hasta ahora conversábamos de cifras de potencia instalada. Para comparar con el consumo anual tenemos que convertir eso en términos de lo que efectivamente se puede producir con esa potencia. Para la energía eólica, 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 año.
Para ubicar a los oyentes, Uruguay consumió en 2010 unos 7.700 gigavatios hora de electricidad. Lo más probable es que de aquí a 2015 esa demanda siga creciendo. Según proyecciones que hacemos en nuestra firma, la demanda se ubicaría en torno de los 10.000 gigavatios en 2015. Eso quiere decir que los 1.850 gigavatios hora que se podrían producir en base a energía eólica representarían aproximadamente el 18% del consumo total de electricidad de Uruguay. Esto es un contraste muy fuerte con la situación actual, en la cual la eólica está en torno del 1% del consumo.
Se trataría también de un número que está bastante cerca de lo que puede ser un límite potencial razonable, al menos con esos niveles de demanda. La experiencia internacional en general muestra que por razones técnicas no es eficiente generar más del 20% de la oferta de electricidad de un país en base a parques eólicos.
JAE: Los argumentos a favor de avanzar en la producción de energía eólica pasan por temas ambientales, pero también por temas de costos. Y en esa dimensión esta licitación fue particularmente satisfactoria para UTE: las ofertas más bajas estuvieron apenas arriba de 60 dólares por megavatio hora, cuando en la licitación pasada los ganadores habían ofertado entre 81 y 86 dólares, valores que igual se consideraban muy buenos desde el punto de vista de los costos de abastecimiento. ¿Cómo se explica esta diferencia tan grande?
PR: Puede haber varios factores atrás de esa baja de precios, pero como analistas económicos tendemos a pensar que uno clave son las condiciones de financiamiento que tienen los proyectos en esta coyuntura tan particular. Las tasas de interés en el mundo se ubican en niveles mínimos y estos son proyectos en donde la clave está en el costo del capital; hay pocos costos variables luego de la inversión inicial y la incertidumbre en torno a los ingresos es baja. Habiendo un contrato de venta de la energía en firme de por medio, es lógico 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 inversión con financiamiento bancario. Y con financiamiento “barato” eso permite a los inversores presentarse a la licitación con precios de venta de la energía que en otro contexto consideraríamos muy bajos.
JAE: En atención a esas ofertas en torno de 62-65 dólares por megavatio hora UTE está considerando ampliar la potencia adjudicada, otorgando 300 megas en lugar de 150. ¿Cómo 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 generación hidráulica no tiene prácticamente 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: ¿De qué magnitudes estamos hablando?
PR: El costo de generar en las centrales térmicas depende del precio internacional del petróleo, pero en los últimos meses ha rondado entre 150 y casi 400 dólares por megavatio hora, dependiendo de qué generador se use. Y las importaciones también son relativamente costosas. Hay algunas importaciones, que se hacen por contrato, que pueden acarrear costos más bajos que la generación térmica, pero cuando se importa energía 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 térmicas más caras.
Si se instalara una planta regasificadora en Uruguay algunas centrales térmicas podrían convertirse a gas natural y eso redundaría en un abaratamiento de costos, pero en cualquier caso nuestras estimaciones apuntan a que los valores estarían claramente por encima de lo que se ofertó en esta licitación de eólica.
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 energía eólica a precios relativamente “bajos” para UTE.
JAE: Por lo que ha trascendido en prensa desde la Dirección de Energía y desde la propia UTE se ve con buenos ojos que el negocio eólico no quede totalmente en manos privadas. Ya se adjudicaron 150 megas de potencia eólica a tres empresas privadas y a partir de esta licitación podrían adjudicarse 150 o 300 megas más. ¿Es razonable pensar que los siguientes 200 o 300 megas que se sumen de aquí a 2015 sean una inversión pública?
PR: A priori podríamos pensar que si es un buen negocio para los privados (y ciertamente parece serlo dado el volumen de ofertas de la última licitación, que como tú decías al inicio superó en siete veces la potencia a adjudicar) entonces también debería ser un buen negocio para la UTE. Pero hay otro ingrediente importante de la discusión que es la restricción presupuestaria del Estado. El sector público tiene una capacidad limitada para tomar deuda y desde esa lógica la inversión en energía eólica “compite” con otros usos posibles del dinero.
JAE: ¿De qué monto aproximadamente sería la inversión?
PR: En términos muy generales se estima que la inversión en molinos de viento es de unos dos millones de dólares por megavatio de potencia instalada. Una inversión en 300 megas para UTE sería entonces una inversión de unos 600 millones de dólares.
Como toda inversión, debería ser mínimamente analizada en función de la tasa interna de rentabilidad, pero aun cuando ese análisis fuera favorable igual cabe preguntarse cómo se compara con el posible beneficio de hacer mayores inversiones públicas en otras áreas. En particular en terrenos en los que o bien no hay posibilidad real de sustitución por inversiones del sector privado o bien en los que inversiones del sector privado tendrían un costo mayor en términos de financiamiento, ya sea por riesgo, imprevisibilidad en la demanda u otras condiciones.
Desde esa perspectiva, a nuestro juicio deberíamos pensar muy bien si el Estado debe comprometer recursos escasos en inversiones en infraestructuras que de todas maneras haría el sector privado. Comprometer esos recursos supone resignar otras inversiones que nadie más haría. En los últimos meses, por ejemplo, en la agenda política estamos asistiendo a los problemas edilicios que se observan en numerosos institutos de enseñanza. Desde hace tiempo vemos los problemas que tiene el INAU para retener menores de alta peligrosidad, también tenemos severos problemas en las cárceles. Esa perspectiva de usos alternativos de los recursos escasos debería ser tenida en cuenta.
Los vehículos eléctricos con baterías de litio no emiten CO2 ni dañan el medio ambiente, siempre que la electricidad provenga de energías renovables, como la eólica, la energía solar fotovoltaica y la termosolar. Los aerogeneradores podrán suministrar la electricidad al vehículo eléctrico, que en un futuro servirán también para almacenar y regular la electricidad intermitente del sector eólico.
