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En los últimos años, la matriz eléctrica uruguaya vivió importantes cambios. Hubo un aumento de la generación de energías renovables no convencionales (ERNC) y también un aumento de la generación privada. La generación de ERNC, como porcentaje de la generación total, pasó de 6% en 2012 a 33% en 2016; asimismo, de un magro 1% de generación eólica en 2012, Uruguay alcanzó 25% en 2016. En 2012, 5% de la energía provino de generadores privados, y en 2016 este guarismo ascendió a 28%. Estos cambios son dos caras del mismo fenómeno: la estrategia de incorporación de energía eólica con fuerte apuesta a la inversión del sector privado.
En relación con la propiedad de los parques, se destacan dos elementos: en primer lugar, mayoritariamente la potencia eólica instalada es de propiedad privada; en segundo lugar, el tercio desarrollado por UTE por medio de modalidades alternativas de inversión, y le correspondía sólo 7% del total a la inversión pública tradicional.
Bajo el amparo de la política energética consensuada en un acuerdo multipartidario, el desarrollo eólico uruguayo contó con dos instrumentos claves que favorecieron la instalación de inversiones privadas: por un lado, contratos a largo plazo con UTE; por otro, exoneraciones impositivas en el marco de la ley de promoción de inversiones.
La mayoría de los parques eólicos en Uruguay se instaló teniendo como punto de partida un contrato a 20 años con UTE, denominado Power Purchase Agreement. Este elemento es de vital importancia, y debe tenerse en cuenta en cualquier análisis del mercado eléctrico que se quiera realizar: en Uruguay, el desarrollo de la energía eólica privada no se dio en el marco del juego del libre mercado, sino bajo un régimen monopsónico, en el que el gran actor estatal aseguró la compra de la energía mediante contratos por 20 años; asumió, de esta forma, el riesgo de demanda del negocio y facilitó por esta vía la obtención de financiamiento por parte de los agentes privados.
En líneas generales, los contratos privados con UTE tuvieron las siguientes características:
- Contratos de compraventa de energía eléctrica por 20 años.
- Un premio por entrada anticipada asociado a un precio mayor de la energía vendida.
- La garantía de que UTE compra la totalidad de la energía potencialmente generada.
- Un contrato con UTE, con un historial de cumplimiento total de sus obligaciones de pago.
- En caso de que UTE incumpla, responderá subsidiariamente el Estado.
Como se mencionó, en la incorporación de generación eólica tuvo una destacada participación el sector privado, que se asentó en contratos a largo plazo con UTE y exoneraciones tributarias. Esta participación debe analizarse a la luz de las características económicas del sector, y en particular de las características técnicas y económicas de la generación eólica. Las variables claves que determinan la eficiencia de un negocio varían dependiendo de las características económicas de este.
En un negocio eólico en el cual la venta de energía está asegurada, la variable clave es la tasa de interés. La pregunta en términos de eficiencia debería ser cuál es el mecanismo de inversión por el que se obtiene una menor tasa de interés. En este marco, una posible explicación de la decisión de recorrer el camino de las modalidades alternativas de inversión, o de la apuesta por la inversión privada, podría basarse en las eventuales dificultades de la empresa pública estatal para acceder a financiamiento, o que el mismo fuese más caro que estas opciones.
La posición financiera de UTE no parecía una debilidad a la hora de tomar financiamiento. Inclusive, la posición financiera de UTE operó positivamente en los desarrollos realizados por medio de modalidades alternativas de inversión, en las que tanto las modalidades de sociedad anónima como de fideicomiso buscan descargar en la empresa estatal UTE la garantía final del repago de la deuda, mitigando por esta vía los diferentes riesgos del negocio. Adicionalmente, la fortaleza financiera de UTE también fue decisiva en el desarrollo de generadores privados.
En este marco, algunas preguntas surgen naturalmente: si una mayor proporción de la inversión hubiera sido realizada por UTE, ¿podrían haberse logrado ahorros en términos de costo de financiamiento?, ¿de qué magnitud? Si bien un hecho recurrente en los proyectos de este tipo es que el Estado suele conseguir financiamiento a menores tasas que el sector privado, no se cuenta con datos públicos como para realizar un análisis concreto de esta dimensión. Sin embargo, en términos cuantitativos –y salvando las distancias– se logró identificar algunas estimaciones de la diferencia en el costo del financiamiento, fundamentalmente para literatura relacionada con los contratos de participación público-privada.
De haber sido realizada por UTE, esta importante inversión hubiera tenido como contrapartida un importante aumento del endeudamiento de la empresa, que podría llevar a una alteración de su situación financiera y, por lo tanto, del acceso a financiamiento de la propia empresa. Sin embargo, es necesario resaltar que la estrategia desarrollada no fue inocua para las cuentas financieras de UTE. Por el contrario, implicó un aumento muy importante del pasivo, que, si bien no se vio asociado con el crecimiento de la categoría “pasivos financieros”, implicó la aparición del concepto “pasivos por concesión de servicios”. Este tipo de pasivos explica el importante aumento del pasivo total de la empresa de los últimos años –que casi se duplica–, que llegó a representar casi 40% del total en 2015.
El camino escogido parece haber sido eficaz, en la medida en que permitió con creces lograr los objetivos planteados en términos de incorporación de energía eólica en el sistema eléctrico uruguayo. Sin embargo, en términos de eficiencia, la información no es concluyente: hay elementos que muestran que una estrategia posible, basada en mayor proporción de inversión pública tradicional, podría haber sido más eficiente, por lo menos en cuanto a obtener menores tasas de financiamiento y evitar las exoneraciones fiscales.
Sin embargo, por lo menos a nivel del debate público, es difícil encontrar con claridad una posición a nivel gubernamental, o del conjunto del espectro político, que proponga la posibilidad de haber viabilizado una proporción mayor de las inversiones por medio de UTE. ¿Por qué no se consideró esta posibilidad? ¿Cuáles fueron los fundamentos que determinaron el mix entre inversión privada, inversión pública y modalidades alternativas de inversión pública para desarrollar la generación eólica en Uruguay?
Una posibilidad es que haya otros componentes económicos adicionales, basados en consideraciones de eficiencia, que no están tomados en el presente artículo y que posicionen a la estrategia como óptima desde el punto de vista económico. Otra posibilidad es que, en realidad, la respuesta a estas preguntas no deba buscarse en el área económica, sino en el área contable.
La lógica de la inversión de las empresas públicas en Uruguay se define a partir de la programación presupuestal y financiera aprobada por el Poder Ejecutivo, que pauta, entre otras cosas, un tope a la inversión, y considera principalmente su impacto en el déficit fiscal. Los proyectos de inversión que no estén incluidos en este tope no necesariamente serán descartados, sino que podrán ser viabilizados por modalidades que se computen como gasto, y no como inversión. Esta lógica determina fuertemente la modalidad de inversión, y ha signado la evolución reciente de la matriz eléctrica uruguaya.
Según nuestros cálculos, a pesar de las ventajas que podría tener una estrategia en la que UTE hubiera realizado directamente una proporción mayor de la inversión, esto hubiera generado un fuerte impacto en el déficit fiscal: lo habría elevado a valores mayores a 5%. Alcanzar niveles de déficit fiscal sustantivamente más altos que los que se configuraron podría haber llevado, entre otras cosas, a una sensación de mayor desequilibrio fiscal, a una baja en las calificaciones de riesgo del país y, quizás, a la pérdida del investment grade, elemento vital para la estrategia de desarrollo de Uruguay.
De esta forma, como contrapartida a mantener a raya al déficit fiscal, se optó por utilizar modalidades alternativas y por la inversión privada para el desarrollo de la matriz eléctrica uruguaya. En este escenario, el margen de maniobra del gobierno parece reducirse a dos opciones: realizar la inversión desde el Estado, a riesgo de realizar un aumento excesivo del déficit fiscal que repercuta negativamente en el crecimiento y el desarrollo del país, o realizarlo mediante inversión privada y modalidades alternativas, asumiendo sobrecostos asociados al financiamiento y a las exoneraciones tributarias.
Sin embargo, esta dicotomía no es la única posible. Existe también una tercera vía: rediscutir las reglas contables de la administración pública, en particular la relación existente entre la inversión pública y el déficit fiscal, habida cuenta de los problemas que tiene el criterio utilizado actualmente.
Versión actualizada y editada del artículo “La dimensión contable de la revolución eólica uruguaya”, de Jorge Molinari y Fernando Esponda.
