La generación eléctrica en el Uruguay está siendo motivo de controversia. Unos festejan la elevada participación de renovables, pero otros comentan el precio que se paga por contratos energéticos que no siempre se necesitan, así como los menguados precios que se reciben cuando dicha energía se exporta.

¿Estos son los costos de tener una matriz más limpia? ¿Pudo haberse optimizado la inversión? ¿Se puede gestionar el problema?

Las energías renovables recibieron un gran impulso mediante tres instrumentos diferentes: (1) contratos de compra a generadores privados en la modalidad de "libre despacho", por largos períodos (lo cual permitió la instalación de unos 1000 MW); (2) UTE decidió, luego de conocidos los resultados anteriores, desarrollar parques propios con un volumen importante (350 MW); y (3) se incentivaron mediante ventaja fiscal los parques privados con generación "al mercado spot".

Todo esto ya resultó agresivo para el porte de nuestro sistema eléctrico, pero todavía no está completa la expansión del parque de generación: faltan aún conectar unos 400 MW de renovables y los 500 MW de la nueva central de ciclo combinado. Más aún, una tercera planta de celulosa agregaría otros 200 MW.

Se puede decir que no hemos tenido sequías como para aprovechar la menor dependencia de la fuente hidráulica, y también que estas inversiones son a largo plazo, para una demanda eléctrica que crece con los años. Asimismo, que los excesos de oferta pueden encontrar su demanda, si se la impulsa mediante incentivos y políticas. De hecho, el Uruguay ya vivió estas situaciones en el pasado, cuando la puesta en operación de Salto Grande y luego de Palmar con la famosa política "use todo eléctrico".

Pero, a diferencia de las represas, los parques eólicos y fotovoltaicos podrían haberse escalonado: son tecnologías que admiten la gradualidad. Al hacerlo gradualmente, además, se hubieran podido aprovechar bajas de precio como lo demuestra el reciente resultado de la licitación en Argentina.

Hay síntomas evidentes de sobreinversión. El precio spot está "planchado", al existir exceso de potencia contratada, y ya se está dando a los parques contratados la orden de no generar durante algunas horas por día, pagándoles por lo que podrían haber generado en ese lapso. Un costo para UTE a cambio de nada. Además, cuando se exporta a Argentina, se están recibiendo precios muy bajos. Finalmente, la expansión brusca de las renovables ha achicado el espacio del ciclo combinado, poniendo prácticamente en jaque mate a la regasificadora, como dijimos en artículos anteriores.

El problema aumentará cuando las obras en curso entren en operación: seremos más excedentarios en energía eléctrica al tiempo que tendremos que repagar las fuertes inversiones, hayan sido de los privados o realizadas por UTE directamente.

En este escenario, es esencial transformar los problemas en oportunidades de negocios y de crecimiento. Ya en el pasado - con Salto Grande y Palmar - los excedentes fueron gestionados, mediante la interconexión con Argentina, por una parte, e incentivando la demanda, por otra.

- Desarrollar la demanda. Debemos buscar entonces un sector que pueda consumir más electricidad, con impacto positivo en la sociedad. El candidato natural para esto es el transporte, tanto el ferroviario como el ciudadano, donde el vehículo eléctrico ya es una realidad. Es cierto que una política agresiva de introducción del transporte eléctrico tiene implicancias fiscales y financieras, e impactos en los combustibles y en la red eléctrica. Pero sería positiva en términos económicos y ambientales: la continuación natural del incentivo a las renovables, disminuyendo la dependencia con el petróleo y aprovechando las inversiones realizadas.

Sin embargo, la flota de vehículos se renueva con un determinado ritmo, los cambios fiscales no serán sencillos y las inversiones en el ferrocarril serán un desafío importante (por lo pronto, el transporte de la celulosa desde UPM 2 debería ser en ferrocarril eléctrico). Otra herramienta posible para acoplar mejor oferta y demanda son las tecnologías de almacenamiento, como el pump storage y varios nuevos desarrollos, pero también llevarían tiempo y costos.

- Colocar excedentes en la región. En lo inmediato, como ya hicimos en los ´80 y principios de los ´90, debemos rápidamente volver a utilizar bien las interconexiones regionales para colocar nuestros excedentes. La región está demandando energía eléctrica, y Uruguay cuenta con la infraestructura adecuada de generación e interconexión, ahora también con Brasil.

Se debe desarrollar toda una estrategia comercial, interactuando a los niveles que correspondan y evitando los bloqueos. El país tiene múltiples asuntos en la agenda regional, y el intercambio eléctrico no debería ser rehén de otros más álgidos, como el dragado del canal Martín García o la negociación de un TLC con China. Este es un asunto comercial, y el comercio lo hacen las empresas: los gobiernos tienen que aportar el marco pero evitar la interferencia inadecuada. UTE, los generadores privados, Eletrobras y otros actores del mercado brasileño, Cammesa y las comercializadoras argentinas, son los jugadores de este partido. Va a resultar en el interés de todos avanzar, de manera que no hay razón para que no se pueda hacer.

UNIVERSIDAD CATÓLICA OBSERVATORIO DE ENERGÍA Y DESARROLLO SUSTENTABLE