Las grandes industrias que podrían proveerse de energía en el sector privado y pasar a ser “clientes libres” que operen en el mercado eléctrico mayorista continúan bajo el paraguas de UTE porque el alto costo del “peaje” que pagarían por el uso de la red las dejaría fuera de competencia. Esa barrera que inhibe el desarrollo del mercado mayorista puede estar “frenando” la llegada de inversiones al país —como nuevos proyectos de datacenters o de producción de hidrógeno verde y derivados—, que por su escala buscan instalarse donde tengan alternativas de suministro para lograr reducir sus costos energéticos, dijo a Búsqueda el presidente de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (Augpee), Martín Bocage.
Para abordar esa problemática e impulsar una discusión sobre el cálculo y la metodología de las tarifas de los peajes, la gremial contrató a la consultora Exante para analizar los costos de trasmisión y distribución de energía eléctrica.
El informe, presentado ayer miércoles 16 en el auditorio de la Escuela de Negocios del IEEM, señala que las tarifas “superan con creces” los costos en los que UTE incurre para operar y gestionar esas actividades. Actualmente, la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Ursea) trabaja en una revisión tarifaria integral. Exante considera que esa es una “buena oportunidad” para actualizar los cálculos, pero también para “revisar” los criterios para su fijación.
“Los peajes han tenido niveles sensiblemente más elevados que los cargos fijos y por potencia contratada que UTE aplica a los clientes regulados”, indica la consultora.
“Los números son abismales, los resultados muestran que es 100% y hasta 300% más caro” que una industria se pase de comprar la energía a UTE a un generador privado, afirmó Bocage al respecto. Y apuntó: “En varios casos (la empresa) pagaría más de peaje que por la energía que demanda. Es una distorsión que hay que corregir”.
El titular de la Augpee recordó que en la actualidad los privados tienen un “mercado más chico” porque cuando, por decreto, el Poder Ejecutivo reconoció la potencia firme de las energías renovables lo “redujo más de cinco veces”. Eso se debió a que elevó el límite (de 500 a 1.500 kW de potencia instalada) de las empresas que pueden abastecerse en el mercado mayorista y ser “clientes libres” del ente.
“Es un tema de competencia. En Uruguay tenemos una infraestructura eléctrica y un sistema robusto, bien invertido, y la señal que se tendría que dar es cómo bajar los costos. Queremos impulsar el espíritu que está por todos lados en el marco regulatorio vigente, de que en el sector de generación se promuevan la eficiencia y la competencia. Está en todos los actores del sistema respetar ese espíritu o ir para otro lado, pero se debería ir hacia allí”, alegó Bocage.
Trasmisión y distribución
En una caracterización del sector, el estudio de Exante analiza los datos disponibles en materia de ingresos, costos e inversiones asociados a las actividades de trasmisión y distribución, que son centrales para abastecer la demanda y cuyas tarifas inciden en la competitividad de las actividades productivas.
El transporte de la energía eléctrica se realiza desde el punto de generación (centrales hidroeléctricas, térmicas, parques eólicos y solares), mediante líneas de alta tensión, hasta las subestaciones de distribución. Y desde allí la electricidad se trasmite a través de líneas de media y baja tensión hasta los consumidores. Estas actividades constituyen un monopolio natural, un servicio público que gestiona UTE, entre otras cosas porque demandan inversiones en infraestructura significativas que sería ineficiente duplicar con el tendido de redes y líneas de privados.
Según el marco vigente, los productores y consumidores tienen libre acceso a las redes y el precio de los servicios asociados a esa actividad está regulado.
La extensión de la red de trasmisión de UTE es mayor a 5.800 kilómetros y el tendido de distribución se compone de unos 90.000 kilómetros de líneas y cables.
La infraestructura tuvo un crecimiento progresivo con la incorporación de generadores, estaciones convertidoras, subestaciones, transformadores, etcétera.
Actualmente, hay más de 60 generadores privados que vuelcan energía a la red.
Peajes caros
Exante repasa las disposiciones regulatorias del 2002 relacionadas con la remuneración de las actividades de trasmisión y distribución y los criterios rectores para su fijación que se han implementado de manera progresiva desde entonces. Señala, basado en el relevamiento normativo y las entrevistas realizadas a actores del sector, que existen “apartamientos” entre lo definido en los reglamentos y la realidad o la práctica.
La consultora indica, por ejemplo, que los cálculos regulatorios de remuneración por el uso de redes no parecen tener un correlato directo en la determinación del pliego tarifario de UTE para los clientes regulados. Apunta además que históricamente esos cargos han estado parcialmente “energizados”, porque se incorporan al cobro de la energía, en lugar de individualizarlos como un costo fijo por potencia contratada.
Puede haber un “desincentivo” al desarrollo de un mercado mayorista si hay “diferencias” entre los peajes por el uso de redes que se cargan a ellos con los costos que recaen a los clientes, advierte Exante.
La remuneración regulatoria de las actividades de transmisión y distribución ronda los US$ 880 millones por año y se desglosan de la siguiente manera: US$ 300 millones en tasmisión, unos US$ 180 millones en subtrasmisión y una cifra superior a US$ 400 millones —en media— en la distribución.
Esa remuneración que cobra el ente “supera con creces” los costos de esas actividades, según la contabilidad regulatoria de UTE, que además de los costos operativos directos incluye una cuotaparte de los indirectos y los relacionados a la dirección y los servicios corporativos, analiza Exante. “Eso constituye un indicio de que esas remuneraciones son altas”.
La consultora calculó que, en 2021, la remuneración regulatoria superó los costos totales registrados en la contabilidad de UTE en 71% y que en 2022 casi los duplicó. Además, señaló reparos a la metodología empleada para fijar la remuneración y la forma de asignación y registro por parte de UTE.
Para ejemplificar el problema, Exante compara las tarifas de peajes con el costo de la energía en el que incurren cinco tipos de industrias (con distintos niveles de consumo, potencia contratada y tensión) como clientes del mercado regulado.
En algunos casos, los costos por peaje que tendrían que pagar las fábricas por pasarse al mercado eléctrico mayorista serían “ampliamente superiores a los costos fijos” que UTE les aplica en la factura e incluso superarían la cuenta de electricidad total (costos fijos más consumo de energía) que pagarían al año.
Por ejemplo, en el caso de una industria metalúrgica con un consumo anual de 7.719 megavatios por hora (MWh) el gasto energético al año es de US$ 1 millón, considerando el consumo de energía equivalente a US$ 727.000 y los costos fijos de US$ 300.000. De pasarse al mercado mayorista como cliente libre, la fábrica enfrentaría un costo anual solo por peaje de US$ 1,1 millones. La relación entre el peaje y el costo total como cliente de UTE es de 383%, y de 112% si se compara el gasto de peaje con el de los costos fijos y la potencia de la factura del ente. “Claramente, a esa industria no le conviene dejar de ser consumidor de UTE”, dijo Bocage al comentar el ejemplo, porque el costo del peaje le “inviabiliza” competir.
Y añadió: “Lo que está generando un mal cálculo de peaje es que la metodología que hoy se aplica no refleja los costos y considera todos los activos sin amortización. Eso da como resultado precios de peaje más altos. (…) Ello termina siendo una barrera, un desincentivo para los (consumidores) que se quieren ir, pero sobre todo para los que quieran venir. Inhibe que se desarrolle un mercado mayorista con más actores que puedan proveer y que traten de dar el mejor precio a grandes proyectos que buscan costos energéticos competitivos y a los que también les gusta ver un mercado funcionando y que cuenta con alternativas para el suministro” a futuro.
Bocage también aludió a la necesidad de “fortalecer” a la Ursea para el análisis del marco normativo del mercado, los incentivos y los criterios de fijación de la remuneración regulatoria. Y opinó que en este período “faltó” un rol más activo del regulador para “empujar” el mercado eléctrico. La agencia —dijo— “va a tener que desarrollar capacidades, recursos humanos y demás para poder arbitrar e ir adaptando la normativa y prender luces para identificar incumplimientos”.
