En los últimos tiempos, el desembarco de grandes inversiones en el país ha tenido a la energía como uno de sus componentes centrales, en particular por las negociaciones entre UTE y los privados por los precios. El asunto está presente en las negociaciones actuales entre HIF y el gobierno para la instalación de una planta de combustibles verdes en Paysandú, y también fue determinante tiempo atrás, cuando la empresa de criptomonedas Tether decidió suspender sus operaciones en Uruguay. Es también un punto clave para el desarrollo futuro de data centers en el país, de la mano del crecimiento de la inteligencia artificial, la expansión de los servicios en la nube y el aumento del procesamiento de datos.
En Uruguay nadie duda de que el desarrollo exitoso de una matriz eléctrica renovable, a partir del acuerdo multipartidario firmado en 2010, posiciona muy bien el potencial eléctrico del país frente a las nuevas demandas. Pero las dificultades que aparecen en la práctica también dejan al descubierto deberes pendientes en materia de energía y reformas estructurales largamente diagnosticadas, pero que se siguen postergando.
Un punto importante es el escaso desarrollo de un mercado de contratos mayoristas de compraventa de energía eléctrica entre consumidores y generadores privados que pueda aprovechar el potencial de las renovables, pese a que hace más de 20 años hay un marco regulatorio que lo habilita. De ahí que varios actores del sector privado hayan señalado los precios de la energía que comercializa UTE como una barrera de entrada que los deja “fuera de mercado”. Una preocupación similar estuvo presente en el gobierno anterior, que impulsó modificaciones orientadas a fomentar el desarrollo de este mercado.
El desafío de abrir el mercado
En ese escenario, no es menor el papel que debe jugar UTE en la próxima etapa del desarrollo energético del país. Para el presidente del Centro de Estudios de Políticas Públicas (Cepp), Alejandro Stipanicic, Uruguay debería aprovechar la transformación de su matriz eléctrica para dar un paso más y fomentar una mayor participación privada en la generación.
Hoy UTE domina el mercado, tanto a través de sus propios generadores como de privados que producen para la empresa estatal mediante contratos de largo plazo. El planteo es que los generadores privados puedan competir directamente por abastecer a grandes consumidores y nuevos proyectos, mientras UTE concentra sus esfuerzos en desarrollar una red de transmisión capaz de acompañar el crecimiento de la generación renovable. Para eso, quienes utilicen esas redes deberían pagar peajes “sensatos” y “razonables” para un mercado competitivo, en lugar de que los privados tengan como principal alternativa venderle su energía a UTE.
La falta de competencia entre generadores privados, las limitaciones de la red de transmisión y un esquema de peajes cuyos parámetros, según escribió Stipanicic en una publicación reciente, no se han ajustado a las nuevas condiciones del mercado y la tecnología pueden terminar encareciendo el acceso a la energía. A esto se suma que las inversiones de UTE en generación compiten por recursos con las necesarias para ampliar la infraestructura de transmisión y distribución, generando un déficit que el Estado solo puede corregir a su ritmo.
Según datos presentados en el último congreso de Auder, el costo de abastecimiento de la demanda se ubicó en torno a los US$ 40 por MWh en promedio durante los últimos años. Ese dato, sostiene Stipanicic, permite entender que los planteos de grandes proyectos como HIF, Alfanar, Enertrag o Aker para acceder a electricidad a precios competitivos no son necesariamente desproporcionados.
El caso de HIF muestra además cómo esta discusión se traduce en negociaciones concretas. Según informó El Observador, las partes venían conversando un precio base de US$ 45 por MWh, con el peaje incluido, para la energía que UTE suministraría a la proyectada planta de Paysandú. Sin embargo, para el Ministerio de Industria, algunos elementos de la ecuación todavía no cerraban. Uno de los principales puntos de discusión era quién asumiría el costo de respaldar el suministro en períodos de baja o media hidraulicidad, cuando fuera necesario recurrir a la central de Punta del Tigre con gasoil o gas natural. También había contrapuntos sobre la construcción de las líneas de alta tensión necesarias para conectar la planta con la red de UTE.
Paneles solares (archivo)
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Pero el precio de la energía no es el único componente que preocupa a los inversores. Ese punto encuentra un respaldo adicional en un trabajo de Exante, publicado a fines de 2024 y encargado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (Augppe), que analizó los costos de transmisión y distribución en Uruguay. El estudio concluyó que las tarifas de peaje se derivan de remuneraciones regulatorias que superan ampliamente los costos efectivos de UTE y que, en varios casos, los cargos por utilizar las redes resultan superiores a los que enfrentan los clientes que adquieren la energía a través de la empresa estatal. Según el informe, esta diferencia puede operar como un “inhibidor” para el desarrollo de un mercado mayorista de energía eléctrica más competitivo.
En ese sentido, desde el sector privado, señalan que el problema no está necesariamente en el costo de generación, sino en todo lo que se suma hasta llegar al costo energético final. Martín Bocage, presidente de Augppe, señaló días atrás a El Observador que Uruguay ya demostró que puede transformar su potencial renovable en infraestructura concreta y que los contratos de compraventa de energía (PPA) con generadores privados han mostrado ser una herramienta capaz de reducir costos y atender nuevas demandas sin necesidad de subsidios.
El desafío, según Bocage, está en la previsibilidad del costo energético total. Los peajes de transmisión y distribución representan una variable relevante para los inversores y, actualmente, cada proyecto debe negociar esas condiciones de forma bilateral, sin contar con referencias públicas sobre los costos o los plazos de iniciativas similares.
Para competir por inversiones con destinos como Chile, Costa Rica, Brasil o Colombia, Uruguay necesita que las empresas puedan conocer de antemano cuánto les costará la energía. Son decisiones que suelen definirse en ventanas de 12 a 24 meses, por lo que la falta de previsibilidad puede pesar tanto como el precio en sí mismo, explicó.
Todo esto vuelve a poner el foco en el papel que debe jugar UTE en esta nueva etapa. Stipanicic plantea que la empresa estatal tiene el mandato de asegurar el suministro y mantener altos niveles de confiabilidad, lo que implica asumir costos, inversiones y riesgos para garantizar la firmeza del sistema. El gobierno, en cambio, tiene otros objetivos: atraer inversiones, dinamizar la actividad económica y generar empleos. La tensión entre esas dos prioridades aparece detrás de las negociaciones por el precio de la energía.
En todo caso, “el que pierde o gana es el país, no la forma en que UTE decide contabilizar sus negocios”, plantea Stipanicic. Para el presidente del CEPP, la salida requiere “un acuerdo político de largo alcance” que establezca nuevas pautas para promover el crecimiento y permita a UTE dejar atrás las restricciones propias de su actual posición monopólica. En esa línea, sostuvo: “El modelo de pensamiento monopólico de UTE condena y limita el crecimiento del país y se autoimpone condiciones y tiempos de inversión para las cuales no está preparada”.
