Director de UTE: hay "despilfarros heredados que se transfieren a las tarifas”

El economista explica que hoy el ente dispone de capacidad para abastecer la demanda interna, y también para exportar por US$ 500 millones como quedó demostrado recientemente, pero se pregunta “si es racional transferir anualmente a las tarifas” el costo de contar con dichos  excedentes cuando “rara vez” se logran ventas de esa magnitud.

“UTE carga a sus usuarios las partidas que debe pagar a los generadores privados. (…) Son US$ 500 millones anuales que UTE, según los compromisos asumidos pagó, paga y seguirá pagando por décadas, se utilice o no la energía. Constituye el 37% de nuestros costos totales”, advierte.  El director del ente aspira a que en las renegociaciones que se tendrán con los propietarios de los parques eólicos para buscar bajar los precios a los que se compra la energía —a cambio de una extensión de plazos en los contratos—, se pueda reducir en alrededor de 10% ese costo fijo anual (unos US$ 50 millones). Lo que sigue es un resumen de la entrevista que Pées Boz concedió a El Observador.

Luego de un año de exportaciones récord y buenos resultados insiste en su posición respecto a los contratos PPA (por sigla en inglés de Power Purchase Agreement) de energías renovables ¿Por qué?
Siempre, pero más aun a la salida de una pandemia que nos ha afectado a todos, es necesario identificar e intentar corregir errores que conducen a tarifas por servicios públicos como los de UTE, que cargan a los usuarios con costos de malas decisiones aplicadas en el pasado. Y que impactan en el presente y lamentablemente se proyectan negativamente por 15 o 20 años más. Hoy, con los datos del ejercicio 2021, año de excepcionales exportaciones a Argentina y principalmente a Brasil —por más de US$ 500 millones— podemos cuantificar los despilfarros heredados que UTE traslada a sus clientes, sean familias o empresas trabajando en nuestro país. Un verdadero banco de prueba ha resultado el 2021. En este y todos los años, UTE carga a sus usuarios las partidas que debe pagar a los generadores privados que obtuvieran contratos PPA entre los años 2010 y 2018, aproximadamente US$ 500 millones, importes que constituyen el 37% de nuestros costos totales, a través de las facturas que le llegan a doña María, a don Enrique y a la producción nacional. Son US$ 500 millones anuales que UTE, según los compromisos asumidos en aquellos años, ha pagado, paga y seguirá pagando por décadas a agentes privados, se utilice o no se utilice la energía. Por ello hemos afirmado una y otra vez: energías de fuentes renovables, sí; sobrecostos inconsultos a los usuarios originados en los contratos PPA, no. Es un tema que no se puede ignorar, más allá de las medidas inmediatas para afrontar la actual inflación coyuntural.

¿Cómo han evolucionado en estos años las restricciones operativas o excedentes, es decir, cuánta energía no se utilizó porque no había demanda interna o no era  posible exportar, y cuánto se pagó por eso?
Las restricciones operativas, salvo un muy escaso porcentaje ocasionado por razones técnicas, responden fundamentalmente a la presencia de excedentes que surgen entre la capacidad de producción u oferta potencial y la adición de demanda interna y eventuales exportaciones. Para responder cuánto se pagó o si se prefiere cuál ha sido el costo de oportunidad resultante hago el siguiente razonamiento. El 2021 dejó utilidades superiores a US$ 400 millones, las que oportunamente fueran distribuidas entre bonificaciones, beneficios y transferencias al Gobierno Central. Logramos producir 14.000 GWh que, desglosados, muestran que correspondió a las exportaciones algo más de un 20%, a excelentes precios en lo que respecta a Brasil y sus carencias hídricas, especialmente en el segundo semestre de 2021. Por su parte 11.000 GWh se canalizaron a las redes de trasmisión y distribución de UTE para el consumo doméstico, facturándose, por distintas razones, solamente 8.700 GWh. Con estos números a la vista, surge claro que con la capacidad que UTE dispone, está en condiciones de abastecer la demanda interna y exportar por US$ 500 millones como ha ocurrido en 2021.

¿No fue tan mal negocio entonces?
Con similar potencia disponible y durante el período 2016-2020 solamente en un año se superaron los US$ 100 millones de exportaciones. Concluimos que durante los cinco años previos al 2021 se constatan excedentes por los cuales incluso se solicitó a los generadores privados detener la producción por falta de demanda suficiente, asegurándoles igualmente el pago por la producción equivalente que hubieran estado en condiciones de volcar a la red. Nos preguntamos si es correcto acumular costos de oportunidad monetizables en torno a US$ 2.000 millones en cinco años, para tener capacidad productiva por si aparecía un cisne negro, lo que finalmente ocurrió en 2021. Y fundamentalmente nos preguntamos si es racional transferir anualmente a tarifas el costo de dichos excedentes, cuando rara vez se logran exportaciones de energía por US$ 500 millones. ¿Es justo cargar US$ 500 millones al cálculo de las tarifas, cuando resulta difícil justificar la utilización de la energía que sí o sí UTE paga por la privatización ocurrida entre 2010 y 2018, la que hoy representa un 33% de la potencia disponible? Es un negocio redondo legalmente sustentado en cláusulas de los contratos PPA. Se hizo dentro de la ley, pero es un gran prejuicio para los uruguayos que son las que pagan las facturas.

Por normativa legal, la gerencia de Despacho de Carga despacha de acuerdo a un criterio necesariamente económico, incorporando obligatoriamente primero las fuentes de menor costo, por lo que en años normales generalmente las hidroeléctricas van primero. Se utilizan luego las energías renovables siempre que la demanda sea suficiente, y finalmente las térmicas. UTE no pierde por los excedentes potencialmente disponibles y no exportados, ya que sus costos se trasladan a las facturas que los usuarios pagan por sus consumos. Unos pocos ganan, otro transfiere que es UTE y la mayoría (por los usuarios) pierden.

Parece claro que hay falta de calce entre la oferta de energía que tienen el país y la demanda. ¿Cuál es el excedente estructural anual aproximado?
Si bien coincido que está claro el descalce, hasta ahora eran palabras, relatos y fundamentos sustentados en las ‘ventajas’ de la primera generación del cambio de la matriz eléctrica y su aporte a soluciones al cambio climático con la incorporación de fuentes de energías renovables. Ahora sabemos el monto aproximado con que podemos cuantificar y monetizar la capacidad generalmente ociosa o seguro caro como oportunamente definimos la potencia disponible. El excedente estructural, por los fundamentos que antes manifestáramos, los podemos valorar entre US$ 300 millones y US$ 400 millones anuales. Ahora se buscan colocar estos excedentes que hemos intentado cuantificar, monetizar y ponderar en sus impactos sobre los usuarios de una empresa pública que más allá de intentar abatir pérdidas técnicas y comerciales, arrastra verdaderos despilfarros heredados y que pegan y seguirán pegando en los bolsillos. Mientras, unas pocas sociedades anónimas con formato de Sociedades de Propósito Específico (SPE) e instituciones financieras en régimen de project finance, siguen disfrutando de uno de los emprendimientos más rentables y menos contributivos desde una evaluación social. Por ejemplo en ocupación de mano de obra, aspecto que no sabemos cómo la Comisión de Aplicación de la Ley de Inversiones (Comap) habrá evaluado entre 2010 y 2018 para concederles exoneraciones en materia de IRAE y Patrimonio, así como en materia de aranceles por los equipos importados.

Además del 37% que representan los pagos a los generadores privados en las gastos totales, ¿qué otros componentes destaca?
De los balances 2020 y 2021 y los respectivos informes de ejecución del plan financiero surge a modo de conclusión primaria, que ni sueldos y cargas sociales, ni inversiones, ni incluso combustibles en este año especial se acercan al impacto de los US$ 500 millones por compra de energía a los generadores privados. Estos son los que mueven la aguja. Sobre los gastos de UTE en 2021, los factores de mayor impacto porcentual fueron: generadores privados 37%, impuestos y transferencias al Gobierno Central 21%, sueldos y salarios 12% y aportes de seguridad social 6%. También durante 2021 se compró combustible por casi US$ 400 millones y se concretaron inversiones por más de US$ 200 millones. Durante 2022 se transfirieron US$ 120 millones adicionales al Gobierno Central por las utilidades logradas por UTE en 2021.
 

¿Frente ese panorama que describe es posible encontrar soluciones que beneficien a los usuarios vía tarifas?
Somos economistas, no abogados ni ingenieros. Por ello buscamos fundamentos a nuestros estudios en costos e impactos sobre las finanzas de los usuarios de nuestros productos. Contemplando los derechos adquiridos por las contrapartes contratantes, seguimos y seguiremos buscando soluciones a un tema que legalmente se presenta complejo. Es muy difícil, porque el formato legal que se le dio al modelo te condiciona y te ata las manos. Solamente por acuerdo entre las partes se podrá cambiar. En el contrato que liga  a UTE con el SPE existen cláusulas donde todo lo que UTE y la sociedad anónima dueña de un parque acuerden entre sí, tiene que tener el aval del financiador. El que lo financia son instituciones como el Banco Interamericano de Desarrollo, la CAF, y bancos y fondos de inversión internacionales. Es difícil, pero vamos a intentarlo. Continuaremos esforzándonos en impulsar soluciones como la renegociación de común acuerdo de los contratos PPA.

¿Qué bases tendrá esa negociación?
Formamos un grupo técnico. Vamos a hacer un llamado a interesados y les vamos a dar nuestras pautas. Dado que es un gran negocio les ofrecemos mantenerse cinco años más de lo que era el contrato original, pero bajando las tarifas.

¿Qué sería una buena negociación, a qué resultado quiere llegar?
Creo que ninguna negociación de este tipo vale la pena por menos de un 10% de descenso en los costos que nos están cobrando ya. Les vamos a dar la oportunidad de que propongan nuevas bases. El primer objetivo es lograr que el 1° enero de 2023 podamos reducir ese 10% en las tarifas gastando menos para cobrar menos. Si logro bajar el costo de mi mercadería y estoy dispuesto por ser una empresa pública a transferir eso al usuario, bajo 10% de un lado y bajo 10% del otro lado.

¿Y cómo se hace para vender los excedentes que ya están? Se necesitan contratos firmes que den seguridad.
Es el segundo gran objetivo. Hay que intentar venderlos afuera y lo ideal es que no sean cisnes negros, es que sean contratos regulares.