LORENA DI CHIARA, FELIPE BASTARRICA Y FEDERICO FERRES *
En la columna de este mes hacemos un balance de algunas de las particularidades del 2021 para el sector eléctrico de Uruguay.
A pesar que la generación con fuentes renovables superó la demanda interna, aumentó el peso de la generación térmica fósil respecto a los últimos años
Uruguay es ejemplo a nivel mundial en lo que respecta a la diversificación de su matriz eléctrica, representando las fuentes renovables el 97% en el promedio 2017-2020.
Por eso, puede llamar la atención ver que en 2021 la generación térmica fósil (gasoil, fueloil y gas natural) representó 17% de la energía que se entregó al Sistema Interconectado Nacional (SIN), como muestra la tabla a continuación. En la misma tabla puede también notarse que se generaron 11.598 GWh con fuentes renovables (hidroeléctrica, eólica, solar y biomasa), lo que representa 103% de la demanda interna de 2021.
Esta situación particular se debe principalmente a la significativa cantidad de energía eléctrica exportada. Estimamos que, de los 2.844 GWh exportados en 2021, 1.451 GWh corresponden a fuentes fósiles, y 1.393 GWh a fuentes renovables. Como muestra la Tabla 2, prácticamente el 60% de la generación térmica fósil generada en 2021 se debió a las exportaciones.
Asimismo, es importante destacar que más de la mitad de la energía renovable exportada corresponde a energía hidroeléctrica, que podría haberse almacenado para abastecer la demanda interna en periodos subsiguientes, pero que fue vendida a países vecinos por conveniencia de precios.
Este conjunto de particularidades explica el aumento del peso de la generación térmica fósil para abastecer la demanda local respecto a los últimos años, que asciende a aproximadamente 9% en 2021, a pesar de que se generó con fuentes renovables más que lo que se demandó internamente.
La generación a partir de fuentes eólica y solar ahorró más de 3 millones de toneladas de CO2 en 2021, valuadas al monto del impuesto por tonelada de CO2 en US$ 381 millones
Estimamos que la generación con fuentes eólica y solar fotovoltaica en 2021 ha evitado la emisión de 3.14 millones de toneladas de CO2 respecto a las emisiones que hubiese generado un sistema hidrotérmico como el que existía en el país previo a la entrada de las energías renovables no convencionales, asumiendo un factor de emisiones de las centrales térmicas complexivo de 0.58 tCO2/MWh.
Como hemos comentado en nuestra última columna, la rendición de cuentas (Ley N. 19.996) ha redireccionado parte del Impuesto Específico Interno (IMESI) correspondiente a la primera enajenación de las gasolinas, a un impuesto por tonelada de CO2 de 5.286 $/tonelada de CO2 en 2021. Si se valúa el ahorro de emisiones con este impuesto, el mismo asciende a US$ 381 millones.
Como ya se ha mencionado en nuestra última columna, al beneficio ambiental de no emitir gases de efecto invernadero, se suman los beneficios económicos y sociales asociados a sustituir un bien importado (petróleo y derivados) por uno producido localmente (electricidad renovable).
RECORD DE MONTO EXPORTADO A PESAR DE LA SEQUÍA
Históricamente, los períodos de sequía en Uruguay han estado asociados a importación de energía a precios altos (hasta 400 US$/MWh), costos de generación elevados, e incluso restricciones de energía. A pesar de que en 2020 comenzó una profunda sequía que perduró en el país a lo largo del 2021, el sistema mostró haber incrementado su resiliencia significativamente.
La gráfica siguiente muestra la cantidad de energía exportada (GWh) a Argentina y Brasil, y el precio promedio de la electricidad exportada (US$/MWh). Puede notarse que, si bien la cantidad de energía exportada en 2019 fue mayor a la de 2021, el precio en 2019 fue bajo debido a elevados aportes hídricos. En 2021 el precio fue significativamente mayor, debido principalmente a la crisis energética que atravesó Brasil, donde la matriz eléctrica es más dependiente de las condiciones hidrológicas.
Estas cantidades y precios resultaron en US$ 594 millones de exportaciones de electricidad a Argentina y Brasil en 2021, lo que no solo es la mayor cifra histórica, sino que es superior al monto exportado en los 13 años precedentes (2008-2020). En 2021, la energía eléctrica fue el sexto producto de exportación de Uruguay, y UTE la mayor empresa exportadora, excluyendo zonas francas.
Aumento del precio SPOT, aunque las transacciones en el mercado mayorista continúan siendo marginales
La contraparte del aumento en el despacho de generación térmica fósil, ha sido un incremento en el precio del mercado SPOT. Como puede apreciarse en la gráfica a continuación, el precio SPOT mensual en cada mes de 2021 fue superior a los respectivos meses de 2020 y 2019 (excepto febrero 2020).
De hecho, el precio SPOT promedio en 2021, que alcanzó 87 US$/MWh, es el mayor desde el año 2013, cuando registró 169 US$/MWh.
Sin embargo, como muestra la Figura 3, la energía comercializada en el mercado SPOT continúa siendo marginal en el sistema uruguayo, siendo inferior al 0.2% de la generación total en la actualidad.
MESES CON COSTO DE ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA NEGATIVO
Otra de las peculiaridades del 2021 está asociada al Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD), definido como la suma de los costos de la energía térmica fósil, los pagos por la energía eólica y solar (incluyendo restricciones operativas), biomasa e hidroeléctrica y la importación de energía, menos los ingresos por exportación
En la Figura 4, se muestra la evolución del CAD mensual, donde se puede apreciar que fue negativo, debido a los altos ingresos por exportaciones, en los meses de setiembre y octubre. Es decir, los ingresos por exportación de energía fueron mayores a los costos y pagos por la energía inyectada al SIN.
En diciembre el CAD mensual aumentó considerablemente debido, por un lado, a la necesidad de despachar generación térmica fósil para abastecer la demanda de energía local, y por otro a la baja en las exportaciones de electricidad, asociado a la recuperación de la sequía en Brasil.
A modo de ejemplo, el CAD en otros años de sequía como 2008, 2009 y 2012 alcanzó entre US$ 800 y 1100 millones, y en esos años fue necesario importar el 11%, 16% y 7.5% de la demanda interna de energía respectivamente.
En 2021, también año de sequía, el CAD fue del orden de 350 MUS$, aproximadamente la tercera parte del monto de 2012, y la importación de energía fue marginal, y se dio por conveniencia de precios no por falta de capacidad de generación-
MÁXIMO HISTÓRICO EN LA DEMANDA ELÉCTRICA
Históricamente, los picos de demanda en Uruguay se han dado en invierno. El primer año de quiebre de esta tendencia fue 2019, cuando se registró la demanda máxima en verano, el 29 de enero (2121 MW). El cambio a demanda máxima en verano se repitió en 2020, cuando la demanda máxima se registró el 6 de febrero (2088 MW).
En 2021 sin embargo, el pico de demanda del sistema volvió a la tendencia histórica de registrarse en invierno. La misma alcanzó 2128 MW el 28 de junio, correspondiendo al máximo valor histórico del sistema, como muestra la gráfica siguiente.
Habiendo pasado menos de un mes de 2022, este récord ya ha sido superado, demandando el sistema 2193 MW el 14 de enero. Resta ver si durante el resto del verano y/o en el invierno 2022 se superará este nuevo valor récord alcanzado.
* Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable, UCU
