Montevideo — La empresa estatal uruguaya de energía eléctrica UTE lleva en lo que va del año exportaciones hacia Argentina por US$135 millones y otros US$6 millones a Brasil, dijo en entrevista con Bloomberg Línea la presidenta de la compañía Silvia Emaldi. El mes de julio fue el de mayores ventas al exterior en el año, con US$58 millones, algo que según la titular de la firma es un nivel “alto” en términos generales.
De este modo, solo las exportaciones de julio, que en un solo mes representaron el 43% del total despachado hacia Argentina en el correr de 2022, se aproximaron al acumulado exportado en los años próximos anteriores, con la salvedad de excepcionales cifras alcanzadas de más de US$500 millones en 2021 y con Brasil como principal destino.
En la entrevista, Emaldi también abordó las inversiones previstas por la empresa para lo que queda del período, centradas en la distribución de energía. La presidenta de UTE también contestó sobre los cortes de luz que hubo en Uruguay durante las últimas semanas, que generaron críticas de la oposición del Frente Amplio, y aseguró que la frecuencia de interrupciones está “dentro de los valores normales”.
La ingeniera Emaldi, presidenta del ente en representación del gobierno, ingresó a UTE como funcionaria en 1986, donde desempeñó distintos cargos. Durante su carrera, en 1998 pasó a ser gerente de División Sistemas de Información, y desde 2008 fue gerente del Área de Servicios Corporativos.
La titular de la empresa también habló de la Hoja de Ruta de la empresa sobre el hidrógeno verde. “En el camino está que en el mediano plazo las centrales de generación térmica deberían reconvertirse al uso de hidrógeno, o hidrógeno mezclado con gas, o combustibles sintéticos, para no seguir utilizando combustibles fósiles en la generación térmica”, afirmó.
La siguiente entrevista fue editada por motivos de extensión y claridad.
¿Cuánta energía exportó UTE en lo que va del año?
El volumen más grande de exportación lo estamos teniendo con Argentina. Teníamos US$141 millones de exportaciones cerrados al 14 de agosto. De ese volumen unos US$6 millones fueron a Brasil y el resto todo a Argentina, habiendo cerrado julio como el mes de más exportaciones en el año con unos US$58 millones. Fue el mes récord de exportación de este año y es uno de los más altos a nivel general. En todo el año 2016, por ejemplo, exportamos US$63 millones, en 2018 unos US$70 millones, en 2019 fueron US$71 millones, y en todo 2020 unos US$79 millones. Este año a Brasil exportamos muy poquito en enero y en febrero y después no exportamos más.
En 2021 sí hubo un mayor volumen hacia Brasil.
Las exportaciones de 2021 fueron US$527 millones, donde de este total US$437 millones tuvieron a Brasil como destino. Es un récord que seguramente no volvamos a repetir en muchos años. En este año, el mes de julio fue alto, considerando que cifras parecidas fueron las exportaciones totales en años anteriores. Los US$58 millones en un solo mes son una cifra muy importante. En agosto, hasta la fecha de cierre de los datos, llevábamos US$11 millones. Dado que las temperaturas tanto en Uruguay como en Argentina han aumentado, el nivel de exportación ha sido menos. De todas maneras, entre lunes y martes tuvimos altos niveles de exportación. El martes a las 14 horas estábamos exportando 700 megavatios a Argentina y la demanda interna era 1.400 megavatios. O sea, dos tercios de lo que estábamos generando era para Uruguay y un tercio para Argentina. Es un día de buen volumen de exportación.
¿Cuánto paga Argentina? ¿Es un precio superior al promedio?
Los precios en este mes son de US$80 dólares el megavatio/hora, que es el precio más bajo que tenemos. Es el precio cuando estamos vendiendo excedentes. El precio promedio de venta en el año, porque en algunos momentos prendimos las centrales térmicas, fue US$125. A principio de año, sobre todo, tuvimos que prender las térmicas cuando Argentina estaba pasando por la ola de calor, y también en algunos momentos de junio y julio.
¿Hoy en día no se le está comprando combustible a ANCAP para esto?
No. Estamos con el combustible que tenemos en los tanques. En el año llevamos unos US$200 millones de costos de combustibles, que fue básicamente hasta abril. A partir de abril prácticamente no estamos prendiendo las térmicas, solo por algún apoyo que le tuvimos que dar a Argentina cuando la situación estaba más crítica, y algunos picos de muy poquitas horas que tuvo Uruguay, y donde a veces se da la conjunción de que no tenés mucho viento ni tampoco sol. Entonces se debe cubrir algún pico con algo de térmica.
¿Hay alguna previsión al respecto de cómo podrían continuar las exportaciones?
Eso se va viendo porque los sistemas de Argentina, Uruguay y Brasil, van operando de acuerdo a la necesidad. Son negocios coyunturales. En ningún caso hay un contrato firme. En el caso de Argentina se va programando el despacho día a día, y en el caso de Brasil son programaciones semanales. Desde febrero de este año no hemos exportado más a ese destino porque la situación de Brasil mejoró mucho, a tal punto que también le está exportando a Argentina. En el caso de Argentina, va viendo según los precios que tiene Uruguay si le conviene o no llevar energía desde acá o generar con sus propias centrales. Es un negocio día a día y no es posible proyectar cómo va a ser de aquí a fin de año. Sí nosotros siempre hacemos una estimación en el programa financiero con base a estadísticas, la historia y la coyuntura. Para 2022 habíamos hecho una previsión de que íbamos a exportar US$130 millones. Ahora estando en agosto esa previsión fue superada por la realidad.
¿Esos ingresos extra ya tienen destino?
No, no tienen destino. Sí UTE incrementó el nivel de inversiones y parte lo estamos volcando allí. Luego estarán también los aportes que correspondan a Rentas Generales. Será el Poder Ejecutivo el que nos lo comunicará.
Por un lado, hay un tema de generación que parece cubierto, pero por otro se han dado distintos apagones en los últimos meses, vinculados a la distribución. ¿Qué ocurre y cómo se mejorará?
El tema de los apagones que fueron puntuales, y que se dieron en un período de dos o tres semanas donde fueron más notorios, no tiene tanto que ver con el nivel de inversiones o de gastos. En realidad, las obras que se realizan no son obras que se hacen instantáneamente. Son obras que se planifican ahora para los próximos dos o tres años de lo que es la distribución de energía. Por como son los sistemas eléctricos no existe ninguno que tenga cero horas de apagón en el año. En el caso de UTE todos los años se planifican los indicadores de frecuencia de corte que van a tener los clientes. Nunca, ni ahora ni en la historia, fueron cero. Están en promedio en cinco cortes en el año por cliente y nueve horas de duración de todos los cortes sumados. Hoy estamos dentro de los valores y los indicadores normales. Para este año la frecuencia de corte que se espera de es 5,5 promedio por cada cliente. En el tiempo de corte, venimos con una tendencia a la baja. El 2021 fue el más bajo en promedio de cantidad de horas en que los clientes no tuvieron el servicio. Este año a julio tenemos 5,4 horas promedio. Puede ser que este año tengamos algún repunte pero esto no es lineal. En esto influyen mucho las interrupciones largas. Por ejemplo, en el caso de Paysandú, con todo el nivel de destrozo que hubo con la turbonada, algunos clientes se recuperaron al día, otros a los tres días, y algunos en siete días. Y también a principio de año hubo varios temporales complicados en la zona del litoral más inundaciones en Montevideo. El 2022 es un año complicado respecto a estos puntos, pero lo planificado en inversiones en el área de distribución se viene desarrollando. Como hemos dicho en otras ocasiones, se venía invirtiendo menos de lo que en realidad debería invertirse dado el nivel de incremento de consumo que está en el orden de 2,5% año a año, ya sea por más usos o nuevos usos. En todo el país hay alrededor de 95.000 kilómetros de línea entre las líneas de alta, media y baja tensión. Y hay 58.000 entre estaciones y subestaciones. En el caso de distribución, sobre todo en la última milla, estamos con un presupuesto de US$115 millones, cuando en el período pasado en promedio era de US$80 millones, por lo que estamos incrementando en un 40% las inversiones de distribución.
¿A raíz de los problemas ocurridos esos números de inversión han incrementado?
Son los que estaban previstos. Las obras de mejora y nuevas instalaciones ya se venían realizando desde el año pasado, cuando logramos presupuestos adicionales entre otras cosas por las exportaciones que habíamos tenido. Teníamos un acuerdo con la Oficina de Planeamiento y Presupuesto de que podíamos incrementar las inversiones planificadas si teníamos más ingresos. En su momento fueron planificadas en US$190 millones y llegamos a valores cercanos a US$212 millones, o sea que incrementamos en varios millones, y logramos llegar en 2023 a US$230 millones de inversión de UTE, que es la mayor inversión en los últimos seis años. El año anterior había estado la obra de la central de ciclo combinado. El objetivo ahora es asignar el 70% de todo el presupuesto tanto en las redes de transmisión como de distribución para reforzar este crecimiento tanto en la demanda como el recambio de instalaciones que están llegando al final de su vida útil. Hay algunas de esas obras que llevan varios años en su finalización, dependiendo el volumen.
¿Cómo viene la renegociación de los contratos con las empresas generadoras de energía?
Hicimos primero un data room donde le presentamos a los generadores y bancos asociados que financian la iniciativa. Hace más de un mes se presentaron las bases de este proceso competitivo para los que les interese presentar una fórmula de renegociación extendiendo el plazo y bajando entonces el monto anual que pagamos por estos contratos PPA. Tienen fecha hasta el 31 de agosto la propuesta que será competitiva, y por la que se adjudicarán a los 500 megavatios de renegociación que sean más convenientes para UTE. Estaremos viendo si en definitiva las propuestas que tengamos van en beneficio de poder lograr una fórmula que sea buena para UTE, hasta el tope de los 500 megavatios.
¿Esto podría derivar en una reducción de la tarifa?
Nosotros estamos trabajando muy fuertemente en este tema y con la reducción de pérdidas de energía con el objetivo de seguir ajustando las tarifas. Es bueno comentar que UTE ya viene reduciendo las tarifas. El incremento de 2021 fue de 5%, cuando la inflación cerró casi en 8%, y este año el ajuste fue de 3,5% cuando se estiman valores entorno a 9%. Entonces en términos reales UTE viene bajando las tarifas. A su vez también lo viene haciendo con planes dirigidos a distintos sectores. Desde este año está operativo el bono social de la energía eléctrica, donde a todos los beneficiarios de planes del Ministerio de Desarrollo Social, más los hogares que venimos regularizando. En total tenemos 126 mil beneficiarios de este bono social, que son los hogares de contexto más crítico, y donde ahí la rebaja de la tarifa es de entre el 80% y el 90% de todos los conceptos hasta un tope de 250 kilovatios/hora al mes. Esa es una rebaja real. En el orden del 75% de esos hogares, desde enero a la fecha, pagan de $350 hacia abajo, por lo que es un subsidio muy focalizado en un sector que realmente requería tarifas adecuadas. A su vez en los clientes residenciales tenemos en el orden de unos 210.000 que están en las tarifas inteligentes (N de R: por uso horario). Eso implicó una rebaja promedio ya comprobada del 20% para esos clientes. A su vez al sector productivo de riego, entre octubre y marzo de todos los años, tiene un descuento del 15% en su tarifa. Y además bajamos la tarifa en los horarios punta para que por ejemplo pudieran tener las bombas prendidas todo el tiempo.
Como presidenta de UTE en varias presentaciones se refirió al desarrollo del hidrógeno verde, ¿Cuál cree que debe ser la participación del Estado siendo que hoy en día está previsto que la mayor cantidad de inversiones sean privadas?
La Hoja de Ruta del hidrógeno verde en Uruguay muestra que hay un objetivo, y que tanto el sector público como los actores privados pueden realizar inversiones. Creo que es el mejor modelo, donde tiene que haber una política en la que el Estado ha mostrado los pasos en la Hoja de Ruta, y a su vez la importancia de la interacción de los inversores privados y el sector público para permitir la instalación en Uruguay de un nuevo vector energético. Uruguay tiene territorio para instalar más fuentes renovables, tiene la experiencia de haberlo realizado, y tiene la logística para poder hacerlo y que sea uno de los nuevos negocios que marque el mediano plazo. En el caso de UTE en particular, en ese marco estamos trabajando no solo con los proyectos piloto. Pero también UTE está elaborando su propia Hoja de Ruta, enmarcada en este documento de Uruguay, porque en el camino está que en el mediano plazo las centrales de generación térmica deberían reconvertirse al uso de hidrógeno, o hidrógeno mezclado con gas, o combustibles sintéticos, para no seguir utilizando combustibles fósiles en la generación térmica. Si esa generación se convierte a fuentes renovables, ya todo el parque de generación que tiene UTE podría servir para producir hidrógeno verde. Es una etapa de aprendizajes y de ver otras experiencias porque también los fabricantes de turbinas están viendo esta reconversión. A su vez UTE tiene una flota de 40 camiones que también el objetivo sería comenzar con algún proyecto piloto para la reconversión de esa flota. El objetivo es seguir contribuyendo a que Uruguay sea carbono neutral.
