Por: Equipo del CEPP

Apenas electo presidente de la República, José Mujica convocó a los partidos que habían
alcanzado representación parlamentaria a formar comisiones en áreas en las cuales
entendía necesario acordar políticas de Estado con una amplia base de consenso. Las áreas
elegidas fueron Educación, Seguridad, Medio ambiente y Energía.

El funcionamiento de las comisiones fue dispar, con rápidos acuerdos en algunas áreas y
rispideces y dificultades en otras. En el caso de energía, días antes de la asunción,
precisamente el 23 de febrero de 2010, se finalizó la redacción del documento
encomendado al grupo de trabajo.

Como expresa el documento, el acuerdo buscaba “una mirada hacia el futuro”

, con un
horizonte de 20 años (2010 – 2030), sin importar si las líneas de acción ya estaban en curso
o si habían sido propuestas por el gobierno saliente del Dr. Tabaré Vázquez o los anteriores.
Tal como el propio documento lo estableció, sería una buena práctica plantear para el final
del período de gobierno en curso, independientemente de qué partido obtenga la dirección
de los destinos del país, un ámbito de discusión multipartidario que vuelva a generar
insumos de estas características para el futuro de un sector clave para el crecimiento y el
desarrollo del país.

El documento de 2010
Se estructuró sobre cuatro ejes temáticos: Institucional, Demanda, Oferta y Social. Este
artículo se centrará en dos de ellos: el institucional y la oferta.
Respecto del eje institucional, se acordó que el Poder Ejecutivo (PE) a través del Ministerio
de Industria, Energía y Minería (MIEM), sea el encargado de diseñar, conducir y evaluar las
políticas energéticas, así como fijar las normas correspondientes y coordinar a los diferentes
actores. En ese mismo sentido, se definió a las empresas públicas como “importantes instrumentos para la ejecución de dichas políticas” y que los actores privados que participen
en el sector deben regirse por los lineamientos definidos por el PE. Uno de los aspectos que
tiene una trascendencia mayúscula, es el contenido de la siguiente frase: “el sistema
necesita marcos regulatorios claros, transparentes y estables”.

Entre otras, se sugieren las siguientes líneas de acción:
1.Crear el Gabinete Energético, participando del mismo autoridades del MIEM, ANCAP y
UTE
2.Separar la contabilidad de las diferentes unidades de negocio en las empresas públicas,
poniendo énfasis en que, en caso de existir subsidios, éstos debían ser explícitos
3.Analizar la revisión de la inserción institucional y económica de la parte uruguaya de
Salto Grande (CTM)
4.Abrir la discusión de las tarifas de todos los energéticos, discusión que debía ser
liderada por el PE, redactándose una frase cuya ambigüedad abre lugar a múltiples
interpretaciones: “Si bien las tarifas deben reflejar los costos reales de cada empresa, la
política tarifaria global debe ser un instrumento de la política energética y estar al
servicio de las políticas sociales y productivas del país. En caso de resolverse subsidios
cruzados, estos deben estar claramente definidos y explicitados. A su vez, posibles
subsidios específicos, eventualmente en base a políticas impositivas especiales o a
regímenes de deducción de impuestos, para sectores definidos como estratégicos o con
dificultades coyunturales o territoriales de competitividad, también deben ser
transparentes y deben prever una “ruta de salida”.

Sobre el eje de la Oferta, se acordó la reducción de la dependencia del petróleo,

“buscando

una mayor participación de fuentes autóctonas, en particular renovables”.
En lo que refiere al subsector eléctrico, se mencionó la necesidad de incorporar en el corto
plazo “no menos de 200 MW de potencia firme”. Complementariamente, se acordó
incorporar en el quinquenio 2010 – 2015 “no menos de 300 MW de eólica y 200 MW de
biomasa, mediante mecanismos atractivos, eficaces y transparentes”. A su vez, se manifestó
la necesidad de “acompañar la evolución de la introducción de gas natural” y como aspectos
de menor relevancia, se mencionaba impulsar la microgeneración eólica e hidráulica y la
planificación de inversiones en trasmisión y distribución para soportar la expansión de la
generación distribuida y la demanda de industrias electro intensivas.

Ejecución del acuerdo
Tras 16 años desde la redacción del acuerdo, veamos qué objetivos se cumplieron, cuáles
no y cuáles están en marcha o guardan ciertas expectativas de alcanzarse.
Respecto del eje Institucional, poco se avanzó.

Hubo un activo respaldo a la producción de agrocombustibles a pesar de los
cuestionamientos sobre la caña de azúcar y a la búsqueda de petróleo y gas en la
plataforma continental, con rondas licitatorias de éxito mundial que se desvanecieron por
falta de ese mismo apoyo institucional después de 2016 y que retoman impulso luego de los
descubrimientos en Namibia en 2022.

Sigue pendiente enfrentar los diversos subsidios a través de los monopolios de ANCAP y
UTE, que distorsionan o desalientan la sana competencia en el sector.

Por un lado, los energéticos líquidos muestran distorsiones en sus precios por la fijación
política de tarifas, la alta incidencia de impuestos (IMESI, tasa CO2, subsidio del boleto,
tasas varias) y los altos costos de la cadena de distribución. Esto afecta la competitividad
relativa entre energéticos alternativos en varios usos como la electricidad, gasolina, gas
licuado, fuel oil, gas oil y gas natural. Tampoco se eliminó la incidencia negativa de negocios
de definición política como la caña de azúcar, que impacta negativamente en el precio del
etanol, y el cemento y la cal.

Por otro lado, también hay distorsión política en los precios de la electricidad, no hay una
clara frontera contable entre los negocios de generación, transmisión y distribución dentro de
UTE y existe un complejo entramado de subsidios cruzados entre consumidores diferentes,
UTE, generadores privados y agentes libres.

Respecto de CTM tampoco se registraron avances significativos, persistiendo la opacidad en
las estructuras de costos y remuneraciones. Además, la delegación uruguaya no tiene una
configuración institucional adecuada e independiente pues es una delegación de
Presidencia a través de Cancillería que no ha podido insertarse en proyectos de transición
energética para la producción de hidrógeno y derivados, que encuentran en otras represas
de la región mejor respuesta.

En lo que concierne a la parte regulatoria, no se puede afirmar que haya existido el
desarrollo de un mercado eléctrico, lo cual justo es decir, no estaba estipulado en los
acuerdos políticos. Tanto la trasmisión como la distribución, con características de
monopolios naturales, siguen controlados por UTE, no pudiéndose establecer por parte del
regulador URSEA un sistema de remuneraciones (peajes) consensuado con los
generadores privados y agentes libres. Las modificaciones han surgido mediante complejos
procesos de negociación entre lobbies público y privado con conquistas ocasionales de cada
uno, más no existiendo un marco general que estructure el sano y competitivo
funcionamiento del sector.

Esa puja permanente entre lobbies no responde a una lógica partidaria, en el entendido que,
no siempre bajo gobierno del Frente Amplio ha salido triunfador un lobby, así como tampoco
en el gobierno de la Coalición Republicana (CR) el otro. Asimismo, dentro de ambas
coaliciones se han registrado opiniones discordantes entre sectores, observándose cruces
en algunos casos hasta inesperados pero que a la postre siempre resultaron en soluciones
enfocadas a dar paz en la gobernabilidad de UTE, no necesariamente en favor del
funcionamiento del mercado o en beneficio del consumidor.

El eje de la Oferta presenta luces y sombras. Las metas acordadas en 2010 para energías
renovables no convencionales (ERNC) y potencia firme se alcanzaron sobrada y
tempranamente, en particular en lo que refiere a la generación eólica. Si bien es cierto que
la incorporación masiva de ERNC redujo significativamente la dependencia del petróleo, y
por consiguiente disminuyó la variabilidad del costo de abastecimiento de la demanda, es
cierto también que obligó a los consumidores a pagar precios de la energía eléctrica
superiores a los que se podrían haber conseguido. Es importante destacar que esto es el
resultado obvio de una política no escalonada de instalación estas tecnologías que se
caracterizan por su gran modularidad, lo que hubiera permitido la incorporación paulatina
según el incremento de la demanda y aprovechando en cada momento la reducción de
precios asociada al avance tecnológico.

UTE se comprometió por 20 años a comprar energía eólica a precios elevados para
amortizar las inversiones, cuando estas tecnologías actualmente tienen precios
sensiblemente inferiores. La modalidad escogida para la celebración de contratos daba
garantías al negocio para los inversores privados, pero elevó los costos medios en el largo
plazo y presionó las tarifas. Por otra parte, el desarrollo de la infraestructura de red no estuvo
acompasada con la incorporación de ERNC, derivando en restricciones operativas que
obligan a pagos que debe hacer UTE a los generadores privados por energía que están en
condiciones de generar pero que no puede ser inyectada a la red de UTE por falta de
capacidad.

La introducción del gas natural en Uruguay merece atención. Desde 1998 ANCAP incurrió
en costos aún no recuperados para desarrollar la infraestructura de gasoductos existentes
en Uruguay: el Gasoducto Cruz del Sur, en asociación con privados, y el Gasoducto del
Litoral, 100% propiedad de ANCAP. Existe un tercer gasoducto en Paysandú, propiedad de
UTE que nunca se usó.

Desde 2002, bajo la presidencia del Dr. Jorge Batlle, el país consume gas natural argentino
para consumo domiciliario e industrial. La incertidumbre en el sector petrolero argentino
desde 2005, influyó en el plan de 2010 con una visión diferente: la instalación de una planta
regasificadora flotante cerca de Puntas de Sayago para importar gas natural licuado (GNL)
de fuera de la región para abastecer la demanda local (incluyendo la generación de potencia
firme para el sistema eléctrico) y principalmente reexportar a Argentina.

El proyecto, originalmente binacional, naufragó de manera estrepitosa implicándole al país
un costo cercano a USD 200 millones, lastre absorbido mayormente a través de UTE y
pagado en las tarifas de los consumidores. En las últimas semanas UTE volvió a consumir
gas natural para generación eléctrica, gracias al fuerte y creciente abatimiento del costo del
gas de Vaca Muerta

Por último, sigue sin existir una metodología transparente y atractiva para abordar el caso de
grandes inversiones de carácter electro intensivo. En este sentido, hay experiencias
dispares: proyectos de Aratirí, Aker o Alfanar que finalmente no se concretaron; UPM2,
proyecto que recibió importantes subsidios como la compra obligatoria de excedentes de la
producción de energía eléctrica; Microfinanzas, inversión que llegó a estar operativa a costo
de la energía que terminó pagando el país; y, más recientemente, los proyectos de
producción de hidrógeno verde de las empresas HIF Global y Enertrag, los cuales se
encuentran en proceso de negociación y con resultado incierto.

Reflexión final
Los acuerdos de 2010 fueron un paso positivo, con resultados buenos y de los otros. Desde
entonces, el mundo cambió mucho y el sector energético aún más. Es hora de replantear
aquel ámbito y discutir sobre la búsqueda de petróleo y gas, la transición energética, la
complementación regional, la reconfiguración institucional de los actores energéticos del
Estado uruguayo, las desregulaciones necesarias para impulsar un sector clave para el
verdadero desarrollo del país y la creación de un fondo soberano que gestione la
financiación y retornos de mega proyectos.