El ex gerente general de la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), Carlos Pombo, sostiene que el país puede aprovechar mejor la integración regional. En esta entrevista explica cómo Uruguay atrajo inversión privada mediante contratos de largo plazo, el papel de los medidores inteligentes para mejorar la eficiencia y reducir pérdidas, y por qué, además de un regulador, es necesario contar con una administradora del mercado donde participen el Estado y los actores privados.
–¿Cuál es el esquema contractual de compra de energía que utilizó UTE para atraer capital privado?
–Lo que se llama PPA (Power Purchase Agreement). Son acuerdos de compra. Yo te aseguro que te voy a comprar energía durante un período de 20 o 25 años. Lo que estoy haciendo es repagarte tu inversión. Supongamos que un parque eólico cuesta USD 100 millones. Yo sé, más o menos, cuánta energía va a generar porque eso ya fue medido. Entonces digo: estoy dispuesto a pagarte una tarifa determinada por esa energía. Esa tarifa va a repagar tu inversión y darte una utilidad de no más de un 7% u 8%. Dado que nosotros no podíamos invertir, buscamos que invirtieran. Pero esa energía sigue siendo nuestra, sigue siendo del sistema. La compra se hace mediante contratos firmes en los que yo te digo: Te compro toda la energía. ¿Qué haces vos con ese contrato? No ponés los USD 100 millones. Ponés una parte, USD 10 o 15 millones, y vas a un organismo de financiamiento. Ese organismo te dice: “Usted tiene un contrato, entonces yo le financio”. Ahí importa la seriedad del país, la seriedad de la empresa y la posibilidad de conseguir financiamiento. Nadie va a venir a poner USD 100 millones para hacer un parque. El inversor aporta una parte y el resto lo consigue financiado.
–Uruguay implementó hace unos 20 años tarifas diferenciadas por horario. ¿Qué impacto real tuvo eso en la eficiencia del consumo y en la reducción de los picos de demanda?
–Uruguay ya tiene el 100% de medición inteligente. Los 1,67 millones de clientes cuentan con medidores inteligentes. ¿Qué nos ahorramos con eso? La toma de lectura por parte de funcionarios de la empresa. Pero, además, hay un aspecto fundamental: podemos sacar de las horas pico aquellos consumos que son desplazables. Como empresa eléctrica, uno tiene que dimensionar toda la infraestructura para el momento de mayor demanda. El resto del día, buena parte de ese equipamiento queda ocioso. Entonces, para todos aquellos consumidores que pueden desplazar parte de su consumo, se genera un ganar-ganar. La empresa cobra menos, pero no porque esté regalando energía, sino porque también va a invertir menos. Y el usuario paga menos porque consume en horarios de menor demanda. El medidor inteligente permite medir el consumo de cada cliente, incluso cada 15 minutos. Pero hay otro aspecto que pocas veces se menciona. La medición inteligente genera millones de datos que permiten planificar mejor las inversiones en la red. Uno puede identificar las zonas donde el consumo crece más y orientar allí las inversiones para evitar cortes o interrupciones. No es solamente una herramienta para desplazar consumo. Yo vivo en Washington. Si tomo el metro, el boleto no cuesta lo mismo en la hora pico que en otros horarios. ¿Por qué? Porque si yo tengo que cobrar un boleto a la hora pico para todo el mundo, resulta que tengo que poner una cadena enorme de vagones. A quienes pueden desplazarse se les ofrece una tarifa más barata. Ellos ganan porque pagan menos y la empresa también gana porque necesita menos inversión para atender el pico de consumo.
–¿Qué políticas o tecnologías fueron determinantes en UTE para combatir las pérdidas no técnicas?
–Primero, con los medidores inteligentes tenés una ventaja enorme. Si alguien manipula un medidor inteligente, directamente sabés que lo está tocando. Hay otra cosa en la que UTE no avanzó, aunque yo quería hacerlo porque la vi en Europa. Supongamos una manzana cualquiera. Una persona puede no sacar energía desde su casa y colgarse directamente del cable. Eso el medidor inteligente no lo detecta. En Europa lo que hacen es instalar un medidor testigo por cada manzana. Ese medidor registra toda la energía que entra a esa manzana. Como la medición es instantánea, los programas comparan la energía que ingresó con la suma del consumo registrado por todos los medidores inteligentes. Si hay una diferencia importante, el sistema inmediatamente indica que allí hay gente colgada de la red. Es una tecnología de la que todavía casi no se habla. La vi implementada en Europa; en Estados Unidos la están incorporando y también en Francia.
–¿Qué lecciones dejó la experiencia de UTE exportando energía a Brasil y Argentina en momentos de sequía regional? ¿Cómo puede Paraguay posicionarse mejor en el mercado de integración energética?
–Uruguay era importador de energía. Cuando incorporás energías renovables, necesariamente vas a tener momentos en que vas a verter esa energía al sistema porque va a soplar viento o va a haber sol y vas a producir más de lo que habías previsto en función de la hidraulicidad que tenés. Esa energía hay que tratar de intercambiarla con los países vecinos. Te pongo un ejemplo muy claro. No sé si Paraguay lo tiene, nosotros lo tenemos, existe un precio de sanción horaria. Yo sé cuál es el costo del mercado de la energía, de la misma manera que vos sabes cuál es el costo del dólar, bueno, así es el costo de la energía. Hay un organismo que es el que sabe cuál es la demanda que está habiendo en cada instante: la Administración del Mercado Eléctrico del Uruguay, que conoce la demanda instantánea y dispone de todas las máquinas que están disponibles para generar. Entonces va incorporando primero las máquinas más baratas hasta cubrir la demanda. La última máquina que entra a abastecer esa demanda marca el costo de la energía en esa hora. Si después aumenta la demanda y debe entrar una máquina más cara, el precio cambia. Eso ocurre hora por hora y se llama precio spot de la energía. Ahora, supongamos que el precio spot en Argentina es 80 y el precio spot en Uruguay es 100, y que existe interconexión entre ambos sistemas. Entonces, hagamos el intercambio. Si en Argentina el precio es 80, yo puedo comprarle a 90. Argentina gana porque vende por encima de su precio y yo también gano porque dejo de generar con una máquina que me costaba 100. Teniendo un precio horario, si existen diferencias entre dos mercados y el intercambio no se hace, estamos perdiendo plata. Estamos perdiendo millones de dólares con eso. En el caso de Paraguay tendría una ventaja brutal con ese sistema. Hay un precio que se determina en todos los mercados eléctricos del mundo y ese precio es horario.
–En el caso de Paraguay, ¿qué errores regulatorios podrían frenar las inversiones?
–Creo que errores regulatorios, ninguno. Porque lo que hace el regulador es regular la calidad del servicio y darle al Poder Ejecutivo, que es quien fija la tarifa, los elementos técnicos de acuerdo con la metodología de fijación de tarifas que se adoptó. En Uruguay, el regulador es un organismo asesor. No fija la tarifa, la fija el Poder Ejecutivo. Cada vez que hay un cambio o se determina un costo, el regulador dice cuál debería ser la tarifa de acuerdo con el procedimiento técnico y esa información se publica. Yo, como ciudadano común, la puedo leer en la prensa (...). Lo que sí requiere el sector privado es que haya una administradora del mercado. Ahí sí está representado el sector privado y ahí se registran todas las transacciones que se realizan, ya sean públicas o privadas, y se facturan esas operaciones. Un regulador nunca me va a perjudicar. Lo que necesita el sistema es una administradora del mercado. Ese organismo tiene representantes del Poder Ejecutivo, de las empresas, de los grandes generadores y de los grandes consumidores. Ahí se da la contraposición de intereses, ahí se discuten los problemas y ahí existen los mecanismos para resolverlos. No es el regulador. El regulador cumple una tarea estrictamente técnica. La instancia donde necesariamente existe la coparticipación entre el sector público, el privado, los grandes consumidores y los grandes generadores es la administradora del mercado. Ese organismo tiene bajo su responsabilidad el despacho de carga, que es el encargado de observar la oferta disponible en cada momento y definir el orden en que ingresan las máquinas al sistema. Y ese orden siempre es de menor costo a mayor costo. Entonces, yo, como generador privado, sé que si mi máquina tiene un costo menor que otra, tengo la garantía de que va a ingresar primero porque estoy representado dentro de ese esquema.
