Felipe Algorta: “Queremos que esté UTE al servicio del país y no el país al servicio de UTE”

El jerarca sostuvo que la actual gestión tiene la intención de que el ente energético sea socio de un Uruguay productivo y, en tal sentido, destacó la importancia del riego.

UTE busca ser socio del Uruguay productivo, pretendiendo adaptarse a la producción y que no ocurra lo contrario, dijo durante esta entrevista con VERDE el director del ente energético, Felipe Algorta. El jerarca se mostró favorable a que el riego sea una política de Estado y dijo que es un desvelo de la actual administración generar la mayor competitividad posible en las tarifas. 

Entre otros temas, destacó la exportación récord de energía a Brasil durante el año pasado y anunció que hay negociaciones para asegurar esa demanda en el mediano y largo plazo. También señaló los importantes aportes del ente a Rentas Generales, mientras que admitió que hay un rezago en el mantenimiento de la infraestructura, de al menos US$ 175 millones. 

¿Cómo está UTE?

UTE este año cumple 110 años, y tiene muchos desafíos por delante. Estamos viviendo un nuevo período, con un nuevo directorio, trabajando para llegar, entre otras cosas, al Uruguay 100% electrificado. Queremos ser socios de un Uruguay productivo, pensando estrategias con los distintos sectores, ya sea para revisar tarifas en función de los usos o inversiones en infraestructura. Que esté UTE al servicio del país y no el país al servicio de UTE. Cuanto mayor sea la producción en Uruguay, mejor será para todos. Estamos conversando con todos los sectores, en mesas chicas, tratando de ir caso a caso. No podemos tener soluciones uniformes cuando hay tanta casuística distinta.   

¿Cómo están los números de UTE?

El año 2021 fue de exportaciones récord en la historia de UTE, con una facturación de casi US$ 600 millones. En el mercado interno la empresa factura en torno de US$ 1.600 millones. Tener un tercio adicional en exportaciones es muy importante. También es bueno reconocer que UTE es de las empresas que mayores aportes hace a Rentas Generales. El año pasado se aportaron US$ 63 millones al principio y otros US$ 113 millones que el gobierno solicitó después. Pero además está todo lo que se aporta en impuestos (IVA, IRAE, Patrimonio), pagos de BPS y demás. El impacto de la empresa en la economía está arriba de US$ 600 millones.

¿Y qué resultados dejó el año 2021?

 Estamos hablando de un superávit global de US$ 237 millones. Nuestro desvelo es que ciertas variables sean permanentes, como por ejemplo la exportación. En los últimos días vino una delegación del Ministerio de Energía de Brasil, en unas negociaciones que lidera el ministro de Energía de Uruguay (Omar Paganini). Hoy las ofertas son semanales, pero buscamos tener acuerdos de mediano y largo plazo. Eso implica previsiones que podemos hacer hasta con ANCAP, porque el eventual cuello de botella que podemos tener es la disponibilidad de combustibles para generar energía térmica. De lo facturado el año pasado por exportaciones, un tercio se fue en combustible. Nuestro desvelo pasa por tener variables como exportación y venta interna de manera firme, que puedan trasladarse a la estructura de costos de la empresa. No podemos bajar tarifas de un año a otro, en función del resultado que pasó, que fue coyuntural, y no sabemos si el año que viene será igual. En ese caso estaríamos haciéndonos trampa al solitario y podríamos pasar de tener una empresa que es un ejemplo de orden y de inversiones, a salir a pedir prestado para los gastos corrientes. Debemos ser cuidadosos. Aun así implementamos cambios, porque desde que asumimos nuestro desvelo es generar la mayor competitividad posible de las tarifas. 

¿Qué ejemplos puede enumerar?

A nivel residencial, por ejemplo, adoptamos un cambio en la tarifa inteligente, de doble y triple horario. El horario más caro, que era de seis horas de lunes a domingo, lo bajamos a cuatro horas de lunes a viernes, y los fines de semana y feriados no aplicamos horario de punta. Eso es directamente bajar la tarifa. Esperamos que más clientes se sumen a las tarifas inteligentes, y puedan ver mejoras de entre 15% y 20% por igual consumo. Esto es algo concreto y medible.

¿Cómo está la generación de energía eléctrica en Uruguay?

Este año se dio una particularidad y fue una baja de la incidencia de las energías renovables, aunque Uruguay sigue siendo un país de punta en ese aspecto. Bajó porque tuvimos a nivel climático problemas de sequía. Uruguay tuvo una hidraulicidad muy baja. Hablando en términos numéricos, en 2021 la generación de energía a partir de fuentes renovables representó el 82% de la generación total, mientras que en 2020 fue de 93%. La demanda de energía eléctrica coincide en todo momento con la generación, se iguala oferta y demanda a nivel operativo minuto a minuto; esto lo maneja el Despacho de Cargas del Uruguay. En los últimos años, en términos de unidades físicas (GWh), el promedio de la energía demandada fue de 11.000 GWh. El año 2021 fue muy excepcional, alcanzando una generación de 14.000 GWh, de los cuales casi 3.000 se exportaron. Se proyecta un crecimiento que llegaría a los 12.000 GWh finalizando el año 2025. 

¿Qué capacidad de generación tiene la energía eólica?

La energía eólica tiene una capacidad instalada de 1.500 megawatts (MW), igual que la hidráulica, pero hay momentos de muy poca producción, porque siempre depende del viento. No tiene la firmeza de las represas o la energía térmica. Así como tuvimos una gran incidencia de las energías renovables también tuvimos una gran incidencia de la energía térmica, que en Uruguay representó un alto porcentaje, no solamente por la exportación a Brasil y Argentina, sino también por el consumo interno. En muchos momentos del día, para abastecer la demanda interna, debimos recurrir a la energía térmica. Tenemos una inversión muy grande en el respaldo térmico, que es la planta de ciclos combinados de Puntas del Tigre. Antes la Central Batlle era la que servía de respaldo del mercado eléctrico, hoy es Puntas del Tigre, con una capacidad de generación de 880 MW, y este fue el año de mayor utilización, desde que está en funcionamiento la Planta de Ciclo Combinado en 2019.

¿Qué contratos y costos asumió UTE?

Los contratos son en modalidad PPA, en general a 20 años, y con costos promedio de US$ 75/MWh. En un análisis primario dijimos que había una sobreinversión en energía eólica. Tal vez no debía de haberse hecho a la velocidad que se hizo y la cantidad que se hizo. Si hoy hiciéramos contratos de energía eólica tendríamos mejores precios por MW/hora. Pero hay que pensar que tuvimos un año de mucha exportación, y si logramos mayor venta de energía seguramente vamos a poder resolver estos temas. Muchos años nos pasó de tener que pagar la energía que se generó pero que no se consumió. Según las previsiones de UTE, hasta 2028 no necesitaríamos realizar inversiones en generación de energía, ni nuevos contratos, ni renovaciones. Vamos a incorporar 30 MW de energía solar, en una planta que construirá UTE a partir del año que viene, en Puntas del Tigre. Y también vamos a recibir lo que genere UPM 2, porque UTE está obligado por contrato a comprarle la energía que produzca en el proceso de la planta de celulosa. Así que hasta 2028 estaríamos totalmente cubiertos. El 70% de la energía eólica en Uruguay es generada por privados. Lo que estamos explorando es bajar el precio por la energía, aumentando la cantidad de años de los contratos. Uruguay respeta sus compromisos, esto solo ocurrirá si hay un acuerdo entre las dos partes. Son conversaciones que está liderando la presidente de UTE Silvia Emaldi y el director Enrique Pées Boz. 

¿Cuánto por encima se está pagando la energía respecto de lo que vale?

Esa respuesta varía todos los días, en función del precio spot de la energía. Lo que nos debe preocupar es que el costo de abastecimiento de la demanda interna sea el mínimo posible. Podemos tener algunas discrepancias, respecto al cuánto y el tiempo, pero no pueden quedar dudas de que el cambio de la matriz energética que llevó adelante el país fue muy importante. Estamos pensando en el mañana, en qué hacemos con el escenario que tenemos. Porque sino estamos siempre revisando para atrás y no es el espíritu de esta gestión, que lo que quiere es proyectar el país de manera competitiva.

¿Cómo fue el inicio de este año considerando la alta demanda y el déficit hídrico?

Fue un enero muy complicado, como hace tiempo no teníamos. Las empresas contratadas por UTE tienen el régimen de la construcción y, por lo tanto, en enero tienen la licencia. Es un elemento que estamos conversando a nivel del Ministerio de Trabajo y Seguridad Social (MTSS) para revisar o flexibilizar. Tuvimos tres tormentas, que nos tiraron cientos de postes y columnas por todo el país. Tuvimos olas de calor que nos quemaron transformadores de importancia, algo que nunca había pasado, eso ocurrió sobre todo en la Costa de Oro. También hubo incendios históricos, voraces, que complicaron las líneas, aunque lo que más nos complicó fueron las tormentas de viento, así como las inundaciones en Montevideo, que afectaron a varias subestaciones que se inundaron. Hay que apostar a mayores inversiones en infraestructura eléctrica. Una infraestructura que venía con retraso en las inversiones necesarias en todo el quinquenio anterior. Definimos aumentar en US$ 30 millones las inversiones en distribución de energía. Tenemos dos temas en las áreas operativas: por un lado, algunos regímenes de trabajo, que hacen que algunas brigadas estén con mucha intensidad de horario. Y por otro lado, las brigadas de UTE, que se ven en todo el país llueva o truene. Tenemos que tenerlas con personal suficiente, calificado, y hemos aprobado recientemente un plan de ingresos que va en esa línea. Veníamos con restricciones, y tras una negociación con la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) logramos que de cada tres vacantes en UTE se cubran las tres. 

¿A dónde se dirigirán esos US$ 30 millones extra?

A inversiones en todo el país, en puntos críticos identificados por nuestras gerencias zonales. Apoyo a la infraestructura de energía eléctrica en sectores productivos, en zonas rezagadas, como el este y el noreste del país, pero también a zonas que aumentaron su actividad y densidad poblacional, que requieren mejoras en el servicio.

¿Cuánto requiere ese mantenimiento?

Las condiciones óptimas de inversión son de US$ 110 millones por año, en función de la infraestructura de redes existente. 

¿Y en cuánto estamos actualmente?

El año pasado logramos ejecutar US$ 105 millones y este año proyectamos cumplir con US$ 110 millones.

¿Pero antes hubo un rezago?

Venimos de un quinquenio con un promedio anual de inversión de US$ 75 millones. El rezago es evidente, y es por eso que queremos cumplir con esos números de acá hasta el final de este período. Tenemos un desfase de al menos US$ 175 millones. Todo lo que no se invierta ahora será un gran problema en el mediano plazo. Eso quedó evidenciado en este enero. Si bien fue una situación extrema, se vio que aquella infraestructura estaba mal mantenida y terminó de caer. 

¿Cómo trabajan con el sector productivo?

Estamos muy conformes con el diálogo con los distintos sectores de la producción. Nuestra vocación es que sea UTE quien se adapte a la producción y no al revés. Uno de los planteos históricos del sector regante era bajar el horario de punta y eliminar las seis horas de mayor costo. Resolvimos estudiar ese camino y resultó que también era mejor para UTE, ya que eliminábamos con esto las tensiones que se generaban en las líneas por el apagado masivo de los motores. Hoy, eliminando el horario de punta, se riega de forma permanente, se simplifica el manejo e impacta en la mejora del servicio, no solo de los regantes sino en todos los clientes de la zona, pueblos y ciudades cercanas.

¿Esa medida es coyuntural o definitiva?

Estamos en un período de prueba de un año, pero ya vemos que es beneficioso para todas las partes, por lo que seguramente sea definitivo. 

¿Hay una renuncia económica o generó más demanda?

Los análisis indicaban que prácticamente se empataban los números entre el costo de generación y el de mantenimiento de la red; por lo tanto, termina siendo un ganar-ganar. Porque además muchos que no tenían riego están viendo con más interés esta posibilidad, y eso genera mayor venta de energía, que es a lo que estamos abocados. Vamos por más cambios. Parte de esos US$ 30 millones que se lograron el año pasado fueron para inversiones en infraestructura en el este del país, la zona más rezagada. Y realizamos estas inversiones con la intención de que llegue energía a los sectores productivos, para que puedan mejorar su productividad.

¿Son suficientes esos US$ 30 millones extras?

Es algo importante, pero si tuviéramos la posibilidad de invertir US$ 100 millones anuales extras también lo haríamos, porque es necesario y generaría un impacto positivo instantáneo. 

¿Qué pasa con la distribución de energía pensando en la demanda para riego, en otras zonas como Río Negro o Soriano?

Actualmente estamos trabajando en una mesa con el Ministerio de Ganadería, Agricultura y Pesca (MGAP), con la OPP, con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y hasta el propio presidente de la República sigue de cerca estas conversaciones, que apuntan a generar capacidad instalada en determinadas zonas, para mejorar el acceso al riego. Estamos con proyectos en Río Negro y Soriano, que queremos anunciar a la brevedad posible. Participan muchos actores del Estado, cada uno aportando lo suyo, para lograr mayor capacidad instalada de riego en la zona más productiva del país. Pero también estamos trabajando para que casi 400 productores lecheros pasen a líneas trifásicas. Eso implica mejorar sustancialmente la capacidad de almacenaje de leche, que puedan incorporar más animales y mejorar sustancialmente la productividad. Eso será sobre todo en la cuenca lechera: Canelones, Florida y San José; pero también hay cuencas en otros lugares. Estamos trabajando con la Asociación Nacional de Productores de Leche (ANPL) y con la industria para identificar a esos tamberos, que tienen energía de línea unifilar, que de pasarse a trifásica generarían un sinfín de oportunidades productivas. Es un proyecto de unos US$ 11 millones, que impulsamos desde el gobierno, y que será revolucionario a nivel productivo para la lechería y el sector regante en su conjunto. Queremos empezar este mismo año, porque llevará dos o tres años, para mejorar la calidad del servicio también en los poblados de la zona. Con la pandemia mucha gente se ha ido a vivir tierra adentro, y tiene expectativas de calidad de servicio como los de la ciudad. Eso es muy difícil, pero con estas cosas lo vamos mejorando. 

¿Puede haber una actualización del costo fijo para riego?

La Ursea, que es el organismo que nos regula, nos pide que transparentemos los costos de la factura y que quede bien establecido cuánto de la tarifa corresponde a capacidad instalada, lo que le costó a UTE y al país llevar la potencia al medio del campo, además de los costos que corresponden al consumo. Son dos cosas distintas. Obviamente que si el consumo es zafral, lo vamos a usar por determinados meses. Y hay quienes no riegan cuando les cuesta mucho. Entonces, vamos hacia tarifas zafrales. Estamos en permanente revisión, para que no sea prohibitivo el uso del riego, y obviamente que el riego y otras utilizaciones de energía sean con electricidad y no con otros insumos. Una de las cosas que hicimos con la Asociación Cultivadores de Arroz (ACA) fue trasladar del 1° de noviembre al 15 de octubre el período de riego, porque nos explicaban que las pruebas las iniciaban antes y a veces no se hacían si no tenían que pagar una factura importante. Por lo tanto, flexibilizamos la franja temporal de utilización. Necesitamos ponerle sentido común, para que la gente vea atractivo el uso de la energía. 

¿Se pueden obtener beneficios fiscales para la microgeneración de energía?

A través de la Comap, del MEF, se permiten esas inversiones con beneficios fiscales. Estamos viendo experiencias de riego a través de la energía solar. Entendemos que es algo incipiente, que podría avanzar, pero ahí a UTE le pasa por el costado. Con la energía solar si no hay sol no se puede regar, y en una producción que necesita riego todos los días el productor no puede jugarse sin tener un respaldo. Por eso UTE sigue siendo un factor fundamental para que Uruguay tenga un piso más en su producción, que es a lo que todos apuntamos. Por eso estamos convencidos de que este proyecto que lideran las intendencias de Río Negro y Soriano, con UTE y otros actores del Estado, logrará ir mejorando la capacidad de infraestructura, para que esto sea viable.

¿El riego debería ser política de Estado?

Sin dudas. Uruguay es un país agropecuario, y el riego es algo muy importante; además tenemos disponibilidad del recurso hídrico. 

¿Puede ser el riego la posibilidad de utilizar esa energía que no se usa?

Por supuesto que sí. Al ser una actividad intensiva, el riego genera consumo de energía. A veces un pivot consume la energía que no consume un pueblo entero. Tenemos que multiplicar el consumo interno, además de lograr exportar en contratos de mediano y largo plazo. Esas dos variables nos van a permitir seguir mejorando las tarifas, como lo venimos haciendo.

¿Las tarifas serán más competitivas?

Vamos por ese camino, y lo demostramos con hechos. Subas muy por debajo de la inflación, y mejoras en tarifas residenciales (Plan Inteligente, Bono Social) y productivas. Antes de asumir cómo director ya me preguntaban cuándo íbamos a bajar las tarifas; hoy estamos en ese camino.

TARJETA PERSONAL

Felipe Algorta tiene 36 años, es doctor en Derecho y Ciencias Sociales y candidato a Master Business Administration (MBA) en la Universidad Torcuato di Tella, de Buenos Aires, Argentina. Fue presidente de la Asociación Rural de Jóvenes del Uruguay 2007 a 2009. Es empresario en el rubro servicios. Fue presidente de la Junta Departamental de Durazno y suplente de diputado en tres períodos. Desde julio de 2020 es director de UTE.

Nota de Revista Verde N°99- Sección Al Grano