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Motivación de la presentación
• Polémica durante el ajuste de tarifas 2016.
• Cuestionamientos a la Nueva Matriz.
• Cuestionamiento por la firma de contratos de compra de energía en dólares.
LA NUEVA MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA LLEGÓ PARA QUEDARSE
2008: Definida por el Poder Ejecutivo 2010: Acuerdo Multipartidario
TRABAJO EN EQUIPO EN EL SECTOR ELÉCTRICO MIEM – DNE – DNI – Programa Eólico y Eficiencia Energética PRESIDENCIA – MEF – OPP – CN Intendentes MVOTMA – MTOP – MI – IMM INC – BSE – BCU – RAFISA – BVM – BEVSA – BROU – BHU PNUD – BID – Banco Mundial URSEA – ADME – AUGPEE CIU – AUDEE – ACADEMIA UTE - Rol empresarial y ejecutor
Política Energética 2030
Costos esperados de generación y sus vulnerabilidades
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
USD
/MW
h
5% PROBABILIDAD
MEDIO ESPERADO
15%
Alternativas de expansión en generación
Optimización con la consigna de minimizar el costo de generación y garantizar el abastecimiento en forma soberana.
Como política, mas allá de lo técnico/económico también se apostó a las energías renovables por razones ambientales.
• SOLAR FOTOVOLTAICA
• BIOMASA
• EÓLICA
• PEQUEÑAS HIDRÁULICAS
• CARBÓN • TERMONUCLEAR
• TURBINAS/MOTORES (CA/CC)
Sistema óptimo para Uruguay
• Rápida incorporación de Eólica y luego Solar
• Respaldo con Turbinas (C. Combinado y CA)
• Fuerte Interconexión Alternativa con Brasil
• Potenciar el Sistema de Transmisión
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
ENER
GÍA
AN
UA
L [M
Wh
]
HIDRÁULICA
FUEL + GOIL
GNL + GOIL
EÓLICA
BIOMASA + SOLAR
EXPORTACIÓN
Cambios de la matriz de generación
Cuentas de 2010-2011…
Eólica en diciembre de cada año
2017 MW
SPOT 79
UTE 158
PPA 1239
1476
1476
40%
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
MW
Potencia Eólica Instalada (MW)
Energía Eólica/Energía Total (%)
Inversiones quinquenales de UTE Millones de USD
289
728
1648
1366
0
500
1000
1500
2000
2000/2004 2005/2009 2010/2014 2015/2019
MIL
LON
ES D
E U
SD
¿Por qué no invirtió UTE directamente?
Inversión mediante PPA en Eólica
• 26 PPA
• 1239 MW
• 2500 Millones de USD
¿Cómo se logró una inversión no estatal de 2500 MMUSD en Eólica en tres años?
• Confianza en el país y en la UTE: Grado Inversor.
• Instrumentos legales, regulatorios y comerciales.
• Condiciones de mercado (dinero y tecnológicos).
• Alineamiento de TODOS los actores relevantes.
• UTE como desarrollador de Proyectos.
Otras estructuras jurídicas y financieras
• Leasing Operativo (70 MW).
• Fideicomiso Financiero (Pampa y Arias).
• Sociedades Anónimas:
o Cerradas (UTE+ELETROBRAS)
o Abiertas (Valentines)
Mejora del perfil de deuda
[VALOR]
2 años [VALO
R] 6.4 … 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016(Proy.)
Moneda Local Moneda Extranjera
Cobertura USD-UI con el BCU
• Operación por 720: (18 meses x 40:) • Establecimiento del precio compra en UI
Incertidumbre cambiaria en la misma moneda que los ingresos/tarifas
Hipótesis y más hipótesis…
• Crecimiento de la demanda.
• Modelos de gestión de la demanda.
• Costo de los combustibles fósiles.
• Intercambio regional de energía.
• Geopolítica de mediano y largo plazo.
Demanda
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
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5
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7
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8
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9
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1
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5
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1
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2
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3
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4
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5
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6
201
7
201
8
201
9
202
0
Ener
gía
(GW
h)
Año
Demanda Real
Demanda Proyectada con Dem Industrial
Demanda Proyectada 2014
Demanda Proyectada 2016
11500 GWh @ 2020
Erogaciones proyectadas 2016 (millones de USD)
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCENTAJE]
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCEN…
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCENTAJE]
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCENTAJE]
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCENTAJE]
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCENTAJE]
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCENTAJE]
[NOMBRE DE CATEGORÍA]
[PORCENTAJE]
CAD: Costo total variable de generación
304
758
1134
841
603
481
286
621
954
1131 1071
719
634
200
400
600
800
1000
1200
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MIL
LON
ES D
E U
SD
CAD REAL CAD MEDIO PREVISTO
-500 MUSD
Reducción de 500 millones de USD del CAD
26,3
85
138,6
79,9
52,3 40,4
30,8
65
96
110
102,5
64,9
52,8
20
40
60
80
100
120
140
160
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
USD
/ M
Wh
CAD/MWh REAL CAD MEDIO/MWh PREVISTO
Reducción de un 52% del costo unitario variable de generación
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
USD
/MW
h
5% PROBABILIDAD
MEDIO ESPERADO
ADM 2014: costos de generación
Si no se hubiese cambiado radicalmente la matriz de generación, en el año 2016 la
generación costaría un 40% más
Ajuste de demanda, fósil y 300 MW Costo unitario variable de generación
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019
USD
/ M
Wh
REALIDAD (diario del lunes)
1400 MW
HIPÓTESIS 2014 (diario del viernes)
300 MW
300 MW
1400 MW
Estudios de expansiones óptimas AÑO DEM [GWh] EOL [MW] SOL [MW] EOLeq [MW] % DEM HIPOTESIS RELEVANTES EST
DEMANDA FP: 40% FP: 16% FP: 40%
Trabajo EPIM 2010
2015 10811 900 0 900 28% Eólica a 90 USD/MWh, 120 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 1
2025 15103 2400 0 2400 54% Eólica a 90 USD/MWh, 120 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 2
Trabajo ELAEE 2011
2015 10580 800 0 800 26% Eólica a 90 USD/MWh, 80 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 3
2025 14285 2400 0 2400 57% Eólica a 90 USD/MWh, 80 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 4
Informe PLA PI-04-11
2016 13500 1113 0 1113 28% Eólica a 70, 103 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 5
2020 14900 1593 0 1593 36% Eólica a 70, 103 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 6
Informe PLA PI-08-11
2015 13000 1244 0 1244 33% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 7
2015 11300 1044 0 1044 31% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 8
2028 19500 2144 0 2144 37% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 9
2028 18000 1844 0 1844 35% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 10
Informe PLA PI-05-14
2030 20600 2300 2400 3260 54% Eólica a 70 y solar a 95 USD/MWh, 105 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 11
2030 18900 2100 1900 2860 51% Eólica a 70 y solar a 95 USD/MWh, 105 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 12
Trabajo CIER 2014
2030 20000 2550 700 2830 48% Eólica a 69 y solar a 94 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 13
2040 28000 5000 1250 5500 67% Eólica a 69 y solar a 94 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 14
2030 20000 2450 1800 3170 54% Eólica a 69 y solar a 69 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 15
2040 28000 4600 2300 5520 67% Eólica a 69 y solar a 69 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 16
Trabajo IIE 2016
2030 14819 1500 400 1660 38% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 13.7 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 17
2040 18970 2550 950 2930 52% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 17.2 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 18
2030 14819 1800 750 2100 48% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 107 USD/bbl, BAJA DEMANDA 19
2040 18970 3000 1650 3660 66% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 142 USD/bbl, BAJA DEMANDA 20
2030 14819 1800 700 2080 48% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 21.2 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 21
2040 18970 2800 1300 3320 59% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 27.1 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 22
2030 14819 2000 850 2340 54% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 181.9 USD/bbl, BAJA DEMANDA 23
2040 18970 3300 1650 3960 71% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 241.4 USD/bbl, BAJA DEMANDA 24
Notas: No se ha considerado la BIOMASA que cada estudio supuso asumiéndose que se compensaría con la térmica a instalar de cada estudio.
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25%
35%
45%
55%
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75%
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
Evolución temporal del % de aporte de Eólica y Solar
% DEM ALTA GO
% DEM ALTA GNL
% DEM BAJA GO
% DEM BAJA GNL
¡Eólica a 64 vs Térmica a 100 USD/MWh!
El combustible óptimo de expansión es hoy la Eólica y/o Solar a futuro
• Vertiendo hasta un 36% de eólica el GO recién empata.
• El Brent debe estar a 40x0.64 = 26 USD/bbl para empatar.
• ¿Quién no firmaría un contrato a 20 años comprando petróleo a 26 USD/bbl en términos constantes?
• Incluso HOY vertiendo un 33% el GO recién empata.
EÓLICA TURBINA DE CICLO ABIERTO/ GO
CONTRATO A 20 AÑOS 67 USD/MWh* con 40% sin act.
64 USD/MWh en USD constantes
Brent a 40 USD/bbl*
VARIABLE DE 100 USD/MWh
*valores de abril de 2016
Evolución de la tarifa media 2010-2016 100,0
91,5 90,7 93,6 91,0
85,3 83,0 84,1 88,7 84,9
83,6
78,9
71,1 68,9 69,0
60,0
65,0
70,0
75,0
80,0
85,0
90,0
95,0
100,0
105,0
dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 dic-15 dic-16
IPC
IMS
TARIFA vs. IPC: -16 % TARIFA vs. IMS: -31 %
El titular que podría haber sido:
Pese a que más del 50% de los costos de UTE son en dólares, que éste se aprecia un 16% y que el resto de los costos se incrementan entre 9 y 10%, UTE logra ajustar menos de 10% gracias al cambio de la matriz de generación y a las reformas estructurales en curso.
“AJUSTE DE UTE MENOS DE 10 %”
Otro titular que podría ser:
Pese a que en los años 2015 y 2016 más del 60% de los costos de UTE son en dólares, que éste se aprecia un 36% y que el resto de los costos se incrementan en promedio un 20%, UTE logra ajustar menos de 18% en el período, gracias al cambio de la matriz de generación y a las reformas estructurales en curso.
“MEJORAS DEL SECTOR ELÉCTRICO CONTRARRESTAN AJUSTE POR ALZA
DEL DÓLAR”
LA NUEVA MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA LLEGÓ PARA QUEDARSE
1
35
78
2
4
69
10
11
1213
14
15
16
19
20
23
24
17
18
21
22
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
Evolución temporal del % de EOLICA + SOLAR respecto a la Demanda
% DEM ALTA GO
% DEM ALTA GNL
% DEM BAJA GO
% DEM BAJA GNL
BBL 80 - 120EOL 70 - 90
DEM 20000
DEM28000
DEM entre15000 y 20000
100.0
91.5 90.793.6
91.0
85.383.0
84.188.7
84.983.6
78.9
71.1
68.9 69.0
60.0
65.0
70.0
75.0
80.0
85.0
90.0
95.0
100.0
105.0
dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 dic-15 dic-16
TARIFA - IPC - IMSBase 100 = 2009
IPS=IMS=100 TARIFA/IPC TARIFA/IMS
– Beneficios a productores, industrias y comercios.
– Inclusión social y regularización de servicios.
– Electrificación Rural.
– Creación de Ciudadanía.
– Seguro solidario ante inundaciones y tornados.
– Fomento de la Eficiencia Energética.
– Fomento de la Industria Nacional.
– Cuidado integral del medio ambiente.
– Inversión en Investigación y desarrollo (Fondo Sectorial)
– Generación de puestos de trabajo de calidad.
El valor de UTE como Empresa Pública