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Falta de lluvias pasa factura a la generación de energía en las represas
La falta de lluvias se hace sentir desde hace varias semanas en gran parte del territorio nacional. Esa situación que ha complicado al agro y particularmente a cultivos como la soja, también está pasando factura sobre la producción de energía eléctrica en las represas.
Tras un comienzo de año donde la seca se hizo sentir, las lluvias del invierno revirtieron en algo la mala situación. Pero en esta primavera se está repitiendo el déficit hídrico, al punto que el promedio de la energía afluente de los últimos tres meses está entre los peores registros de la historia para la época, según datos de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME).
El caudal de agua en el río Uruguay y el río Negro ha bajado de forma significativa, y con ello la generación de las represas en el acumulado octubre noviembre es un 60% inferior en comparación a los registros de igual período del año pasado.
Una de los lugares en donde se nota con más claridad el momento crítico es en la represa de Salto Grande. El aporte de esta central cayó 65% en los últimos 50 días respecto a 2019, según datos del sitio UTEi. El embalse del lago de Salto Grande registra un nivel aproximado de 32,3 metros, de acuerdo con datos operativos de este viernes.
En la represa de Rincón del Bonete comúnmente a principio de la primavera se intenta dejar lugar en el embalse para aprovechar las lluvias de la época y tratar de no verter. Como este año no ha llovido lo suficiente el embalse no se ha llenado. La cota se ubica actualmente en el orden de los 76,3 metros. En condiciones de lluvias normales se debería llegar al verano con 80 metros.
La programación que realizó ADME para los próximos meses en base a distintos pronósticos internacionales indica una probabilidad alta de que habrá menos lluvias de lo normal.
Cómo incide esta situación en el conjunto del sistema de generación eléctrica y en la planificación diaria? Hoy ADME está enfocada en cuidar al máximo el recurso agua. Eso lleva a que se utilicen menos las represas y se esté despachando generación térmica durante varias horas del día, para junto con el aporte de fuentes renovables como la eólica cubrir las necesidades de abastecimiento.
Para la producción de energía térmica (su participación es de solo 5% en el año) se está utilizando mayormente el ciclo combinado a gasoil de la central Punta del Tigre que tiene un costo de generación de US$ 108 MWh (megaWattio/hora).
Pero el ciclo combinado tiene como contrapartida que se está empleando para atender demanda de Brasil hacia donde se está exportando en promedio a US$ 150 MWh. Solo en octubre y noviembre se colocaron 245 mil MWh en el mercado norteño a través de Melo y Rivera, el 80 % de lo vendido en todo el año. Esa operación permite que UTE genere ingresos.
“Brasil tiene los lagos bajos. De alguna manera eso nos está permitiendo poner en operación el ciclo combinado que es una máquina que entró a mediados del año pasado. Hasta ahora no habíamos tenido muchas oportunidades para despacharla y probarla. Tenerla operando y ver los problemas que aparecen tiene un valor importante para el despacho”, explicó a El Observador el gerente de ADME, Ruben Chaer.
Cuando la necesidad de respaldo para la demanda del mercado interno es por pocas horas se utilizan otras máquinas del sistema (turbinas de ciclo abierto y motores) cuyo costo de generación es de unos US$ 150 MWh. Ello porque el ciclo combinado requiere un proceso técnico de casi seis horas para su encendido.
“Está todo dentro de los escenarios previstos y encima nos damos el lujo de estar exportando”, señaló Chaer.
