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Creció demanda de energía y eólica ayudó a que costos no se disparen
El primer semestre del año se fue con un crecimiento en el consumo de electricidad que alcanzó el 3,6% en la comparación interanual. Esa tendencia lleva a pensar que en 2018 volverá a crecer la demanda del mercado interno tras la caída observada en 2017.
El consumo de electricidad disminuyó 3,2 % el año pasado tras 13 años de crecimiento ininterrumpido. Un informe de la consultora SEG Ingeniería da cuenta que si bien no se disponen de estudios al respecto, parece ajustado suponer que la incidencia del factor climatológico (temperaturas más cálidas), sumado a la incorporación de tecnología LED en iluminación, la promulgación de políticas de ahorro energético y el crecimiento de la autogeneración fotovoltaica explicarían el comportamiento de la demanda en contexto de crecimiento de la economía.
El año 2017 fue el año más cálido desde que se tiene registros. La temperatura media fue de 18,8° y se ubicó 1,4° por encima de la normal, según publicó el semanario Búsqueda en febrero en base a datos de Mario Bidegain.
Hasta ahora, el 2018 muestra un mayor consumo en el acumulado anual con picos en enero, mayo y junio. Los últimos días del otoño y los primeros del invierno no fueron tan cálidos y el frío se hizo sentir. Eso llevó a que los hogares recurrieran con más asiduidad al encendido de estufas, calefactores y aires acondicionado.
La mayor demanda de electricidad se produce en un contexto donde energías renovables como la eólica muestran una mayor participación. La generación de los molinos creció 30% en el año y es el 40% de lo producido por todo el sistema (ver gráfica).
Aunque las represas hidroeléctricas siguen siendo la principal fuente de generación su producción disminuyó 26% en el año. Esa retracción es cubierta con eólica, fotovoltaica y respaldo térmico. La energía generada por este tipo de centrales subió 120% respecto a 2017, pero su participación en el total de la energía comercializada es marginal y alcanzó apenas el 4% en el período enero-junio.
En marzo y abril Uruguay también volvió a importar energía desde Argentina, cosa que no hacía desde 2015. Si bien se podría haber despachado algunas de las centrales térmicas para cubrir un tramo de la demanda, dado que no se disponía de agua y viento en cantidades suficientes, resultó más conveniente desde el punto de vista de los costos operativos hacer uso de la oferta realizada desde la vecina orilla.
El costo de abastecimiento de la demanda para 2018 es de unos US$ 692 millones. De esa cantidad alrededor de US$ 150 millones son para contingencias de gasto por el encendido del parque térmico. En lo que va del año se llevan gastados por este concepto unos US$ 35 millones si se toma un costo promedio de unos US$ 150 MWh, según cálculos de El Observador. El resto de lo presupuestado es para el pago de contratos de eólica, biomasa y solar que UTE tienen con agentes privados.
Exportación suspendida
Uruguay tenía previsto vender excedentes de energía a Brasil esta semana, pero por problemas en una máquina de la central de Candiota la exportación se cerró al menos hasta la semana próxima, según publicó la Administración del Mercado Eléctrico (Adme).
La zafra de exportación para los excedentes uruguayos se concentrará principalmente durante la primavera para atender la demanda del sureste brasileño.
En lo que va del año se vendieron 105.500 megawatt/hora (MWh) a un precio promedio de unos US$ 80. Ese volumen es cuatro veces mayor al registrado en igual período del año pasado con la salvedad que en 2017 se comercializó recién a partir de mayo cuando quedó operativa la conversora de Melo.
Los ingresos por exportaciones junto con la reducción de los costos de generación hasta ahora no han repercutido en una disminución de las tarifas que pagan los consumidores. El precio residencial a junio fue de US$ 272 MWh y está por encima del precio al que se comercializa en Chile, Brasil, Argentina y Paraguay, según SEG Ingeniería.
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