El ajuste en las tarifas de UTE y los entretelones de cómo se llegó al 5%

A comienzo de diciembre y como ocurre todos los años, los equipos técnicos de la empresa elevaron al Directorio una propuesta de ajuste que estaba en el orden de 6,73%. A esa cifra se llegó luego de analizar los costos de las empresas  y el impacto de distintas variables macroeconómicas, como la inflación, el dólar, los salarios y el petróleo.

Además de ese primer estudio, el Directorio de UTE  había solicitado que se estudiara la viabilidad de escenarios alternativos, entre ellos, uno que contemplara una corrección más moderada de 5% en el paquete de tarifas que la empresa hoy tiene disponibles.

Con esa información sobre la mesa comenzaron las reuniones de intercambio con técnicos de  la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP), y los ministerios de Economía e Industria, para afinar los números. Finalmente el Poder Ejecutivo avaló la segunda propuesta del ente, que fue aprobada por mayoría en el Directorio, con el voto negativo del Frente Amplio.

La planificación financiera sobre la que está basado el ajuste de 5% toma en cuenta que en 2021 el ente vuelque menos utilidades a Rentas Generales, en comparación a 2020. Este año la transferencia será de  US$ 61,5 millones, algo menos de la mitad que el ejercicio anterior, cuando hubo aportes a la caja del Estado por US$ 130 millones.

“Eso, más el análisis que hizo el Directorio y el Poder Ejecutivo de la situación de pandemia, y la mirada de que la empresa tiene que seguir haciendo para lograr más eficiencia en nuestros costos -entre ellos bajamos los gastos gestionables-, llevó a que se terminara aprobando”, dijo a El Observador la presidenta de UTE Silvia Emaldi.

Días atrás fuentes del Poder Ejecutivo consultadas por El Observador admitieron que el porcentaje es “exigente” para los números y proyecciones de la empresa para el nuevo ejercicio.

La incertidumbre de la sequía

Para 2021 el costo total de abastecimiento de la demanda se estableció en US$ 762 millones. En particular este año uno de los puntos que cobró algo más de relevancia en la planificación es la cantidad de fondos que podrían tener que llegar a  volcarse para el encendido del parque térmico.

Los distintos pronósticos internacionales indican una alta probabilidad de lluvias por debajo de lo normal en el primer trimestre, lo que genera algo de incertidumbre sobre el impacto en los costos de generación. El déficit hídrico hace que se tenga que cuidar el recurso agua, 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.

En los costos operativos están contempladas compras de combustible a Ancap por US$ 178 millones. En años anteriores se habían presupuestado entre US$ 70 y US$ 80 millones, que incluso en alguna oportunidad no se llegaron a ejecutar. “Se estima que volvamos a una situación de lluvias normales recién a partir de marzo o abril. El primer trimestre del año sigue siendo complejo para nosotros, igual que para el resto de las actividades del país”, afirmó Emaldi.

Dentro de ese escenario hay también un elemento positivo. La seca que afecta al sur de Brasil hace que el país norteño esté demandando grandes cantidades de energía durante toda la semana y eso representa ingresos para el ente. La energía se genera en la central de ciclo combinado a gasoil de Punta del Tigre y tiene un costo de generación de US$ 100 MWh (megaWattio/hora). Su precio de comercialización al exterior está en unos US$ 180 MWh.

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.

En los costos operativos se incluyen alrededor de US$ 500 millones para el pago de los contratos de eólicos, biomasa y solar que el ente tiene vigente con agentes privados.

Buscan retomar la importación de gas

Uruguay sigue sin poder importar gas desde Argentina. La posibilidad de contar con ese energético permitiría despachar el ciclo combinado a gas y haría más económicos los costos de generación térmica cuando se tiene que recurrir a esa fuente. En febrero Emaldi se reunirá con la subsecretaría de Hidrocarburos de Argentina  Maggie Videla. “Argentina en este momento está complicada, porque bajó mucho la producción. En enero lanzaron el plan gas para sumar más productores. Hay dos temas en agenda: la interconexión que se busca sea más simétrica, y el otro es la disponibilidad de gas”, afirmó la presidenta del ente.