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El cisne negro de UTE, la suba del petróleo y un “alivio” para Ancap
Un cisne negro. Así han llamado en UTE a las exportaciones récord de energía eléctrica a Brasil que se concretaron sobre el cierre del año pasado, y que fueron la principal explicación para que la empresa pública terminara el año con ganancias que orillaron los US$ 400 millones.
El arranque de 2022 fue muy distinto, y al menos por ahora la llegada de otro cisne negro parece una posibilidad lejana. Las lluvias en Brasil hicieron que la demanda del vecino norteño se apagara, y el comercio hoy se limita casi exclusivamente a ventas puntuales que se realizan hacia Argentina en horas de la madrugada.
Hay otro punto que también se sumó al escenario a partir de febrero y es el encarecimiento del petróleo. La fuerte volatilidad de los precios internacionales tras el comienzo de la guerra entre Rusia y Ucrania, llevó a que en marzo UTE decidiera limitar su oferta exportable únicamente a excedentes de energías renovables (eólica mayormente). Es decir, no se utilizan usinas térmicas a gasoil con este fin y se reserva su encendido únicamente para cubrir necesidades del mercado interno.
“Estamos siendo cautelosos guardando los embarques que ya le habíamos pedido a Ancap y los que vienen para la demanda interna. Y estamos reviendo para determinar precios que tengan un margen de seguridad frente a esta volatilidad tan grande que hay. Después veremos si ofertamos, y si los vecinos tomarán o no, pero como forma de precaución no estamos ofreciendo energía térmica”, dijo a El Observador la presidenta de UTE. Silvia Emaldi.
Las compras no planificadas, un problema para Ancap
El cambio de escenario también significa que el volumen de gasoil que demanda UTE haya disminuido sensiblemente en comparación a meses anteriores. En la interna de Ancap esto se visualiza con “un alivio”, dada la coyuntura internacional de precios altos y poca oferta, sumado a las condiciones de venta y precio que están vigente por decisión del Poder Ejecutivo.
Uruguay no tiene contratos firmes de exportación de energía, por lo que las compras de UTE para abastecer necesidades regionales puntuales son difíciles de planificar con anticipación.
Una fuente de Ancap explicó a El Observador que en general una compra que no está planificada “es un problema”, porque se “paga más cara”, y más en estos meses marcados por la incertidumbre. “Te arrancan la cabeza porque el mercado sabe que estás apurado. (…) En este momento si tuvieran que exportar (por UTE) hasta podríamos decirles; ‘aguantá la mano porque no estás obligado a hacerlo”, relató.
La dificultad de fondo está en el precio al que Ancap vende el gasoil a UTE y que lo define el Poder Ejecutivo. Hoy ese valor es inferior al valor que tiene que pagar Ancap en el mercado internacional cuando tiene que importar, por lo que en la petrolera se considera que por esa vía se está “subsidiando” el combustible, y al mismo tiempo se está dejando de ganar dinero.
Por ejemplo, en el primer trimestre de año Ancap le vendió a UTE gasoil 50S a $ 32,42 más IVA por litro. El valor de ese combustible en Houston era de US$ 1,1 por litro, a lo que se debe agregar el costo de traerlo. Así la brecha entre el precio actual y el que Ancap pretende cobrar a UTE (entre $ 44 y $ 48 por litro) es de entre $ 10 y $ 15 (más de 30%), había informado Búsqueda semanas atrás. Este punto es un viejo reclamo del ente petrolero.
En el primer trimestre de 2022 Ancap vendió a UTE alrededor de 150 mil metros cúbicos de gasoil, y a precios que variaron entre $ 31 y $ 34 el litro aproximadamente, según datos a los que accedió El Observador. Ese combustible fue utilizado por UTE exclusivamente para abastecer demanda interna.
El año pasado la demanda de combustible de la empresa estatal se multiplico por 16 en comparación a 2019 y representó ingresos extraordinarios por US$ 56 millones para el ente petrolero, según el balance presentado la semana pasada.
Hoy en la agenda bilateral con Brasil se analiza la posibilidad de aumentar los intercambios eléctricos para que no solo ocurran en los momentos de estrés de los sistemas; sino que fluyan en forma sostenida mejorando el uso de la infraestructura existente. Tener demanda asegurada ayudaría a planificar la generación y también a reducir costos.
Argentina el principal mercado
Entre enero y marzo las ventas de energía a la región sumaron US$ 43 millones. Argentina lideró las compras con unos US$ 37 millones. La particularidad es que desde octubre pasado los valores de comercialización a ese mercado están por encima de los US$ 80 MWh. En el pasado Argentina pagó energía excedente uruguaya a precios inferiores a US$ 30 MWh.
Brasil totalizó compras por apenas US$ 5,8 millones. Actualmente este país no ha tomado las ofertas semanales que ha realizado Uruguay a US$ 80 MWh. Emaldi explicó que para el segundo trimestre probablemente el ritmo de las exportaciones no tendrá grandes cambios.
En la medida que las lluvias recuperen niveles normales se podría contar en meses siguientes con excedentes de generación hidráulica, y no solo de eólica. Hacia mitad de año es probable que Argentina requiera más cantidad de energía. La presidente de UTE explicó que como “nevó poco” el año pasado, el agua de deshielo va a ser menos en las centrales hidroeléctricas de las provincias del sur y hay una previsión de que podrían incrementar las necesidades de energía de Uruguay.
Los pronósticos apuntan a que en el período abril-mayo, la represa de Salto Grande volvería a los niveles de producción habituales que hace dos años que no tiene. Eso también ayudará a un abaratamiento del costo de generación para demanda interna, en la medida que se tenga que recurrir menos al parque térmico.
"El juego de la mosqueta"
