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Economía y Empresas > Energía eléctrica

Generación de represas se desploma 60%: ¿cómo le pega a los costos de UTE?

Importaciones desde Argentina permiten ahorro de US$ 10 millones por menor uso de térmica; también comenzó a ingresar energía desde Brasil

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25 de abril de 2020 a las 05:00

La falta de lluvias en Uruguay y otras zonas de la región se hace sentir en la producción de energía eléctrica. 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 es 60% inferior en comparación al año pasado.

En un escenario de sequía prolongada como el actual, donde  se requiere cuidar al máximo el recurso agua,  lo normal sería recurrir a la utilización de generación térmica, para junto con el aporte de fuentes renovables como la eólica cubrir las necesidades de hogares y empresas. Sin embargo, hasta ahora eso no ha ocurrido en la magnitud que podría imaginarse.

El descenso de la demanda en Argentina ha posibilitado la importación de energía a US$ 70 MWh (megaWattio/hora) promedio, un precio más barato que cualquiera de las fuentes de generación térmica que hoy podrían despacharse en el país. Esas compras se han utilizado para cubrir tramos puntuales de la demanda local, que de otra forma se tendrían que atender con generación térmica y a costos operativos bastante por encima de los US$ 100 MWh. 

En el acumulado anual, se llevan adquiridos 288.700  MWh a la vecina orilla, que implican un ahorro de alrededor de US$ 10 millones en comparación a si se hubiera tenido que utilizar gasoil para generar esa energía.

Además, en la última semana se comenzó a importar energía desde Brasil. Tiempo atrás cuando se realizaron pruebas para la puesta en funcionamiento de la conversora de Melo, Uruguay envió energía al país norteño, que tuvo costos inferiores a US$ 20 MWh. Como Brasil está teniendo muy buena disponibilidad de agua en la parte norte del territorio -incluso registra vertimientos en algunos embalses- ahora está devolviendo energía de las pruebas. Esa producción tiene costo cero para Brasil y a Uruguay le viene bien porque evita tener que comprarle en mayor cantidad a Argentina. Hasta este viernes  habían ingresado al sistema 15.000 MWh de un saldo aproximado de 30.000 MWh que se tienen a favor.

El gerente de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), Ruben Chaer, explicó a El Observador que se está utilizando el agua solo cuando  “es estrictamente necesario”, y en la medida de lo posible se prefiere importar.

“El río Uruguay está con poca  hidraulicidad y sigue con promedios bajísimos de aportes. Salto Grande en los días venideros tiene 600 metros cúbicos de aporte cuando lo normal es el doble o el triple de eso. Y en Bonete también estamos con la cota muy baja. No queremos bajarla más para tener una reserva por cualquier evento importante en el sistema”, explicó Chaer.

En este último caso los aportes están en el orden  de 20 metros cúbicos por segundo de promedio, cuando lo normal para la época debiera ser entre 200 y 400 metros cúbicos. Recién para dentro de 7 días los aportes subirían a 80 metros cúbicos.

En tanto, la generación eólica tiene un comportamiento normal (crece 14% interanual), al margen de bajas puntuales de producción que ocurren comúnmente en horas del mediodía y en jornadas de mucha claridad, explicó el experto. Cuando eso pasa se tienen que despachar otras fuentes para llegar a las potencias requeridas. En lo que va de abril el 26% de la demanda fue abastecida con energía importada y solo el 0,2% con térmica. Se completa con eólica (50,2%), biomasa 10,2%, hidráulica (9,6%) y solar (3,8%), según datos de ADME.

¿Se puede aprovechar la baja del petróleo?

Vale preguntarse qué ocurrirá si la falta de lluvias se extiende por el resto del otoño e incluso hasta el arranque del invierno cuando suele incrementarse el consumo en los hogares.  Los primeros fríos llevarán a que suba la demanda en Argentina y con ello  seguramente aumentarán los precios de importación. Si hay ofertas será de energía generada con otras máquinas y a un costo superior  del que tienen hoy los ciclos combinados a gas que Uruguay está aprovechando.

En ese escenario,  lo más probable es que se tenga que utilizar en mayor medida la generación térmica de ciclo combinado. También está la posibilidad del ciclo combinado a gas, aunque al día de hoy no es posible despachar esa opción porque no hay acuerdos vigentes con Argentina para que UTE puede disponer de ese energético importado.

En el primer semestre se utilizará gasoil al precio actual. Si las necesidades del sistema eléctrico aumentaran la demanda de este producto, la baja del petróleo podría aprovecharse para abaratar la generación térmica recién en el segundo semestre, cuando Ancap realice nuevas compras de crudo o recurra a la importación de gasoil, si es que se paraliza la producción en la refinería de La Teja.

“Cuando optimizamos la operación simulamos 1.000 historias posibles de lo que va a pasar. Esto está dentro de los escenarios simulados y estamos navegando dentro de lo esperado. Lo único es que nos está saliendo un poco más barato, porque circunstancialmente estamos importando algo que íbamos a generar con combustible”, afirmó Chaer.

La sequía también se refleja en las exportaciones que suman solo 128.000 MWh por la menor disponibilidad de excedentes y menores requerimientos de la región.

Efecto Covid-19 en la demanda
Si se considera la evolución de la potencia demandada para dos semanas de marzo con una temperatura media similar cercana a los 23,4ºC,  se ve el efecto de los cambios por coronavirus. En la cuarta semana la demanda eléctrica cayó 11% respecto a la primera, o sea unos 151 MW menos, equivalentes a los 152 MW de potencia instalada de la represa de Rincón del Bonete, según SEG ingeniería.

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