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Gobierno busca cómo aprovechar excedentes de energía eléctrica por US$ 138 millones
“Esta administración pretende que las empresas y las familias accedan a la energía a precios convenientes y con los máximos impactos positivos en términos medioambientales. (…) Hemos tenido un gran avance en términos de generación y de cambio de la matriz energética. El debe aún es pasarlo a precio y que ese precio sea más acorde a la realidad y se pueda hacer más competitivo”, afirmó este jueves el director Nacional de Energía, Fitzgerald Cantero, al presentar los principales lineamientos del gobierno en materia energías renovables, eficiencia y movilidad sostenible. El Ejecutivo dice que hay un excedente de unos US$ 140 millones de energía que actualmente no se está utilizando.
Hoy Uruguay dispone de energía abundante y los costos de generación son sustancialmente más bajos que en el pasado. Tomando en cuenta ese escenario, Cantero explicó que se necesita generar un aumento “muy fuerte” de la demanda. Las autoridades trabajan en una modificación de las estructuras tarifarias como forma de facilitar un aumento del consumo”, según señaló el jerarca en una conferencia virtual organizada por la Cámara de Comercio e Industria Uruguayo Alemana.
Sobre fin de año estará pronto un estudio en donde se va a “transparentar toda la estructura de costos” de generación, trasmisión y distribución, explicó. “Estamos planteando una revisión de las tarifas. Obviamente, que con la instalación de los medidores inteligente nos aporta insumos muy importantes para establecer cómo se consume la energía y cuáles son las formas más eficientes de consumirla. Y de ese modo poder mejorar el precio”, insistió.
Otra de las apuestas para incrementar el consumo pasa por el crecimiento de la flota de vehículos eléctricos. Esa opción no solo aumentaría la demanda, sino que concentraría el consumo en la noche cuando se realiza la carga de los vehículos y hay mayor cantidad de excedentes de energía eólica no utilizables. En esa dirección, se piensa en que los subsidios hoy disponible para la compra de ómnibus y taxis lleguen a todo el país y no queden concentrados únicamente en Montevideo y el área metropolitana.
También se quiere fomentar el uso de vehículos eléctricos pensados para el transporte particular en áreas urbanas, es decir de pequeñas dimensiones, con velocidad limitada y con una autonomía de unos 100 kilómetros. Cantero explicó que el acuerdo Mercosur-Unión Europea puede ser un “acelerador” de las inversiones privadas, pensando en la instalación de plantas de producción de vehículos o autopartes de coches eléctricos en el país.
Una tercera alternativa es la introducción de procesos productivos intensivos en uso de energía eléctrica. En ese sentido, se está explorando que aquellas industrias que necesitan generar vapor para puedan pasar a generarlo en base a electricidad y pagando un precio bonificado cuando hay excedentes. Una cuarta vía es el fomento de la automatización productiva asociada a un incremento del consumo de energía.
“Falta de calce”
La capacidad instalada con la que cuenta el país luego de las inversiones realizadas en la última década es superior a las necesidades actuales. De hecho, en los últimos tiempos hay expertos que han hablado sobre la existencia de una sobreinversión en el sector. Por ejemplo, han manifestado que las inversiones en generación eólica se deberían de haber realizado de manera más escalonada y no tan concentradas en el tiempo. Ese debate no es nuevo y tiene ya unos cuántos años. En el gobierno anterior autoridades y técnicos defendían la planificación realizada y los cambios en la matriz eléctrica considerando que es mejor que sobre y no que falte.
Cantero explicó que el gran desafío que se tiene hoy es la “falta de calce” que existe entre oferta y demanda. La generación eólica y fotovoltaica depende del viento y del sol, por lo que son variables fuera de control. Eso hace que la evolución horaria de la demanda de energía eléctrica no se corresponda con el perfil de generación. Hay momentos del día en que la generación de estas dos fuentes excede la demanda y si no se puede colocar en Argentina y en Brasil se pierde.
Un segundo factor es que las energías eólicas, fotovoltaicas e hidroeléctricas son altamente dependientes del clima. Por ello es necesario tener un exceso de capacidad para afrontar eventuales escenarios de sequía. Cuando eso no ocurre hay excedentes, pero el problema es que ese excedente no puede afectarse a atender una demanda de carácter estructural, porque si se hiciera cuando hubiera sequía los destinatarios quedarían desabastecidos, salvo que se recurra al respaldo térmico, explicó.
El tercer origen de ese descalce es la sobrecontratación en generación. El plan del acuerdo multipartidario de 2010 preveía entre 300 megavatios (MW) y 500 MW de eólica. Entre contratos privados y parques propios de UTE se agregaron 1.500 MW aproximadamente, sin incluir Montes del Plata y las plantas fotovoltaicas. Según el jerarca, este problema “se ve agravado” por el contrato suscripto por el gobierno anterior con UPM para comprar el 100% de los excedentes de energía que generará la segunda planta de la multinacional finlandesa durante 20 años. Su precio aproximado será de US$ 72,5 MW/h y esa energía representará el 8% de la oferta actual. Como cuarto elemento se refirió al creciente peso de la generación privada para autoconsumo que hoy alcanza el 12% de la oferta total de energía eléctrica.
Hoy el país cuenta con un excedente estructural anual que equivale a 2 millones de MW. Si se toma el precio más bajo que es el de la energía eólica, son US$ 138 millones, explicó el jerarca.
Según Cantero, el exceso de oferta se ve “agravado” por los precios y plazos estipulado en los contratos de adquisición de energía eléctrica de UTE a privados hoy vigentes. Actualmente se está pagando un precio promedio de US$ 69 MWh por energía eólica, US$ 97 MWh por fotovoltaica y US$ 93 MWh por biomasa.
Según dijo, los precios que se pagan contrastan con una “dramática disminución” en el precio de generación de las energías renovables, como consecuencia del avance tecnológico y la maduración de los sectores. “Esta caída agrava sus repercusiones cuando se toman en consideración los plazos de los contratos establecidos que son a 20 años en eólica, a 30 años en fotovoltaica y en biomasa de 12 años”, apuntó.
Interconexión
Por otro lado, Cantero señaló que actualmente los excedentes de energía que se logran colocar en la región se venden a precios más baratos en comparación a cuando se importa, por lo que es necesario mejorar los términos de intercambio.
Por ejemplo, este año se importó a unos US$ 65 MWh desde Argentina y se exportó a US$ 13 MWh hacia la vecina orilla, y a US$ 48 MWh a Brasil. “Puede que esta diferencia de precios se explique en parte por importaciones en horas pico versus exportaciones de excedentes en horarios de baja demanda, pero aun con esos ajustes el resultado es el mismo. Compramos a un precio promedio bastante más alto que el precio al que vendemos”, afirmó.
