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Los parques eólicos comenzaron a instalarse desde 2009.

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Los molinos eólicos y un paso necesario para superar las crisis energéticas

En poco más de una década el país cambió radicalmente su matriz de generación eléctrica y logró estabilizar el costo de abastecimiento de la demanda

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06 de junio de 2021 a las 14:19

"Estamos esperanzados en que el mes de junio traiga alguna lluvia, para que ayude a la represa del río Negro a juntar un poco más de agua”, afirmó el presidente Jorge Batlle el 26 de mayo de 2004, tras el Consejo de Ministros. La capacidad de generación de las represas hidroeléctricas estaba comprometida, y el precio del petróleo utilizado para alimentar las centrales térmicas escalaba a valores de US$ 42, niveles poco habituales para la época. Con la crisis de 2002 a cuestas, el camino de la recuperación lidiaba con otro obstáculo: la crisis energética.

Este tipo de vulnerabilidades se repitió en episodios como el de 2008. Uruguay padeció una sequía que lo dejó al borde del colapso energético, y los apagones programados estuvieron a punto de regresar. Ese año la volatilidad de los mercados internacionales disparó el barril de petróleo a US$ 147 y complicó todavía más la ecuación. El abastecimiento de la demanda también tuvo dificultades en 2006 que se superaron con importaciones desde Argentina y Brasil; o más cerca en el tiempo, como cuando en 2012 el costo de abastecimiento de la demanda se disparó a US$ 1.200 millones.

Unos pocos ejemplos alcanzan para ver que la diversificación de la matriz energética nacional era pobre, y que la necesidad de sumar fuentes autóctonas –en especial renovables– se hacía impostergable. Ese camino posibilitaría disminuir la dependencia del clima y el petróleo importado, además de reducir los costos y ampliar la oferta. Las expectativas de crecimiento económico y social tenían asociada una demanda mayor de energía que hasta ese entonces no estaba respaldada por una planificación capaz de poder satisfacerla de manera segura.

El punto de partida

La serie histórica de datos muestra que en los primeros cinco años de la década de 1990, la potencia total del parque de generación se expandió 30%, y pasó de 1.571 megavatios (MW) a 2.085 MW. Ese crecimiento estuvo basado en la incorporación de potencia de origen fósil e hidráulica -Uruguay pasó a hacer uso del 50% de la potencia instalada de Salto Grande-. De ahí en más no hubo cambios significativos hasta pasado el 2005.

El cambio que procesó la matriz tuvo como componente clave la inversión privada. Uruguay dio los primeros pasos en 1997 con la aprobación del marco regulatorio del sector eléctrico -ley 16.832-, que entre otras cosas,  habilitó la participación de agentes privados en el mercado por la vía de la generación. Y fue recién, entrada la década del 2000, que los nuevos jugadores entraron a la cancha.

Los nuevos jugadores

En 2008 la planta de celulosa de la ex Botnia (hoy UPM), comenzó a generar energía a partir de biomasa. También en ese año la Dirección Nacional de Energía presentó al Poder Ejecutivo una propuesta de política energética global con una mirada de largo plazo. Dos años después se creó la Comisión Multipartidaria de Energía en el Parlamento, que fijó las primeras metas en energías renovables con la incorporación progresiva de 300 MW de origen eólico y 200 MW de biomasa.

El camino que se eligió fueron los llamados públicos, a partir de las cuales se firmaron acuerdos de largo plazo -20 años- con generadores privados, y en los que UTE aseguró la compra de la totalidad de la energía que se inyectara a la red. La empresa pública también desarrolló emprendimientos propios y en asociación con inversores privados.

En algo más de una década la potencia total instalada trepó a 4.900 MW,  con la instalación de 2.200 MW de energías renovables y un destaque especial del viento. Los parques eólicos se multiplicaron por todo el país y superan los 1.500 MW –muy por encima de lo proyectado inicialmente-.

Los datos oficiales también muestran una estabilización de los costos de abastecimiento. El costo medio en la primera mitad de la década  fue de US$ 1.100 millones y actualmente varía entre US$ 400 y US$ 600 millones. Las estimaciones de UTE apuntan a que en caso de producirse una sequía el costo implicaría unos US$ 100 adicionales.

El cambio procesado hace que hoy el país disponga hoy de energía abundante para atender sin problemas la demanda interna, y que cuente con excedentes para comercializar a Argentina y Brasil cuando existe interés de estos países.

Lo que viene

La nueva foto del sistema eléctrico no está exenta de polémica. Una discusión habitual es si la capacidad instalada que tiene el país es superior a sus necesidades actuales. Ahí es cuando la palabra sobreinversión aparece en el debate público. También se apunta al peso que ganó la generación privada, y a los precios de venta de los excedentes a la región. En la otra vereda hay quienes defienden la planificación realizada y los cambios en la matriz eléctrica considerando que es mejor que sobre y no que falte energía.

Pero más allá de todo eso, el desafío principal pasa por aprovechar lo mejor posible la infraestructura disponible. Hoy hay esencialmente dos caminos: uno a través de un mayor consumo interno fomentado por menores precios y apoyado también en nuevos usos, como la movilidad eléctrica. Y el otro es la exportación, por la vía de precios que sean rentables.

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