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La central Punta del Tigre produce gran parte de la energía exportada.

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Exportación de energía a Brasil tiene tela para rato y le puede dar una mano al gobierno con las tarifas de UTE y Ancap

La escasez de lluvias en Brasil seguirá hasta mitad de 2022 y la recuperación de embalses podría demorar hasta dos años, según experto. Esta situación permite al gobierno estudiar una rebaja de tarifas del ente energético y favorece a los combustibles 

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13 de noviembre de 2021 a las 05:04

En setiembre el presidente de Brasil, Jair Bolsonaro, invitó a sus compatriotas a usar escaleras en lugar de ascensores, a apagar luces que no necesiten e incluso a ducharse con agua fría. Todo para moderar el consumo de energía eléctrica. El país vecino atraviesa la peor crisis hidrológica desde 1930, con represas que los últimos siete años recibieron un volumen de agua por debajo del promedio histórico.

Las dificultades del país vecino llevaron a que en Uruguay las exportaciones de energía con destino a ese mercado crecieran de manera exponencial a partir de junio. El mayor dinamismo de las ventas se refleja en las ganancias de UTE, que prevé cerrar el año con ingresos extraordinarios por unos US$ 180 millones.

En base a esos números favorables, tanto desde la coalición multicolor como desde la oposición se ha comenzado a reclamar un abaratamiento de las tarifas de electricidad en el mercado interno. En filas del oficialismo hay mesura, se insiste con que es una situación coyuntural, y se prevé analizar el tema en diciembre cuando se hagan las previsiones para 2022.

El otro gran beneficiado ha sido Ancap, como proveedor del gasoil que UTE utiliza para la generación de la energía térmica en la central de Punta del Tigre. En los últimos dos meses el Poder Ejecutivo apeló a esas ganancias para congelar el precio de los combustibles y no trasladar la suba del petróleo.

Conversora de Melo.

Una mirada desde Brasil

Hoy vale preguntarse hasta cuándo el déficit energético brasileño favorecerá las arcas públicas de Uruguay.  En diálogo con El Observador, el profesor del Instituto de Energía y Ambiente de la Universidad de San Pablo, Pedro Luiz Côrtes, explicó que en lo inmediato se prevé un retorno del fenómeno climático de La Niña, con “las mismas condiciones” de sequía que hubo en el segundo semestre del año pasado y el primer semestre de este año.

“Tuvimos una primavera más lluviosa en su inicio, pero estas lluvias se han reducido. El período primavera verano 2021-2022 será con lluvias abajo del promedio climático, y obviamente no serán suficientes para recuperar el nivel de los embalses”, afirmó.

“También tenemos una condición específica en la región central de Brasil donde los embalses dependen mucho de las lluvias que vienen de Amazonia y que se han reducido en los últimos 10 o 12 años por la desforestación que sigue adelante. Eso está ocurriendo y no creo que pueda cambiar. Podemos ver alguna pequeña recuperación en este verano, pero la situación continuará”, añadió.

¿Cuánto tiempo llevará una recuperación adecuada del nivel de los embalses? Côrtes respondió que se precisaría “cerca de un año y medio a dos años”, y con precipitaciones “arriba del promedio” a lo largo del período. Hoy no hay un pronóstico para “poder afirmar” que “el retorno de las lluvias más intensas” pueda ocurrir en el segundo semestre de 2022, explicó.

¿Cuál es la perspectiva del sistema eléctrico brasileño en el mediano plazo? Según el experto, “esta condición de sequía seguirá hasta la mitad del próximo año. No tenemos condiciones para decir que va a pasar después de agosto del próximo año”, dijo el experto.

“Creo que seguiremos comprando mucha energía de los vecinos, desde que obviamente los vecinos tengan condiciones de atendernos. La recuperación del sistema hidroeléctrico de Brasil va a demorar algún tiempo. Hasta la mitad del año próximo no va a cambiar drásticamente”, proyectó Côrtes.

En una línea similar,  una fuente del mercado eléctrico local dijo a El Observador que el problema en Brasil “no es estructural, sino más bien  debido a la sequía extrema”. Pero aclaró que “eso no quiere decir que se vaya a solucionar en un rato”. Según explicó, la temporada de lluvias en la región sur-sureste es el verano, pero “es probable que no sea suficiente para llenar los reservorios”.

Esa también es la línea de información que se ha trasmitido hasta ahora desde el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) a Uruguay, según supo El Observador. Sobre esos datos, a nivel oficial hoy se prevé que el país vecino siga comprando por lo menos hasta el verano próximo.

Lejos de normalidad operativa

Durante la última reunión de la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión de la Hidroenergía de Brasil celebrada a principio de noviembre, se destacó que en comparación con octubre de 2020, hubo “un aumento significativo” de las precipitaciones que “contribuyeron a una mejora” en el almacenamiento de agua, incluso en la parte central de Brasil.

Pero también se mencionó que las condiciones del suelo aún son bastante secas, lo que incide en la transformación de la lluvia en caudal, es decir, en los volúmenes de agua que llegan a los embalses del país, según informó el Ministerio de Minas y Energía.

En tanto, la ONS presentó las condiciones y perspectivas del servicio para los próximos meses. Allí consideró que, a pesar de la mejora en las condiciones del servicio de energía eléctrica, tanto para 2021 como para 2022, “la situación está lejos de caracterizar la normalidad operativa”.

Melo, Rivera y Salto Grande

Las ventas de exportación representaron ingresos por unos US$ 450 millones al cierre de octubre. La comercialización se ha dado de manera ininterrumpida desde enero, pero cobró fuerza especialmente a partir de julio. La transferencia energética se hace por la estación conversora de Melo-Candiota, que permite un trasiego por una potencia de hasta 500 MW y por la conversora de Rivera (70 MW). También hubo operaciones vía Salto Grande, por ejemplo en setiembre, con ventas de energía a Argentina que luego tuvieron como destino final el país norteño.

Además del aumento significativo en el volumen comercializado, en el último año han mejorado  las formas de intercambio, con un mecanismo que ahora es más flexible. En la actualidad se hace una oferta semanal, pero Brasil toma a partir de volúmenes y precios que se ajustan todos los días en función de la disponibilidad que tenga Uruguay.

Tarifas “congeladas” y “torta de ganancias”

Esta semana, en entrevista con En Perspectiva de Radiomundo, el jerarca dio un paso más, y afirmó que hay condiciones para considerar mantener los precios. ¿Cuál es su razonamiento? Este año la inflación cerrará entre 6% y 7%, por lo que en teoría eso abría que cargarlo en la tarifa. A grandes líneas, cada punto de aumento son unos US$ 16 millones. Si se multiplica por 6 o 7 se llega a una cifra cercana a US$ 120 millones, que “coincide” con las utilidades por las ventas al exterior, explicó el economista. Desde su punto de vista, ese debería ser el “plan A”.
También la directora por el Frente Amplio, Fernanda Cardona, se pronunció al respecto. En una entrevista con AM Libre, Cardona afirmó que las ventas de energía a Brasil “no son coyunturales”.
“Podemos planificar que UTE pueda seguir vendiendo a estos niveles, por lo menos dos o tres años más. Si UTE antes de tener torta de ganancias ya podía tener un criterio de no ajustar las tarifas por encima del IPC y lo logró durante más de 10 años, ahora tiene más que eso. Llegó el momento, ahora sí, de bajar la tarifa a la gente. Pero no a los malla oro, sino a la gente de a pie”, señaló.
 

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