En el primer semestre del año la producción nacional de energía eléctrica disminuyó 8% frente al mismo período de un año atrás. De acuerdo a las cifras oficiales la caída no fue generalizada por fuentes, sino que respondió esencialmente a un menor nivel de generación térmica en las centrales de UTE, que cayó casi 80% en esa comparación.
Emiliano Cotelo (EC): Con estos datos sobre la mesa, les proponemos analizar con más detalle la situación actual del mercado eléctrico uruguayo y de cuáles son los desafíos para los próximos años. Lo conversamos con el economista Pablo Rosselli, de la consultora Deloitte.
Romina Andrioli (RA): Pablo, si te parece, comencemos por repasar los principales datos del primer semestre.
Pablo Rosselli (PR): En los primeros seis meses del año la generación eléctrica alcanzó a 5.750 GWh, lo que supuso una caída de 8% en términos interanuales. Como recién decía Emiliano, el descenso fue particularmente intenso en el caso de las centrales térmicas, cuya producción conjunta cayó 76% respecto a enero-junio del año pasado. De hecho, esta fuente aportó sólo unos 80 GWh en el semestre… sólo un 1% de la generación total. En enero-junio también cayó la generación hidroeléctrica en las represas, que se contrajo un 15% en términos interanuales, pero igual aportó un 61% de la producción total.
Por otro lado, la generación eólica siguió subiendo a un ritmo fuerte, de casi 30% en la comparación interanual… y su peso alcanzó a 29% del total, llegando incluso a 35% en algún mes puntual.
RA – ¿Y qué pasó con las otras fuentes renovables?
PR – La energía solar también aumentó mucho, 20% interanual, pero es todavía incipiente. Si bien desde 2015 entraron en operación varias plantas fotovoltaicas de porte significativo, la producción en base a esta fuente es muy reducida, en torno a 1% del total. Y por último, siguió habiendo un aporte relevante de la producción de energía en base a biomasa… que aunque permaneció estable con relación a un año atrás igual contribuyó con un 7% del total. Allí es clave la biomasa forestal de las plantas de celulosa que operan en Uruguay, sobre todo de la de Montes del Plata en Colonia.
Si sumamos todo esto que venimos mencionando hasta ahora, en enero-junio el porcentaje total de abastecimiento eléctrico en base a fuentes renovables fue de 99%.
RA – Ahora, Pablo, ¿qué está sucediendo con las exportaciones? ¿Estamos vendiendo energía a la región?
PR – En enero-junio exportamos unos 465 GWh a nuestros vecinos, esencialmente Argentina. Este nivel equivale aproximadamente a un 8% de la generación total, pero igual pauta una caída interanual de 35%… y además es importante marcar que desde fines de mayo no ha habido nuevos envíos, lo cual es sumamente relevante si se tiene en cuenta que con la capacidad instalada luego de las inversiones realizadas nos está sobrando energía.
RA – Justamente sobre esto te quería preguntar… En la cuenta de Objetiva en Twitter ustedes marcaban el viernes que con la potencia instalada que tiene hoy Uruguay y la que aún está en camino las exportaciones a la región se vuelven clave. ¿A qué se están refiriendo concretamente? ¿Fue tan grande el aumento en la capacidad de generación?
PR – El mercado eléctrico uruguayo atravesó una transformación muy importante en la última década, que llevó a un aumento muy fuerte de la capacidad instalada y que hizo que pasáramos de ser importadores netos de electricidad a convertirnos en exportadores de excedentes.
En concreto, la potencia se duplicó durante los últimos diez años y actualmente supera los 4.200 MW. Ello vino de la mano del avance que tuvieron las energías renovables y por sobre todo la eólica, con un gran desarrollo de emprendimientos privados. Por poner algunos números, en 2009 había sólo dos parques eólicos privados volcando energía a la red y hoy son más de 30… y a eso le tenemos que sumar también la inversión en eólica que ha estructurado la UTE a través de fideicomisos que se financian con inversores en el mercado de capitales.
Si bien esto es positivo desde el punto de vista de la diversificación de nuestra matriz energética, lo cierto es que hay una holgura bastante grande en términos de capacidad instalada.
RA – ¿Por qué decís esto, Pablo? ¿Hubo una sobre inversión en generación, como se señala desde algunos ámbitos?
PR – El tema es así… Hoy tenemos una holgura importante en términos de capacidad instalada. En Uruguay tenemos una potencia instalada de 4.200 MW, que es muy superior a los picos de consumo, que rondan los 1.800 MW.
Tenemos que manejar, sin embargo, con mucho cuidado esa comparación… porque una parte sustancial de nuestra potencia instalada (el 70%) está constituida por fuentes variables (agua y viento)… Entonces, es lógico que precisemos bastante potencia instalada… Salto Grande, por ejemplo, tiene una capacidad de 945 MW… y sabemos que así como hay momentos de abundancia de agua hay momentos de sequía muy fuerte… Entonces, contar con una potencia de fuentes variables (y renovables) nos obliga a contar con mucha potencia instalada para evitarnos cortes de energía cuando no hay agua o viento.
De todos modos, coincidimos con otros analistas en que la potencia instalada de Uruguay hoy por hoy es realmente alta…
De hecho, aunque las centras térmicas son necesarias porque justamente funcionan como un respaldo “firme”, estas unidades terminan siendo realmente poco utilizadas. El peso de la térmica viene cayendo desde hace ya bastante tiempo… como decía al comienzo en lo que va del año viene representando solo un 1% del total producido, mientras que en 2016 había sido un 3% del total y en 2015 un 8%… y precisamente por eso es razonable pensar que la central de ciclo combinado de Punta del Tigre (cuya primera turbina ya está funcionando y que estará plenamente operativa a fines de 2018) probablemente será muy baja… en años normales, la generación térmica probablemente no pasará de 10% del total.
RA – Pablo, está claro el punto. Ahora, ¿qué tan problemática es esta aparente sobre inversión en generación?
PR – Este exceso de capacidad hace que UTE imponga restricciones operativas a los parques para que no produzcan electricidad en determinados momentos, más allá de que igual les termina pagando por esta energía no generada.
Recién mencionábamos que la energía eólica seguía subiendo, pero esto se debe principalmente al ingreso de nuevos parques en el sistema… porque en la mayoría de los parques de mayor antigüedad estamos viendo, de hecho, una caída en los volúmenes de energía volcados a la red… Esa reducción de la energía volcada a la red puede obedecer al efecto de esas restricciones operativas o a menos viento… pero no tenemos información pública para cuantificar cada efecto.
RA – ¿Y por qué ocurrió esa aparente sobre inversión en el sector? ¿Hubo un error de cálculo en el gobierno?
PR – Este no es un tema sencillo… Evaluar cuál es la potencia instalada óptima en cada momento del tiempo es una tarea compleja… por la magnitud de los proyectos que se desarrollan en este mercado, por el tiempo que transcurre entre que se aprueba un proyecto y su entrada en producción y porque las condiciones de mercado pueden cambiar rápidamente.
Recordemos por ejemplo lo que sucedió con el precio del petróleo, que pasó de más de 100 US$/barril a mediados 2014 hacia niveles de 45 US$/barril en sólo seis meses… Cuando el petróleo era así de caro, la inversión en energía eólica resultaba muy conveniente… Por otra parte, uno siempre podría argumentar en alguna medida que las inversiones realizadas en este mercado servirán también para responder a aumentos de la demanda en una perspectiva de más largo plazo.
Dicho esto, y aclarando que estamos leyendo el diario del lunes, a nuestro juicio habría sido deseable que las inversiones en generación eólica se hubieran implementado de forma escalonada… en lugar de concentradas en un período de tan pocos años… Tengamos en cuenta, por ejemplo, que el precio spot de la electricidad (que es el costo de generación de la última unidad a la que se debe recurrir para cubrir la demanda) se ha ubicado sistemáticamente en niveles bajos… promediando, de hecho, los 25 US$/MWh en lo que va de 2017. Podríamos tomar este precio como una referencia de cuál es el retorno que obtienen los últimos generadores en ingresar al sistema y concluiríamos entonces que se trata de niveles muy reducidos.
RA: – Y ante esta situación, Pablo, ¿cuáles son los caminos a recorrer a partir de ahora?
PR: – Acá tenemos dos perspectivas… A mediano/largo plazo, seguramente encontraremos formas de aprovechar esta capacidad de generación… Las tecnologías de almacenamiento de energía están avanzando y seguramente podremos utilizar la energía en cosas como vehículos eléctricos… sobre todo para aprovechar la generación en horarios de la noche, cuando hay menos demanda.
A corto plazo, la clave pasa por consolidar un flujo firme de ventas de energía hacia nuestros vecinos – Argentina y Brasil.
RA – ¿Y qué se necesita para que ello ocurra? Te lo pregunto porque Uruguay ya tiene interconexiones eléctricas tanto con Argentina como con Brasil…
PR – Es cierto, Romina. La capacidad de interconexión con Argentina a través de Salto Grande es muy importante, de unos 2.000 MW. En el caso de Brasil la interconexión también es amplia (70 MW a través de Rivera y 500 MW por la conversora de Melo terminada hace poco tiempo), pero hasta ahora esa última interconexión no se ha aprovechado prácticamente nada. Lo importante aquí es avanzar en la negociación respecto a los precios de exportación.
