Las compras se realizaron mayormente a Argentina y sirvieron para optimizar costos operativos
Una característica que marcó al mercado eléctrico uruguayo el año pasado fue la fuerte expansión que registraron las exportaciones, principalmente con destino a Brasil. En lo que va de este 2018 la foto es algo distinta. Las colocaciones al país norteño están prácticamente paralizadas y hacia Argentina se concentran en las ventas que realizan operadores privados.
Otra diferencia sustancial está en el comportamiento de las importaciones. En marzo pasado Uruguay volvió a comprar energía en el exterior por primera vez desde 2015. La operación se repitió en abril con una particularidad: en ese mes la cantidad de energía eléctrica importada superó a las exportaciones.
Según datos de UTE, en el cuarto mes del año Uruguay compró 10.588 megawatt/hora (MW/h) equivalentes al 1,2% de la demanda. Esas adquisiciones se realizaron a Argentina y se concentraron el día 20 con 4.070 MW/h y el día 21 con 6.197 MW/h. Una semana después el día 27 Uruguay importó desde Brasil 321 MW/h.
La otra cara del mercado mostró que se exportaron 6.054 MW/h, en su mayoría con destino al sistema eléctrico argentino.
A diferencia de lo que ocurría años atrás, las compras realizadas por Uruguay en la región no responden a una situación de emergencia, dado que la diversificación de la matriz eléctrica -impulsada por el desarrollo de las energías renovables- ha dotado al país de autosuficiencia.
En estos casos puntuales lo que se pone en la balanza son los costos operativos. Uruguay bien podría haber cubierto ese tramo de la demanda con despacho de la central térmica de Punta del Tigre a US$ 144 MW/h (costo variable para esa semana de abril), dado que no disponía de agua y viento en cantidades suficientes en ese momento. Pero le resultó más conveniente desde el punto de vista económico hacer uso de la oferta realizada desde la vecina orilla y comprar a US$ 120 MW/h. De esa forma la operación le reportó a Uruguay un margen de ahorro de US$ 24 MW/h.
Algo similar pasó en marzo cuando Uruguay le compró energía a Argentina a un precio similar, según había informado El País. Eso le permitió sustituir generación térmica que durante esas horas puntuales hubiera tenido un costo de US$ 146/MW/h.
Pasa lo contrario cuando Uruguay dispone de excedentes de energía, ya sea de fuente hidráulica o eólica. Si los costos de generación en Brasil o Argentina son mayores, antes de incrementar el uso de térmica los vecinos evalúan la conveniencia de aceptar las ofertas que realiza Uruguay.
En el caso de Brasil dejó de comprar energía uruguaya en diciembre. Si bien la Administración del Mercado Eléctrico (ADME) realizó ofertas durante buena parte de este año, no fueron aceptadas. Ello porque su sistema cuenta con recursos de generación a costos que le resultan más convenientes de los que Uruguay le puede ofrecer.
La baja demanda del vecino norteño se refleja en el acumulado anual con apenas 3.836 MWh. De todas formas se espera que durante el invierno los costos de generación vuelvan a subir en Brasil y el gigante norteño aumente su demanda por los excedentes del sistema eléctrico uruguayo.
En el caso de Argentina, las únicas exportaciones realizadas hasta el momento a través de Salto Grande pertenecen a operadores privados con 22.719 MWh. El primer habilitado para vender fue la empresa Ventus a fin del año pasado. También está habilitada la firma Ceosa de Rocha, que pertenece al empresario argentino Alejandro Bulgheroni.
Las proyecciones de exportación de excedentes a la región para este año que realiza UTE son de US$ 132 millones en un escenario optimista, algo por encima del año pasado cuando los ingresos por este concepto totalizaron unos US$ 115 millones.
La energía eólica acumula en lo que va del año una fuerte participación en el sistema eléctrico uruguayo producto de un crecimiento de 25,1%, y su aporte de energía es casi igual al de las represas (Salto Grande, Palmar, Baygorria y Rincón del Bonete).
De hecho en marzo los parques eólicos fueron la principal fuente de generación por encima de las represas hidroeléctricas, cuya participación disminuyó 30,5% en el primer tercio del año.
Hay dos factores que explican la mayor participación de la energía eólica en el año. El principal es que han ido ingresando nuevos parques que inyectan energía al sistema. Pero hay otro que son las menores restricciones operativas en comparación a 2017. Esto ocurre en algunos momentos cuando el sistema genera más energía que la demandada. En esos casos UTE ordena a los parques eólicos que detengan la producción o que generen por debajo de sus posibilidades.
Entre enero y abril de 2018, se comercializaron 3.6 millones de MWh, un 2% más en la comparación interanual. La generación hidráulica es la de mayor participación (42,4%), seguido muy de cerca por la eólica (40,3%), biomasa (8,5%), fotovoltaica (4,4%) y térmica (4,4%).
El costo de abastecimiento de la demanda para 2018 es de unos US$ 692 millones. De esa cifra, unos US$ 450 millones se destinarán al pago de los contratos de eólicos, biomasa y solar que el ente tiene con agentes privados. Hay otros US$ 150 millones que se destinan a contingencia de gasto para el encendido del parque térmico. En lo que va del año se llevan gastados por este concepto unos US$ 20 millones según cálculos realizados por El Observador.
El costo de abastecimiento de la demanda ha tendido a estabilizarse en los últimos años, debido al menor peso de la energía térmica con base en el petróleo y al ingreso progresivo de la energía eólica.
UTE cerró el trimestre enero-marzo con un desempeño algo inferior al del año pasado, aunque las utilidades superarán los US$ 100 millones. Una serie de factores redujeron la generación de caja de la empresa. Uno es el uso más intensivo de combustibles que años anteriores -como consecuencia de la sequía- para atender la demanda. El otro se vincula al desempeño negativo de las exportaciones hasta este momento del año.
