La foto actual por estos días de la matriz de generación eléctrica de Uruguay se parece (bastante) a la que había hace una década atrás cuando buena parte de la demanda de energía eléctrica —en pleno verano— se atendía con centrales térmicas de UTE, que básicamente queman gasoil o fueloil.

Este jueves 13 de enero de 2022 sobre las 16 horas, las máquinas a combustibles fósiles de UTE fueron responsables del 50% de la producción de energía en Uruguay, la hidráulica —que es la más económica— le siguió con 28%, la generación eólica y solar 8% cada una, y la biomasa 6%, según datos de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME).

¿Por qué la generación de energía de electricidad con los molinos de vientos , que están dispersados ​​por buena parte del país y es una de las principales fuentes renovables, es tan baja ? Fuentes del mercado eléctrico explicaron a El Observador  que las altas temperaturas afectaron el desempeño de la generación eólica. 

Cuando el sol está a pleno y con temperaturas elevadas —como está ocurriendo esta semana con una nueva ola de calor— el aire más caliente de la tierra se eleva y enlentece el viento en las alturas, lo que lleva a que las aspas (paletas) de los molinos ni se mueven durante las horas más sofocantes del día. 

Bajo esas circunstancias, los molinos pueden reducir su aporte a la red de UTE a un mínimo de generación de apenas 10 megaWatts/hora (MWh) cuando su potencia instalada ronda los 1.500 MW. En las horas de la noche, su aporte a la red se eleva.

Los parques eólicos generan menos cuando hay olas de calor.

La contracara se da con las granjas solares que tiene el país . Sobre las horas del mediodía, la energía solar está al tope de su capacidad instalada de 220 MW (megavatios).

El déficit de lluvias no es patrimonio solo de este verano . Las fuentes indican que es el tercer año consecutivo donde la generación hidráulica viene bastante por debajo de su promedio histórico . 

Uruguay tuvo el pasado año la peor generación hidroeléctrica en 15 años y la generación de energía eléctrica con agua fue 26% inferior al promedio de la última década. Además, la carencia de precipitaciones llevó a que el bienio 2020-2021 se ubique como el de menor generación y participación en la matriz de la hidroelectricidad en 18 años, según la consultora SEG Ingeniería.

Las fuentes indican que cuando hay viento suficiente para elevar la generación eólica, se apela a preservar el uso de las represas , ya que sus embalses se han reducido sensiblemente por la escasez de precipitaciones. “Los lagos están bajos, pero la situación es manejable”, indicó. De hecho, hay expectativa en que los pronósticos de lluvia anunciados para la próxima semana ayuden a recomponer esos reservorios de agua.

Exportación a Argentina y riesgos de suministro

Aunque Uruguay está apelando a su parque térmico en una proporción bastante más habitual de lo que venía haciendo en la última década, esta semana UTE estuvo exportando energía eléctrica a Argentina . El vecino país suele ser deficitario en los meses de verano por los picos de consumo.

“Como Uruguay tiene disponibilidad con su parque térmico, desde el punto de vista económico es redituable, y por eso se está exportando en horas puntuales”, explicaron las fuentes. La tarifa que se fija para el intercambio es el costo de la central térmica más cara que se está utilizando más un plus (o margen de ganancia) de US$ 30 por megaWattio/hora (mWh). Por ejemplo, encender la central térmica de La Tablada — la más cara— tiene hoy un costo de US$ 230 por mW/h para UTE.

En el caso de Brasil, actualmente no se está exportando porque el vecino país está aguardando si las lluvias del sureste que se registraron en las últimas semanas le ayudan a recomponer sus embalses hidroeléctricos. Además, las ofertas que hace Uruguay son elevadas porque su matriz de generación tiene un componente térmico elevado.

Las fuentes indicaron que hoy el respaldo térmico que tiene Uruguay permite atender sin grandes sobresaltos el consumo elevado que se está dando por estos días por la ola de calor . Además, aún no se ha batido el pico potencia diario de demanda de otros veranos.

Las fuentes indicaron que el único riesgo que podría experimentar el suministro a futuro sería un déficit en la disponibilidad de gasoil —que Ancap le vende a UTE— para encender el parque térmico pero no es el escenario que existe hoy, ya que hay stock suficiente de Este combustible para atender la demanda interna e incluso ofrecer exportación a los países vecinos.