UTE pagó US$ 142 millones en seis años a privados por energía que no utilizó

Los contratos de compraventa establecen que el ente debe abonar toda la energía que los privados están en condiciones de suministrar y al mismo precio que la inyectada al sistema.El sistema eléctrico uruguayos tuvo en la última década una fuerte transformación con la incorporación masiva de energías renovables en la matriz de generación, principalmente de origen eólico.

Ese cambio hace que el país disponga hoy de energía abundante para atender la demanda interna y que cuente con excedentes para comercializar en Argentina y Brasil cuando existe interés de estos países.

Entre 2014 y 2019 se exportaron excedentes a la región por 9.034 gigavatios hora (GWh) y UTE facturó por ese tipo de colocaciones un total de US$ 379,8 millones. Al mismo tiempo hubo restricciones operativas que fueron equivalentes a 2.058  GWh. Por este concepto se abonaron a generadores privados US$ 142,2 millones (amplia mayoría eólica), según datos suministrados por la empresa ante un pedido de acceso a la información pública al que accedió El Observador.

Las restricciones operativas surgen cuando el Despacho Nacional de Cargas le solicita a una central generadora eólica o solar que reduzca su generación, sea porque no hay demanda interna o no es posible exportar. Luego la Administración del Mercado Eléctrico (ADME) determina -en base a las mediciones de los recursos viento y radiación solar- el volumen de energía que estas centrales hubieran estado en condiciones de generar y que por esas restricciones no pudieron inyectar al sistema.

UTE compra la mayor parte de la energía eólica a empresas privadas que tienen contratos con el ente energético, en su mayoría a 20 años. Esos acuerdos también contemplan que el ente tenga que pagar por la energía que no utiliza, pero que los generadores están en condiciones de suministrar. Una resolución de 2015 establece que esa energía se debe pagar al mismo precio que el establecido en los contratos de compraventa para la energía que efectivamente se inyecta a la red. Actualmente se paga un precio promedio de alrededor de US$ 69 MWh por la energía eólica.

Las restricciones operativas llevaron a que en 2019 el ente pagara a los privados US$ 23,3 millones por este concepto. Un año antes en 2018 los pagos realizados totalizaron  US$ 38,7 millones; en 2017 US$ 76,3 millones; en 2016 el desembolso fue de US$ 3,8 millones y en 2015 de US$ 50 mil.

La cantidad de energía no utilizada podría haber sido mayor en la medida que la colocación de excedentes se hubiera concentrado únicamente en Argentina como había ocurrido tradicionalmente. La apertura del mercado brasileño (principal destino en 2017 y 2018) es hoy otra alternativa disponible hacia donde canalizar la producción sobrante tras la obra de la interconexión.

Un tema polémico
Una discusión que surge a menudo es si la capacidad instalada con la que cuenta el país luego de las inversiones realizadas en la última década es superior a las necesidades actuales. De hecho, en los últimos tiempos hay expertos -incluido el actual ministro de Industria Omar Paganini- que han hablado sobre la existencia de una sobreinversión en el sector.

Por ejemplo, han manifestado que las inversiones en generación eólica se deberían de haber realizado de manera más escalonada y no tan concentradas en el tiempo. Ese debate no es nuevo y tiene ya unos cuántos años. 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.

Según explica el informe de UTE, “en la medida de lo posible, los excedentes han sido utilizados para exportar a países vecinos”, y para “incentivar el aumento de la demanda a través de distintos productos comerciales que logren un consumo adicional asociado a energía interrumpible”.

Otro punto de debate es a qué precios se logra comercializar la energía a la región. El director nacional de Energía Fitzgerald Cantero señaló la semana pasada que actualmente los excedentes que se logran colocar se venden a precios más baratos en comparación a cuando se importa, por lo que consideró necesario mejorar los términos de intercambio. Este año debido a la sequía que afectó la producción hidráulica se importó a unos US$ 65 MWh desde Argentina, y se exportó a US$ 13 MWh  hacia la vecina orilla, y a US$ 48 MWh a Brasil.

Diario EL OBSERVADOR - Montevideo - URUGUAY - 13 Agosto 2020