A partir de 2017 será necesario incorporar unos 100 MW por año

La madurez de la energía eólica quita urgencia a UTE

La incorporación de energía eólica a la matriz eléctrica del país ha sido en los últimos diez años una de las principales líneas de política energética. En la actualidad hay algo más de 500 megavatios (MW) instalados y operativos, y se espera alcanzar el objetivo de entre 1.200 MW y 1.400 MW a principios de 2017.

Con la eólica disponible se cubre hoy el 15% de la demanda y desde UTE se asegura que con los proyectos en construcción por parte de inversores privados, más los parques que desarrolla el ente por cuenta propia es suficiente para cubrir la demanda y minimizar el uso de energía térmica.

En ese escenario el ente no tiene la misma urgencia de antes por seguir incorporando a gran ritmo generadores privados para que le provean de energía de origen eólico.

Fuentes de UTE consultadas por El País explicaron que para dentro de dos años son necesarios entre 1.400 MW y 1.500 MW de eólica y que el crecimiento de la demanda esperada para los años posteriores es equivalente a unos 100 MW anuales. "Si se siguen instalando 100 MW por año en los próximos 10 años todo se puede cubrir con hidráulica y eólica", dijo uno de los consultados. Este pronóstico se basa en un supuesto de generación media de las represas.

Si no puede ver la gráfica haga click aquí.

"Este crecimiento después de 10 años capaz que pasa a ser 150 MW por año. En 15 años se podría pensar en 3.000 MW. Pero con lo que tenemos estamos tranquilos", dijo una fuente.

La variación significativa que el sistema eléctrico ha tenido desde el 2012 con la incorporación de fuentes renovables ha permitido reducir la vulnerabilidad que el ente tenía en caso de sequía. Incluso en 2013 por primera vez en 15 años el país logró el autoabastecimiento y no requirió de la importación de energía para cubrir la demanda doméstica.

La urgencia que había años atrás, tanto por tratar de minimizar la dependencia del petróleo como por evitar sobrecostos en buena medida hoy no está presente. Es por eso que UTE ya no tiene la misma prisa de antes por contar con más emprendimientos privados de eólica a los que luego les comprará energía.

Incluso puede complicar a los que hicieron proyectos para venderle a UTE sin contrato a largo plazo (ver aparte).

Esa postura quedó clara, por ejemplo semanas atrás cuando se resolvió rescindir los contratos con la argentina Impsa, luego que la firma no cumpliera con los plazos establecidos para la concreción de tres proyectos, debido a su difícil situación económica.

En esa instancia, desde la Dirección Nacional de Energía (DNE) se argumentó que el impacto negativo que podría provocar el no cumplimiento de los contratos por parte de desarrolladores privados había sido "suplantado" por los parques alternativos que ha iniciado UTE por cuenta propia. Se considera que esas obras permitirán cumplir con la incorporación "necesaria" y "prevista" de energía eléctrica al sistema para cubrir la demanda proyectada hasta 2017.

En la actualidad UTE tiene proyectada la construcción de cuatro parques por un total de 350 MW de eólica que serán de su propiedad. Son los parques Pampa en Tacuarembó (140 MW), Colonia Arias en Flores (70 MW), Valentines en Treinta y Tres (70 MW) y Palomas en Salto (70 MW). Otro de los parques propios ya operativos es el Juan Pablo Terra en Artigas (67 MW).

Otro argumento dado por el ente y que incluso aparece en la resolución contra Impsa a la que accedió El País, es que el plan de expansión de la generación propuesto en 2010 y 2011 que dio pie para las contrataciones del orden de 1.200 MW de energía eólica y 200 MW de energía solar suponía el ingreso de una demanda importante adicional asociada a la explotación minera de Aratirí para el 2015, pero ya se conoce que no entrará en operación por lo menos en los próximos dos años.

La realización de nuevos llamados para inversores privados será "una decisión política" que las autoridades del nuevo gobierno deberán tomar" dijo a El País otro de los consultados.

En años anteriores el abaratamiento de los aerogeneradores producto de la crisis en Europa jugó a favor y repercutió en los precios de compraventa negociados en los contratos, que tuvieron descensos de alrededor de 30% si se comparan los llamados realizados entre 2009 y 2013 (ver gráfico).

Los altos precios del petróleo fueron un estímulo fundamental en el pasado. Pero el descenso del crudo plantea desafíos, respecto a cuáles serán los pasos en materia energética, ante la eventualidad de que el petróleo siga bajo y haya un cambio en la relación económica.

PROYECTOS SPOT

Los que son ajenos al negocio y especulan

La modalidad más utilizada de energía eólica en Uruguay es la de contratos con UTE. El ente hizo varios llamados a licitación y adjudicó precios establecidos a pagar durante 20 años. Pero, hay otra modalidad que se extendió: la de empresas cuyo rubro no es el energético, que invirtieron en aerogenradores para venderle a UTE o a otro privado en el llamado mercado spot. Estos últimos no tienen un precio pre-fijado ni seguridad de compra de la energía.

“A medida que se fueron conectando las centrales eólicas que tienen contrato, de algún modo el Estado dijo ‘ya tengo una buena cantidad de energía eólica y con esto estoy bien’. Es un número que internacionalmente impresiona (tener 20% de eólica en la matriz eléctrica). Todos los contratos fueron concebidos como take or pay (UTE paga la energía aunque no la use). La spot no es take or pay. Se suscitó una discusión y salió un decreto que establece que el spot no es así. El tipo pone un molino, tiene la energía y sale a ofrecerla: a un tercero, a la UTE”, dijo a El País el socio de Guyer & Regules, Juan Manuel Mercant.

Por eso, “los que están en el spot están más complicados. Van al riesgo. Les puede ir bien, si tenés un año complicado de lluvias o de precios internacionales altos del petróleo y conviene comprarle al spot. Pero, es una negociación de esa vez, no es un contrato a 20 años”, agregó.

A diferencia de los contratos, donde entraron empresas del exterior (mayormente españolas) que pertenecen al sector energético, los que invirtieron en el mercado spot son empresas ajenas al rubro.

“Hay muchos en proceso de génesis, hay varios. Pero, está “muy apalancado todo en los beneficios fiscales que hay atrás de eso. Se buscan empresas con renta para poder a través de la aplicación en estos proyectos, en vez de pagar impuesto a la renta terminan invirtiendo en energía”, dijo a El País el socio de Guyer & Regules, Federico Susena.

Es decir, por ejemplo un importador que tiene ganancias, hace una inversión en la instalación de un parque eólico. Ese proyecto se ampara en la ley de inversiones y le permite exonerar el Impuesto a la Renta por unos años. En vez de pagar el tributo, compra un aerogenerador y podrá ganar si vende la energía a UTE o un privado. En caso contrario habrá corrido un riesgo innecesario.

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