La oferta
brasileña todavía resulta más competitiva que los costos de producción térmica
y se sigue utilizando para cubrir tramos puntuales de la demanda, mientras se
espera que mejore el nivel de lluvias desde mayo
El sábado 4
de febrero, y con la sequía pegando fuerte, Uruguay comenzó a importar energía
eléctrica desde Brasil. Los excedentes que tenía disponible el vecino norteño
sirvieron para disminuir fuertemente el uso de centrales térmicas en días de
alta temperatura y con incrementos de consumo.
Durante
buena parte de febrero UTE compró la energía brasileña a US$ 58 MWh. Entrado el
mes de marzo el precio aumentó y pasó a ser de US$ 92 MWh. Ahora el valor de
comercialización volvió a corregirse y se duplicó respecto al precio original.
La semana
pasada Brasil comunicó que la disponibilidad de energía de vertimiento
turbinable a US$ 90 MWh era poca, y sólo era posible que hubiera ofertas en
horas de la madrugada, según supo El Observador. Eso llevó a que las
autoridades uruguayas hicieran gestiones para seguir importando energía, pero
bajo otras condiciones.
Finalmente,
esta semana se obtuvo una oferta por una potencia aproximada de 198 MW, y de
energía térmica que se pagará un precio aproximado de US$ 120 MWh. Ese aporte
estará vigente por siete días, entre las 07:00 de la mañana y las 00:00 horas.
Si bien el
precio que ofrece Brasil se encareció, todavía sigue siendo conveniente para
UTE. Los costos variables de generación térmica son superiores, y hoy se ubican
en el eje de US$ 150 MWh para motores de Central Batlle, US$ 183,3 MWh para el
Ciclo Combinado cerrado, y US$ 247 MWh para la central de Punta del Tigre, por
ejemplo.
En los
primeros tres meses del año Uruguay importó energía por un total de 579 GWh, y
el 98% fue de origen brasileño. Esa energía cubrió aproximadamente el 25% de la
demanda en febrero, el 30% en marzo.
Eólica,
térmica y represas
Tras dos
primeros meses de escasos aportes de agua, la generación de la represa de Salto
Grande mejoró durante el mes de marzo, aunque siguió con caudales bajos del
orden de 1.500 metros cúbicos por segundo. Esto es inferior al promedio
histórico para ese mes, de unos 3.700 metros cúbicos por segundo.
La represa
tenía aportes de 1.189 metros cúbicos por segundo este martes, y contaba con
cinco turbinas en funcionamiento. El nivel del embalse de Salto Grande se
encuentra en 32,48 metros, según datos de la Comisión Técnica Mixta de Salto
Grande.
En cuanto a
la generación térmica, datos de UTE muestran que en el primer trimestre de 2023
se utilizó el ciclo combinado, la central de Punta del Tigre, y en menor medida
motores de Central Batlle. El encendido de estas centrales insumió el uso de
160 mil metros cúbicos de combustible (en su amplia mayoría gasoil),
equivalente a unos US$ 140 millones, según cálculos de El Observador.
Los pagos
por combustible que realizó el ente en los primeros dos meses del año fueron de
US$ 81 millones. Otra parte del combustible utilizado se había comprado a
finales de 2022 como reserva.
La
previsión de combustibles en el Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD)
para el año es de US$ 174 millones. Los pronósticos apuntan a que desde mayo se
incrementen las lluvias, según dijo días atrás a El Observador, la presidenta
de UTE, Silvia Emaldi. Con ello disminuiría el uso de combustible fósil y
aumentaría progresivamente la producción de las represas hidroeléctricas.
En el caso
de la generación eólica, tuvo un comportamiento normal para la época, al margen
de bajas puntuales de producción que ocurren comúnmente en horas del mediodía y
en jornadas de mucha claridad. Cuando eso pasó hubo que despachar otras fuentes
para llegar a las potencias requeridas, entre ellas térmica e importación.
En lo que
va del año el 35,4% de la demanda fue abastecida con energía eólica, energía
térmica (21%), importación (18%), hidráulica (14,7%), biomasa (6,9%) y solar
(4%), según datos de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME). (El Observador – Uruguay)
