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Las centrales térmicas de UTE se comenzaron a encender con más frecuencia de lo habitual en noviembre de 2022, cuando la escasez de agua dificultaba la generación de energía en las represas hidroeléctricas. El ente le compró US$ 300 millones de combustible a Ancap por una cantidad que necesitarían durante unos pocos meses. “Nos dicen que sobre marzo o abril retornarían las lluvias en regímenes normales”, dijo la presidenta de la empresa, Silvia Emaldi, en el programa En perspectiva, el 1° de febrero de 2023. Pero esos pronósticos eran demasiado optimistas.
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Los meses que vendrían serían los peores de la sequía, por lo que UTE debió seguir generando con sus centrales térmicas —que funcionan con base en el combustible que le compra a Ancap— y sumaría una nueva alternativa en la distribución: las importaciones desde Brasil. El déficit hídrico se refleja en las fuentes a la que apeló el ente durante los primeros meses del año: solo el 24% fue de origen hidráulico, cuando ese porcentaje en épocas normales es casi el doble (45%). El 12% de la generación tuvo un origen térmico y el restante 15% correspondió a las importaciones desde Brasil (el resto fueron otras fuentes, como eólica, solar y biomasa). “Ese 27% es el que cubrió la falta de agua”, dijo Emaldi a Búsqueda. El gasto extra por la sequía fue de US$ 320 millones: US$ 230 millones por una compra adicional a Ancap (que se suman a la adquisición de fin de año) y US$ 90 millones por las importaciones de electricidad brasileña.
Brasil decidió vender la “energía de vertimiento” —los excesos— de las centrales hidráulicas del norte del país, que se vieron favorecidas por las intensas lluvias de la zona, lo que hizo el precio conveniente para UTE (compró a US$ 63 el megavatio por hora en promedio). En “pocos momentos” se utilizó energía térmica de Brasil, que es más cara. En julio, las autoridades brasileñas anunciaron que no podían seguir vendiendo energía hidráulica, una fecha que coincidió con el regreso de las lluvias a Uruguay. “Fue bastante buena la complementariedad que se dio”, dijo Emaldi.
A su vez, UTE está exportando a Argentina los excedentes de energía eólica (que se dan sobre la madrugada) y la hidráulica de Salto Grande, beneficiada por las lluvias recientes. “Las exportaciones que se están haciendo a Argentina son coyunturales. Están con menos agua en las centrales hidráulicas del sur y con algunos asuntos operativos. (Las ventas) van a ser algo puntual, en algún momento se van a arreglar y tampoco lo van a requerir”, aseguró.
Las exportaciones de UTE durante este año han estado muy lejos del récord de 2021 (US$ 597 millones) y los montos de 2022 (US$ 222 millones). Hasta agosto fueron US$ 15 millones, una cifra que no crecerá demasiado en lo que queda de 2023.
El resultado de UTE reflejará el efecto de la sequía. Con los números a julio, el costo de abastecimiento de la demanda (que incluye los gastos por combustible, el pago a Brasil y los contratos con generadores privados) implicó US$ 640 millones. Por este concepto, la empresa pública pagará cerca de US$ 1.000 millones cuando cierre el año, estimó Emaldi. La cifra será “récord”, porque abastecer la demanda cuesta unos US$ 700 millones al año.
Por otro lado, continúan vigentes los beneficios para los sectores de riego y lácteo, que se duplicaron respecto a los del año anterior.
En las cifras del ente energético hay tres elementos “favorables” para la facturación: el consumo interno de energía aumentó un 5%, la cotización del dólar (que la beneficia porque cobra a sus clientes en pesos pero tiene el 60% de sus gastos en esa divisa) y la inflación. “Eso ayuda a equilibrar en parte” los números, destacó la presidenta.
Adelantó que UTE cerrará el año con ganancias de entre US$ 100 millones y US$ 120 millones, por debajo de los US$ 162 millones de 2022 y los US$ 396 millones de 2021.
Tarifas y transferencias
Según la jerarca, el efecto de la sequía en UTE no se traducirá en un aumento de tarifas sino que se reflejará en una menor transferencia al gobierno. En agosto la empresa estatal giró US$ 43 millones a Rentas Generales, la mitad de lo que estaba previsto en el programa financiero.
En el primer año de este gobierno, el aumento de las tarifas eléctricas fue de 5% y los siguientes dos se ajustaron 3,5%. Las paramétricas de UTE mostraban que la suba en 2022 y 2023 debió ser mayor (de 6%), pero las autoridades justificaron ante el equipo económico una suba menor basándose en la reducción de las pérdidas de energía.
Al inicio de la administración, el ente no podía facturar el 18,3% de la energía que producía: 6%, por pérdidas técnicas; otro 6% se daba en los “barrios carenciados” (donde lleva adelante el programa de regularización); el otro tercio se registraba en clientes que no pagaban por la energía estando en condiciones de hacerlo.
En 2021, UTE empezó con un plan de reducción de pérdidas que, según las cifras a junio, bajó el porcentaje total a 15,5%. Cada punto es una recuperación de US$ 15 millones en la facturación de la empresa. El objetivo es reducir ese porcentaje a entre 13% y 14% al cierre de este período de gobierno, indicó Emaldi.
Paneles modernos
UTE lleva concretadas inversiones por US$ 200 millones durante este año y cerrará el 2023 con un “valor alto” y superior al que estaba previsto en los planes, según Emaldi. La guerra entre Rusia y Ucrania es la principal explicación; causó que se demorara el envío de transformadores y celdas necesarios para iniciar las obras, lo que obligó a la empresa pública a hacer varias compras paralelas para tener distintas alternativas. Luego, los materiales llegaron “todos juntos”, informó.
“Hay una sobreejecución. Se vienen haciendo muchas obras de transmisión y distribución, el nivel de actividad es alto. Eso también ayuda a las cifras de empleo porque, entre otras cosas, implica un intensivo uso de mano de obra, que es toda nacional”, señaló Emaldi.
En generación, UTE pagó US$ 12 millones como adelanto por la renovación de la represa de Baygorria. Las obras comenzarán a ejecutarse el año que viene y terminarán en 2028. Además, se está construyendo un parque solar de 32 megavatios.
El crecimiento en la producción de energía de UTE se dará en parques solares hasta el 2032. Esta fuente renovable tiene una capacidad de generación de 250 megavatios, una cifra muy menor a los 1.500 megavatios instalados de energía eólica. Es por eso que la incorporación de molinos se retomará en nueve años.
UTE tiene previsto licitar la construcción de nuevos parques solares. Uno pequeño (de 25 megavatios), en Punta del Tigre, cuya construcción debería comenzar a inicios de 2025. El otro, de mayor porte (75 megavatios), en el norte del país, aunque todavía no está definida la localización exacta. Ambos proyectos implican, sumados, unos US$ 100 millones que la empresa financiará con recursos propios.
Los parques solares serán los más grandes hasta el momento, aunque luego llegarán otros “mayores” relacionados con las inversiones de hidrógeno verde. Los nuevos paneles serán “bifaciales”, una tecnología que les permite tomar radiación de ambos lados, incorpora el tracker (“que sigue al sol”) y tienen más potencia. “UTE debe ser testigo de una tecnología del futuro”, sostuvo Emaldi.
