El gobierno quiere “conseguir industrias que consuman mucha energía” para vender la generación eólica que paga y no se usa

Los molinos de viento cambiaron el paisaje de los campos del país y también la matriz energética, ahora menos dependiente de las fuentes no renovables como el petróleo. Fue una estrategia impulsada por los gobiernos del Frente Amplio, que es cuestionada en relación con su costo por las nuevas autoridades.

“Tenemos que cumplir con los contratos”, dijo Alfie, y agregó que “la única manera” de compensar el sobrecosto de la energía eólica asociada a esos compromisos sería “conseguir industrias que consuman mucha energía”, como es el caso de la finlandesa UPM para su segunda planta. Compañías de ese porte podrían comprar el excedente de generación con el que cuenta el país.

Es también un tema en la agenda del ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini. Ese jerarca declaró a Búsqueda que su postura era a favor de que se firmaran estos contratos “para que bajara el riesgo” de las energías renovables, “pero nunca a favor del volumen en que se hicieron”. Añadió: “Una cosa era contratar 350 o 500 MW y después ir escalonando, que con la eólica se puede, y otra (era) comprarlos todos juntos”.

En la misma línea que Alfie, Paganini consideró como una alternativa lograr “radicar proyectos que consuman energía en forma intensiva”, de modo de “aumentar la demanda de electricidad” producida a partir del viento. Mencionó algunos proyectos que podrían surgir, pero que aún se mantienen en reserva. Estos tendrían la capacidad de colocar y absorber todo el sobrante de electricidad.

El ministro de Industria reconoció que las energías renovables, como la eólica, siempre tienden a dejar un excedente. Sin embargo, aclaró que en el caso uruguayo se suma una sobregeneración más “estructural”, que podría absorberse en los próximos años y los costos de la energía renovable volverse más baratos.

Desde UTE aseguraron a Búsqueda que la estrategia del ente para administrar el excedente de generación eólica es aumentar las exportaciones —hacia Argentina y Brasil— y, al mismo tiempo, “favorecer el consumo interno brindando mayor confort”.

En agosto del año pasado, el entonces presidente de UTE, Gonzalo Casaravilla, defendió la inversión de la empresa y aseguró que estudios realizados tanto por la estatal eléctrica como por el Ministerio de Industria daban como resultado que el país ya estaba en condiciones incluso de volver a instalar energías renovables, a medida que la demanda aumentara. “En función de cómo se toman las hipótesis, (la opción) es instalar más o instalar menos, pero todos (los estudios) dan instalar” (Búsqueda Nº 2.032). Eso sucedería, según él, este año o en 2021, y el primer paso sería expandirse en energía fotovoltaica, porque los precios habían disminuido y comenzaba a “competir fuerte” con la eólica. “Si uno analiza los estudios, tomando los de máxima y de mínima, diría que en los próximos 10 años se van a incorporar 800 MW de fotovoltaica y algo así como 400 MW de eólica”, especulaba entonces Casaravilla.

Valentines

Por ser un parque cuyos dueños son UTE y muchos inversores que compraron acciones en las bolsas locales, Areaflin tiene más atención pública. Su producción energética ha sido inferior a la prevista en los modelos del proyecto, lo que derivó en una rentabilidad menor a las expectativas. Ante los reclamos de los accionistas particulares de la sociedad, la presidenta de la estatal, Silvia Emaldi, dijo en abril a Búsqueda: “Es claro que son inversiones de riesgo. En realidad, en su momento tenían una estimación de rentabilidad del orden del 10% que, de mantenerse la baja en la producción actual durante todos los 20 años, esa rentabilidad bajaría al 8%, que tampoco es mala” (Nº 2.068).

Desde la calificadora de riesgo CARE, que en marzo ratificó la nota “A.uy” para las acciones de Areaflin, descartan cambios en el marco jurídico para el sector eólico. “En cuanto a las políticas públicas, independientemente de cualquier orientación partidaria, no hay evidencia de que vayan en el sentido de afectar los parques ya existentes”, señala en su informe. En un pasaje referido al “riesgo político” como entorno para el emprendimiento, apunta que “a pesar de las discusiones sobre las diferentes visiones sobre el papel de los entes autónomos y su política de inversiones, este proyecto no se ha puesto en discusión, lo que implica una fortaleza agregada”.

Y, según CARE, “más allá de las derivaciones de la contingencia sanitaria actual, existen indicios para el crecimiento del consumo de energía que aseguran la pertinencia de este tipo de emprendimientos”.

Ese parque, ubicado en la localidad de Valentines (Treinta y Tres), tuvo un costo total cercano a los US$ 171 millones, que se financió aproximadamente en un 70% con cargo a un crédito internacional de largo plazo y el restante 30% fueron aportes de capital de UTE y la emisión de acciones en el mercado concretada en 2016. Gestionado por el propio ente, está operativo y facturando la energía producida desde enero de 2017.