(Emitido a las 7:47)

EMILIANO COTELO:
La situación de precariedad en materia de energía eléctrica en nuestro país está al tope de la agenda como una inquietud casi permanente. Las lluvias de los últimos días mejoraron el nivel de los lagos en las represas de generación hidroeléctrica, pero la inquietud permanece. Por ejemplo, dice el director nacional de Energía, Ramón Méndez, hoy en el diario El Observador: "De todos modos, no podemos ni de casualidad bajar los brazos".

Estamos ante un problema estructural, falta capacidad de generación, y el debate a propósito de cómo encarar ese déficit está muy abierto, permanentemente da lugar a opiniones, mesas redondas, comisiones de trabajo, y la gente también se hace muchas preguntas.

En este contexto es interesante una noticia que hoy pasa casi desapercibida en los panoramas informativos: 15 empresas presentaron 22 propuestas a la licitación que convocó UTE para generar 24 megavatios de electricidad con base en fuentes renovables. La mayoría de los proyectos presentados son de generación eólica y biomasa, según informaron las autoridades de UTE, a partir de una primera observación de las propuestas que se presentaron.

Para saber más de este tema estamos con el vicepresidente del directorio de UTE, ingeniero Pedro de Aurrecoechea. Me interesa la noticia, porque tiene que ver con temas que discutimos ayer en este mismo espacio. Le propongo que en primer lugar ubiquemos la licitación, que en realidad es un complemento de otra que ya había llamado UTE.

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PEDRO DE AURRECOECHEA:
Efectivamente, el año pasado se adjudicaron 36 megavatios, producto de una primera licitación que se hizo a partir de un decreto del Poder Ejecutivo que autorizaba a UTE a contratar hasta 60 megavatios de potencia de generación a particulares con base en fuentes no tradicionales renovables: 20 con base en generación eólica, 20 con base en biomasa y 20 con origen en microturbinas. Cuando se hizo la apertura de esa primera ronda de licitación se adjudicaron 36 megavatios, 30 con origen en biomasa y 6 con origen eólico.

El propio decreto preveía la posibilidad de que si una de las fuentes no alcanzaba la potencia requerida se le trasladara oferta –si la hubiera– de otras fuentes. Por eso se adjudicaron 30 con origen en biomasa, y no 20, que era el tope establecido en primera vuelta.

De todas maneras, a pesar de esa redistribución de las ofertas, quedaron 24 megavatios sin adjudicar, por lo cual se convocó una nueva licitación, luego de hacer algunos ajustes al pliego e incluso al decreto que nos habilitaba a hacer esas licitaciones.

EC - Y a esa licitación corresponden las propuestas que se abrieron ayer.

P de A - Exactamente, esa segunda vuelta de la licitación se abrió ayer, con gran éxito.

EC - ¿Con gran éxito?

P de A - Sí, se presentó un total de 15 empresas, con 22 ofertas, y más de una empresa presentó más de una oferta. De todas maneras, lo que importa es que el total de las ofertas presentadas alcanzó los 119 megavatios de potencia con origen eólico y más de 60 con base en biomasa. Se superó con creces el tope de los megavatios que establecía el pliego, por lo tanto las comisiones técnicas van a tener un trabajo bastante arduo para adjudicar los 24 megavatios que permite el decreto.

EC - Ahí surge una de las preguntas que ayer estaban arriba de la mesa en nuestro espacio. Si hay tantas empresas dispuestas, interesadas en invertir para generar energía eléctrica, si acá mismo se supera ampliamente el tope de potencia incluido en la licitación, ¿por qué se manejan topes tan bajos?

Pero antes cuéntenos cómo es el proceso que sigue a partir de la presentación de las ofertas de ayer. ¿Cómo continúa la licitación?

P de A - El proceso no es simple, implica más de una etapa; es un proceso licitatorio, no una licitación.

EC - ¿Cuántos meses lleva terminar en una adjudicación?

P de A - Se va ir hasta fin de año, aproximadamente. Porque ayer las empresas presentaron una intención de ubicarse en un lugar, que especifican, con la potencia requerida, los datos técnicos de todo el equipamiento que ofertan, el tope de potencia que solicitan y el precio al cual hacen el ofrecimiento. El precio va en un sobre cerrado, que no se abre, sólo se abre toda la parte técnica, con la cual UTE tiene que elaborar el proyecto de conexión, o sea en qué punto de la red van a inyectar la energía que ofertan y de ahí en más evaluar lo que significa esa conexión desde el punto de vista del tendido de líneas, del seccionamiento de las líneas, el puesto de medida, etcétera.

EC - Estas centrales no se pueden conectar en cualquier lado.

P de A - No, se requiere un punto de la red que sea capaz de absorber el monto de potencia a entregar. Para dar una idea, si queremos conectarla a una línea que pasa por el frente de su casa, probablemente la potencia que se pueda inyectar en ese punto sea muy bajita, de algunos kilovatios. Sin embargo, si está cerca de la línea de alta tensión que viene de Salto Grande, se puede conectar una potencia equivalente a Salto Grande. Depende de esas cosas.

Y, por supuesto, cambian los valores de esa conexión según el punto donde se conecte. Entonces, UTE elabora el proyecto de conexión, explicita todos los requerimientos para construir ese puesto y de ahí en más hay un ajuste del precio en función del costo agregado que significa la conexión.

Esa es la segunda etapa, para la cual UTE se toma 60 días. Dentro de 60 días UTE le va a entregar a cada uno de los oferentes su proyecto de conexión. Y ahí se abre otra etapa en la cual los oferentes, tomando como referencia el precio que pusieron en el sobre cerrado que entregaron ayer, hacen un ajuste en función ya no de la estimación sino del valor exacto de la conexión. Finalmente se abren esos sobres y se adjudica en función de criterios técnicos y de precios finales acordados.

EC - ¿Efectivamente se van a adjudicar 24 megavatios en total? ¿No hay margen para aumentar la adjudicación, teniendo en cuenta este interés importante que se ha dado, con ofertas que totalizan 180 megavatios?

P de A - El decreto 77, que es del año 2006, autorizó a UTE a contratar hasta 60 megavatios. Ese es el tope establecido reglamentariamente.

EC - Pero teniendo en cuenta el déficit de generación... ¿en cuánto está hoy ese déficit?

P de A - Según las evaluaciones que han hecho nuestros técnicos, con suposiciones teóricas, por ejemplo en la suposición de la peor de las crónicas hidrológicas, que el año que menos llueve nunca nos falte menos del 10% de la energía que hay que suministrarle a la población. En esa hipótesis hoy nos faltan 250 megavatios.

EC - Entonces, ¿por qué las licitaciones para energías de fuentes renovables son por montos tan pequeños? Hay varias preguntas de los oyentes en ese sentido. Por ejemplo, Fernando, de Colón, consulta: "¿Por qué no se liberaliza totalmente la iniciativa privada en generación? 20 o 30 megavatios parece una insuficiencia grotesca".

Y tenemos un mensaje de ayer, de Ricardo, que decía: "Hay algo que no llego a comprender: si hay posibilidades de generar energías renovables, si la inversión la hacen privados a su riesgo, si están deseosos de hacerlo y nosotros estamos desesperados por energía, ¿qué pasa?, ¿por qué está todo tan trancado y difícil?".

P de A - Hay múltiples respuestas para esa pregunta. Una primera es la siguiente: la generación en Uruguay es libre, nada ni nadie impide que mañana quien quiera instale un generador, del tipo que sea –por supuesto, cumpliendo con las normas medioambientales, que hagan un proyecto sustentable–. Cualquiera puede venir, invertir, poner un generador y conectarse automáticamente a la red; hay una obligación de la red de asumir esa generación. Por supuesto, debe conectarse en un punto que tenga capacidad de absorber de lo que se genera.

EC - ¿Hay obligación para UTE de absorber esa generación?

P de A - Sí, porque la Ley de Marco Regulatorio liberalizó la generación de energía eléctrica en el país. La generación es libre, cualquiera puede instalar un generador.

EC - Pero para venderle ¿a quién?

P de A - Ahí viene el tema, a quién le va a vender esa generación. Hay varias posibilidades, una primera posibilidad es que establezca una relación con un tercero, supongamos que hay un gran consumidor, entonces quien genera contrata con ese consumidor, pacta el precio y las condiciones de entrega y le vende. Pero la carretera por la cual llega esa energía eléctrica son las redes de UTE, porque UTE mantiene el monopolio de la transmisión y la distribución de la energía en el país. Para eso UTE va a cobrar un peaje que está establecido, acordado, que regula en su aplicación la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), que es un organismo que no depende de UTE. Es como si usted viaja de Montevideo a Tacuarembó.

EC - Para comentar este camino posible, ayer escuchábamos a Felipe de Haedo, que hablaba en nombre del grupo inversor español Fortuny. De Haedo destacaba que los peajes no se han fijado todavía y que por otro lado el Despacho Nacional de Cargas (DNC) sigue sin pasar de UTE a la ADME. Hay trabas para esta parte del negocio posible, el de los privados generando y vendiéndoles a privados.

P de A - Está mal informado. Hay un peaje que no se ha establecido todavía, que es el de las líneas de 500.000 voltios, pero los peajes para las líneas de 60.000 y 150.000 están establecidos. Si usted mañana quiere instalar una central de 1.000 megavatios, equivalente a la parte uruguaya de Salto Grande, no puede inyectar esa generación a la red porque todavía no se han fijado los peajes de 500.000.

EC - ¿Y si usted quiere instalar un parque eólico de 50 megavatios?

P de A - No tiene ningún problema, se va a conectar con la línea de 150.000, los peajes están establecidos. Los estableció un decreto del Poder Ejecutivo del año pasado.

EC - ¿Qué pasa con el DNC?

P de A - El DNC no es una traba. El despacho de carga lo hizo toda la vida UTE, pero por la Ley de Marco Regulatorio de 1997 debe pasar a ADME. Lo vamos a hacer vía un arrendamiento de servicios, como prevé la ley; en menos de un mes seguramente estará concretado. Estaba en una ley de 1997, recién ahora estamos instrumentando su aplicación. De todos modos, que el DNC esté en manos de UTE no impide para nada que alguien inyecte energía, porque el DNC se maneja con un criterio económico: en cada momento manda generar para la red a la fuente más barata disponible.

EC - ¿Usted dice que el camino para que un privado instale un parque eólico, por ejemplo, y venda en el mercado spot, les venda a otros privados o a UTE, está despejado en este momento?

P de A - Está totalmente despejado. Tanto es así que la empresa Zenda –la curtiembre Branáa– hace unos tres meses inauguró un generador que está armado para entregar energía al mercado spot.

EC - Esa posibilidad ya está habilitada, entonces, pero implica riesgos para el privado.

P de A - El privado que se mete tiene que estar dispuesto a soportar el precio que en ese momento haya en el sistema. Y ese precio en algunos momentos puede ser muy bajo. Supongamos que a partir de ahora empieza a llover abundantemente, entonces toda la generación de Uruguay pasa a ser hidráulica y no hay necesidad de poner ninguna máquina térmica en funcionamiento, cosa que es posible. En esas circunstancias el precio de la generación, particularmente en las horas de menor consumo, es tan bajo que puede ser muy cercano a cero, porque la mayoría de las represas está amortizada, su costo de operación y mantenimiento es muy bajo y el agua es gratis. En ese momento la red tiene un precio, por decir algo, de 20 dólares el megavatio/hora. Entonces un eólico, un generador con base en biomasa o, peor aún, un generador con base en combustibles fósiles, que tiene un costo de generación que puede ser cinco o seis veces mayor que eso, se ve obligado a vender a un precio cinco o seis veces menor y lógicamente pierde plata. Ahí corre un riesgo.

Claro está que hay momentos en los cuales el precio del sistema es muy alto, como fue por ejemplo hasta hace 15 o 20 días, cuando estábamos importando energía de los países vecinos.

EC - ¿Cuál? ¿500 dólares el megavatio?

P de A - No llegó a 500, estuvimos en el entorno de los 350.

EC - Es un precio alto.

P de A - Si el hombre tiene un generador y puede esperar a que los precios estén altos y vender en ese momento, hace negocio. Pero un generador eólico no puede generar cuando el dueño quiere, genera cuando hay viento, entonces capaz que hay viento entre las dos y las seis de la mañana, que es cuando el precio de la energía es más bajo. Se ve obligado a vender en ese momento y no hace negocio.

El reclamo que está detrás de toda esa gente que dice que hay trabas es que UTE les haga un contrato en el cual se comprometa a pagar un precio de su satisfacción. UTE está dispuesta a hacerlo, pero con una licitación: confrontemos los precios de las distintas ofertas y le adjudicamos al que resulte más económico. Es lo que hicimos con este mecanismo.

EC - Entonces la pregunta es por qué se hacen licitaciones por potencias totales tan bajas, por 24 megavatios, como esta vez.

P de A - Hace más de tres años a nadie se le ocurrió hacer una licitación para convocar a generadores privados a instalar generación no tradicional en el país, lo empezamos a hacer ahora. Y como buena experiencia que estamos haciendo, empezamos por algo muy conservador. Es muy poco en términos absolutos, pero es mucho desde el punto de vista del tamaño del sistema. Para nosotros 60 megavatios en algunos momentos puede ser el 5 o 6% de la potencia entregada al sistema. Como punto de partida es muy alto.

Para darle una idea, en Brasil hay un programa que se llama el PROINFA (que tiene unos tres años de vigencia y está orientado en la misma dirección) que estableció como meta la incorporación de una cantidad muy grande con origen eólico, algo así como 500 o 600 megavatios. Pero esos 500 o 600 megavatios en el total del sistema eléctrico brasileño representan el 2%. No es por aquello de mal de muchos, consuelo de tontos, pero el paso que hemos dado no es nada despreciable.

EC - De todos modos, teniendo en cuenta las limitaciones serias por las que estamos pasando, los problemas que tenemos incluso para recibir energía con origen argentino, lo que ha pasado con el precio del gas e incluso con el precio de la energía eléctrica –nos hemos enterado ahora de que cuando viene de Brasil para Uruguay y pasa por territorio argentino, Argentina le carga un plus en el camino–, ¿no deberíamos dar pasos un poco más audaces en licitaciones para energías con origen renovable?

P de A - Permítame hacer una aclaración: la energía que viene de Brasil cuando pasa por Argentina paga peaje. Ese mismo peaje que pagaría un generador uruguayo por vender energía al sistema, por el uso de las redes, lo pagamos en Argentina. Y a su vez pagamos el peaje por el uso de la conversora que está ubicada en la frontera sobre el río Uruguay entre Argentina y Brasil para hacer el cambio de frecuencia. Entonces, si bien hay que pagar, y efectivamente pagamos eso, esos valores se explican en función de esas situaciones y son razonables. Es lo mismo que paga el consumidor argentino.

EC - Se destacaba que nos cobran 35% más caro ese envío de energía eléctrica brasileño y que cuando Uruguay vende, lo hace al costo.

P de A - No es así, los convenios de interconexión con Argentina establecen mecanismos simétricos y transparentes. Pagamos los mismos valores que paga el consumidor argentino, y recíprocamente cuando les enviamos nosotros a ellos. No hay pluses, el plus viene del largo camino que recorre la energía eléctrica desde que arranca en algún generador brasileño, que vaya a saber dónde está, hasta llegar a Uruguay pasando por Argentina. Esa es la explicación. Y no es 35%, no tengo exactamente el valor pero no es algo que incida significativamente.

EC - De todos modos, está claro que estamos con muchos problemas. Entonces, ¿por qué no dar pasos más largos?, ¿por qué no convocar a licitaciones por más potencia en energía eólica o energías de fuentes renovables en general?

P de A - Estamos en ese camino. Estos 60 megavatios son un paso inicial, van a venir otros. Lo ha anunciado el Ministerio de Industria, Energía y Minería, que es el que marca la política energética del país, se va a llegar a 250 o 300 megavatios de generación no tradicional en un plazo de cuatro o cinco años. Esa es la política que se ha definido y que está en proceso, hay que instrumentarla. Estamos en proceso de instrumentarla, y se va a concretar lo más rápidamente posible.

Por otra parte, esta incorporación de potencia es lo que llamamos generación distribuida, esto es, que se inyecta en puntos de la red dispersos por el país. La concepción de nuestras redes eléctricas, sobre todo las redes de transmisión, no está pensada para la generación distribuida, porque parte de la base de la existencia de grandes generadores concentrados en un lugar y después grandes redes de muy alta tensión que la llevan a los grandes centros de consumo. Hacer toda la transformación para poder recibir esta generación implica inversiones adicionales de UTE y estudios técnicos y capacitarnos en el manejo de eso, que no es obvio.

Con eso trato de explicarle el paso de nada más que 60 megavatios que hemos dado, porque estamos haciendo experiencia y generando las condiciones para la transformación que tiene que darse en nuestras redes para poder recibir más generación. El proceso se ha iniciado y va a seguir indefectiblemente, por lo menos en esta administración.

EC - ¿Está confirmado que a principios del año próximo se convocará a un llamado por 300 megavatios?

P de A - No, se va a hacer en forma gradual. Lo que está definido es el criterio de incorporación de esos 300 megavatios de generación no tradicional gradualmente. Falta la instrumentación de cómo se va a hacer. Será mediante licitación, mediante convocatorias públicas, mediante contratos directos, eso todavía no está definido, se va a hacer a la brevedad.