(Emitido a las 07.38)

EMILIANO COTELO:
Fueron cuatro años de idas y venidas, pero finalmente ayer las autoridades de UTE recibieron con alivio la presentación de cuatro ofertas en la primera etapa de la licitación por la central de generación térmica de ciclo combinado.

Los oferentes fueron el consorcio integrado por Siemens, Westinghouse Power y la constructora Norberto Odebrecht, el integrado por General Electric International y Duro Felguera Energía, el que forman Fiatengineering do Brasil y Maire Engineering, y la empresa Alstom Switzerland.

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Estamos en diálogo con el gerente general de UTE, contador Carlos Pombo. Empecemos por recordar qué es esta central de ciclo combinado, como se la denomina en el lenguaje técnico.

CARLOS POMBO:
Puede haber dos tipos de centrales que actúen básicamente con gas natural como combustible: centrales de ciclo abierto o de ciclo combinado. En las de ciclo abierto, la expansión del gas mueve un primer generador, lo que da una eficiencia de un 32 a 33% por unidad calórica; pero hay un desaprovechamiento de calor, que va a la atmósfera. En el ciclo combinado ese calor vuelve a ser aprovechado: con él se calienta agua, el agua forma vapor, y la fuerza de expansión de éste (al igual que en las antiguas locomotoras) mueve una nueva turbina. Entonces tenemos un ciclo a gas y otro a vapor, y por eso se lo llama ciclo combinado.

Decíamos que en un ciclo abierto, con la tecnología de hoy, se obtiene una eficiencia del 32 - 33% por unidad de combustible. Con la misma cantidad de combustible, un ciclo combinado tiene una eficiencia que, también de acuerdo al arte de la tecnología, ya anda hoy en el entorno de 56 - 58%, con lo cual se está abaratando muy fuertemente la generación de la energía eléctrica.

EC - ¿O sea que esta planta será más eficiente que la que ya existe hoy en La Tablada?

CP - Infinitamente. Más de un 50% más eficiente.

EC - De todos modos se parecen en cuanto a que puede funcionar tanto con gas natural como con gasoil.

CP - La Tablada funciona hoy únicamente con gasoil. Lo que se puede hacer es transformar la planta de La Tablada para que también queme gas natural.

EC - ¿Está previsto?

CP - Sí, pero es un tema un poco más largo.

EC - Lo dejamos para otra oportunidad.

CP - En cambio, en el pliego de esta licitación está previsto que esta nueva planta queme dos combustibles: gas natural y gasoil. Y esto está hecho básicamente por dos condicionantes. La primera es que esta planta es una consecuencia inmediata del contrato de gas que firmó UTE por el que compra 300 millones de metros cúbicos de gas por año durante 15 años. Cuando se armó este contrato sobre el gas (y hubo mucha gente trabajando en él) no se pensó sólo en la compra sino como un contrato de compra más uno de transporte desde la boca del pozo hasta el gasoducto de Montevideo y, desde ahí, hasta la planta de generación.

EC - Usted alude al contrato que UTE firmó cuando estaba por terminar de construirse el gasoducto Cruz del Sur, que según se ha dicho fue el que hizo viable esa inversión.

CP - No tenga la menor duda de que fue el que la hizo viable, porque si no hubiera estado ese contrato el gasoducto no se hubiera hecho.

Pero ese contrato no nos provee de transporte durante los 365 días del año, porque hubiera sido muy oneroso hacerlo así. De modo que tiene una garantía de transporte durante 235 días, y durante el resto del año no hay transporte firme. Por lo tanto, durante algunos días del año, no necesariamente esta central va a tener gas -y eso era lo más económico al armar el contrato-, porque el proveedor no tiene la obligación de suministrarlo. Durante esos días, entonces, esa central va a usar gasoil. Y eso se hizo así porque, analizados los distintos escenarios, ése era el más económico a los efectos de la generación.

La segunda razón por la que esta central va a quemar gasoil es precisamente que, si ocurre algún inconveniente con el suministro de gas (que puede ser de variada índole), no falte la energía en Uruguay, aunque sea más cara, generada con gasoil.

EC - Por ejemplo, en una coyuntura como la que tenemos ahora, en la que tenemos dificultades, podemos tener problemas con el abastecimiento de gas desde Argentina.

CP - Sin duda. En una coyuntura como la de ahora, muy probablemente hubiéramos tenido alguna restricción adicional (y esto lo digo a título totalmente personal) pero, de todas maneras, Uruguay tenía el combustible adicional -gasoil- como para seguir generando sin ningún inconveniente con esta planta. Reitero que en el pliego de licitación para esta planta, lo que UTE y Uruguay están pidiendo es la posibilidad de quemar combustible dual.

EC - Estamos hablando de una planta cuya potencia neta ¿será de ...?

CP - Entre 380 y 400 megavatios. Y lo hicimos así porque, al haber cuatro grandes fabricantes de plantas, que concentran el 95% de la producción de plantas en el mundo. De los que usted mencionó en la introducción, el cuarto fabricante -que no está directamente representado- es Mitsubishi.

EC - Se especulaba con que se iba a presentar.

CP - Aunque no directamente, sino a través de un desarrollador, Mitsui. Cuando dejamos una holgura en cuanto a la cantidad de megavatios es tratando de que todos los fabricantes a nivel mundial puedan estar representados. En la configuración de sus máquinas, no todos ofrecen la misma cantidad de megavatios. Al tener esa flexibilidad, estamos tratando de contemplar el mercado de máquinas de generación y dejar la posibilidad de que se presenten distintas alternativas.

EC - Con esa potencia de generación, ¿qué va a permitir esta central cuando esté funcionando, en cuanto al parque de generación de energía eléctrica en Uruguay?

CP - Dos cosas muy importantes. La primera, que va a permitir seguir contando con energía cuyo costo de generación... Normalmente el costo de la energía que llega a los usuarios está compuesto por tres tramos clásicos: la generación, la transmisión (grandes autopistas por donde circula la energía) y la distribución (las pequeñas calles que llevan la energía a cada uno de los consumidores). En cuanto al primer tramo, con esta central Uruguay se estaría asegurando un costo de generación compatible con los de la región. El objetivo que se busca es que el costo Uruguay, por ejemplo para el sector industrial o comercial, no lo haga salir de competencia.

La central permitirá además que el sistema uruguayo cuente con otra seguridad.

EC - Un poco más de independencia de las centrales hidroeléctricas.

CP - Sin duda. Estamos tratando de lograr el equilibrio razonable entre el parque hidráulico y el térmico que debe existir en todos los sistemas. Máxime cuando nuestro parque hidráulico tiene una variabilidad muy importante, en función de que Salto Grande todavía sigue representando una porcentaje muy importante en el total de la oferta de energía.

EC - De todos modos, para que esa posibilidad se concrete, para que estos impactos positivos sean palpables, faltan por lo menos tres años.

CP - Esta licitación tiene un mecanismo de dos sobres. El primero para una calificación técnico económica de las empresas, porque no queremos que pase lo que pasó en otros lados. Todos los fabricantes están buscando mayor eficiencia y ya hay plantas más eficientes, con distintas tecnologías. Queremos una planta muy eficiente pero que al mismo tiempo podamos comprobar que está funcionando perfectamente en el mercado mundial, y por eso exigimos que en los últimos cinco años hayan sido construidas al menos dos plantas con la misma configuración: una turbina a gas con un generador similar, una turbina y un generador a vapor similar.

EC - Eso se analiza en esta primera etapa de evaluación técnica.

CP - Exactamente. Y también que la empresa que se presente (si es un consorcio uno de sus miembros con una mayoría específica en el consorcio) haya construido dos plantas de similares características en los últimos años. Con eso buscamos que, cuando esta planta quede instalada, tengamos una razonable seguridad de que va a funcionar normalmente.

Yo he tenido la suerte de ver en los últimos años bastante en el sector eléctrico mundial, y uno puede encontrarse con sorpresas; a veces un fabricante de primer nivel instala una planta y demora cinco o seis meses para ponerla a punto en su funcionamiento. En Uruguay no nos podemos dar ese lujo.

EC - Están tomando las precauciones para que no ocurra.

CP - Por lo menos minimizar ese riesgo.

EC - ¿Cuánto demora la evaluación técnica?

CP - Las ofertas son voluminosas, porque se pidió mucha información, pero creo que con las cuatro presentadas habremos completado razonablemente el proyecto en términos de un mes más, porque estamos dejando en libertad de los oferentes que presenten el que más les convenga de acuerdo a las características del terreno que les estamos dando para ubicar la central, las características del agua, de la temperatura y las condiciones ambientales de Uruguay.

EC - ¿Y después?

CP - Después de esa evaluación técnica viene la apertura del segundo sobre (que ha quedado lacrado) de las empresas que hayan precalificado para su evaluación económica: el precio por megavatio y otros factores que intervienen en la fórmula de comparación. Y también UTE ha pedido que el propio proveedor traiga un financiamiento de por lo menos 80% del total de la obra.

El plazo total que estamos poniendo, y a partir de él penalizando muy fuertemente a quien no llegue a cumplirlo, es de 30 meses para la ejecución de la obra a partir de colocada la orden de producción a ese fabricante.

EC - A contar de hoy, ¿cuánto es el tiempo estimado para que la planta esté funcionando?

CP - Estimo que van a pasar tres años, sin duda. Y ojo, que el gran tema que tenemos es que Uruguay, desde el punto de vista de la demanda eléctrica, tiene un crecimiento como no recuerdo en los últimos 10 o 12 años. El crecimiento de la demanda se ubica en el primer trimestre del año en guarismos superiores al 9%, a pesar de que antes del período de crisis veníamos con un crecimiento de alrededor del 3,7% anual. Si llevamos este crecimiento del 3,7% al consumo en punta del sistema uruguayo, que anda en los 1.500 megavatios, para satisfacer esa demanda el país debe instalar o importar unos 55 o 60 megavatios adicionales. Verificado este crecimiento explosivo que tuvimos, también hay que ver si este crecimiento se mantiene porque, al tener tres años para una construcción de este tipo, se necesita anticiparse a la demanda de los próximos años y contar con un parque de generación disponible para abastecerlo.

EC - ¿Ya se está pensando en nuevas centrales para continuar incrementando el parque generador?

CP - Voy a ser muy cauto en la respuesta. Desde el punto de vista técnico, sin duda se está pensando en nuevas centrales.

EC - Eso desde el punto de vista técnico, porque desde el punto de vista político ¿esto no es tan sencillo?

CP - Yo soy un técnico que trata de plantearle al Directorio, a través de toda una estructura de planificación que hemos mantenido y acrecentado en el tiempo, cuáles son los distintos escenarios en los cuales entendemos que debe moverse el sector eléctrico. Y no sólo en la parte de generación sino obviamente también en la transmisión y distribución, porque al ir creciendo y desarrollándose, si no se prevé las carreteras no va a poder dar el suministro de energía. La Gerencia de Planificación, que depende directamente de la Gerencia General, no sólo tenemos pensadas nuevas plantas sino que tenemos escenarios trazados a más de 15 años.

Y creo (lo dejo planteado a nivel personal) que Uruguay tiene un desafío importante en cuanto al abastecimiento antes de que esta planta esté construida. Tenemos una muy fuerte interconexión con Argentina; son sistemas que están prácticamente emparentados, pero estos problemas hacen repensar algunas cosas; y si Uruguay sigue creciendo -aunque sea aa tasas inferiores- en forma similar al presente (yo soy un convencido de que va a pasar así), va a tener que afrontar algunos temas el año que viene. Estamos planteando al Directorio algunas soluciones alternativas, y el Directorio la trasladará al Ministerio de Industria, Energía y Minería.

Quiero hacer una última precisión. Nosotros teníamos contratados 338 megavatios, y eso porque nos moveos en una previsión media (ojalá pudiéramos prever exactamente lo que va a pasar mañana): estamos trabajando con cifras de más de 90 años, con aportes hidráulicos de los meses similares de años anteriores, y los contratos son pensados para situaciones medias. Lo que nos faltó de Argentina fue alrededor de 138 megavatios. Si restamos lo de Brasil, lo que nos estuvo faltando en términos netos fueron 118 megavatios. O sea que, en una situación como esta, aunque no hubieran existido las restricciones en la oferta de Argentina, igual hubiéramos debido tener funcionando el 70 u 80 % de nuestro parque térmico. En nuestro presupuesto económico financiero tenemos previsto un costo de abastecimiento de la demanda que prevé un monto significativo para combustibles líquidos, que por suerte no tuvimos que utilizar en los tres años anteriores. En una situación con aporte hidráulicos sustancialmente menores a la media, como esta, aunque no hubiéramos tenido restricciones de Argentina tendríamos que haber prendido buena parte de nuestro parque térmico.

EC - Independientemente de las restricciones argentinas.

CP - En situaciones medias como la que manejamos podemos tener una abundancia como la que tuvimos en los últimos tres años (y se puede concluir que habíamos contratado bien) o situaciones como esta en que tenemos que contratar el parque térmico. Cuando uno proyecta los escenarios previendo situaciones medias, tratamos de equilibrar esa situación.

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EC - La central será construida en un predio ubicado en las cercanías de Punta del Tigre, San José. Se estima su costo de entre 150 y 170 millones de dólares. En su edificación trabajarán algo más de 500 personas.

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Transcripción y edición: Jorge García Ramón