(emitido a las 07.36 Hs.)

JUAN ANDRÉS ELHORDOY:
Está previsto que para hoy afloje el calor.

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JAE - Meteorología prevé 37 grados para Montevideo, 35 para el centro-sur y 34 para el norte.

Este es un dato clave a la hora de programar la generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del país. Según los últimos datos disponibles de la Administradora del Mercado Eléctrico (AME), el pico máximo en el verano se produjo este martes y fue de 1.469 megavatios a las 14.20 horas. Esto marca el perfil del consumo en el verano, seguramente influenciado por un fuerte número de equipos acondicionadores de aire. Además, se da al mediodía, cuando en invierno los picos tienen lugar sobre la noche.

Como el consumo se explica por un factor climático, esto tiene incidencia tanto en Uruguay como en Argentina. UTE alerta por el corte de energía que provee la Argentina. Esto ocurrió en las últimas horas y se trató de una medida que obligó a utilizar las reservas del río Negro. Estas reservas se venían preservando en los embalses de las represas ante las perspectivas de sequía.

Una última información dice que a partir de las seis de la tarde de ayer Argentina volvió a suministrar la energía hacia Uruguay, pero esto puede cambiar radicalmente en función del tiempo.

Estamos en contacto con Gerardo Rey, director de UTE. ¿Cómo ven este asunto de Argentina y qué peso tiene hoy como proveedor de energía?

GERARDO REY:
Cuando estamos en un momento de lluvias escasas y con una sequía que se prolonga en el tiempo, las principales y más económicas fuentes para generar energía eléctrica son la represa de Salto Grande y las tres represas que tenemos en el río Negro: Baygorria, Palmar y Bonete. La energía que no podemos generar por la escasez de lluvia la tenemos que sustituir con otras fuentes. Las fuentes que utilizamos son esencialmente dos: por un lado, nuestro parque térmico; aquellas unidades que generan energía eléctrica con derivados del petróleo. Por otro, la importación. Con Argentina tenemos una importación de energía de unos 150 megavatios fijos por contrato. Pero es interrumpible. Es decir, Argentina tiene la posibilidad de interrumpir el suministro de energía si su demanda interna la obliga a consumir la totalidad de esa energía. Además de ese contrato estábamos utilizando máquinas que en Argentina no estaban siendo utilizadas para generar energía. Esto nos venía bien para intentar reservar el agua que tenemos en Rincón del Bonete, que es la que nos regulan las tres represas del río Negro. Argentina tuvo alguna dificultad que fue motivada básicamente por el calor. La diferencia entre Argentina y Uruguay es que mientras nosotros tenemos los picos de consumo en el invierno, Argentina suele tenerlos en el verano. Entre otras razones, esto sucede porque los uruguayos utilizamos mucha energía eléctrica para calefaccionar y Argentina utiliza otros energéticos como el gas natural.

JAE - No es entonces que Uruguay dependa de Argentina para satisfacer su demanda.

GR – No. Se aprovecha la oportunidad de generar en Argentina como una estrategia para utilizar los recursos en forma más prudente y reservar el agua de los embalses. Como te explicaba, ellos tienen dificultades en el verano. Argentina venía entregando entre 150 y 300 megavatios pero tuvo un fuerte pico de calor, subió rápidamente el consumo de energía en esos días e interrumpieron transitoriamente la exportación a nuestro país, que se empezó a normalizar en la tarde de ayer.

JAE - Otro elemento a tener en cuenta son los costos. En el contrato SEMSA de Argentina el megavatio tiene un costo de 78,54 dólares. La terminal a gas en Punta del Tigre, por ejemplo, tiene un costo de 152 y la de La Tablada de 228. Estamos hablando de diferencias de hasta más del doble. Al no tener energía barata de Argentina, UTE tiene que encender más centrales térmicas con costos mayores. ¿Cómo incide eso en las cuentas de UTE?

GR - Separemos dos temas. El primero es cómo se abastece. La importación de energía permite dejar de utilizar equipamiento más barato y más estratégico como la represa de río Negro. El segundo aspecto es que estamos obteniendo precios sumamente convenientes en la importación de Argentina. Esto es algo coyuntural. Hay que verlo a lo largo del tiempo y en nuestros costos medios. Cuando hacemos nuestras previsiones siempre lo pensamos a lo largo del año. No ajustamos los precios de las tarifas según la coyuntura. Venimos de un año 2010 muy bueno, en el que tuvimos una buena hidraulicidad que nos permitió, entre otras cosas, no tener que ajustar nuestras tarifas durante todo el año.

JAE - ¿Qué pasa con Salto Grande? Está con una generación mínima de energía.

GR - Salto Grande tiene un aporte escaso. Tiene una diferencia importante con respecto a la represa de río Negro y es que el lago de Salto Grande es pequeño. En él no se puede embalsar agua para más de 15 días de consumo. Entonces, cuando el agua está hay que aprovecharla para generar, y cuando las lluvias son escasas, como ahora, los aportes son muy bajos. Distinto es en río Negro, donde tenemos un lago que nos permite embalsar agua para más de tres meses de funcionamiento a pleno de las tres represas. Entonces, los bajos aportes de Salto Grande son los que en principio siempre hay que sustituir con las dos medidas que mencionaba: o importar energía o generarla a un costo más alto con nuestro parque térmico.

JAE - El diario El País se ocupa hoy de otro aspecto que tiene que ver con UTE. Ayer tres empresas fueron seleccionadas en la licitación eólica de 150 megavatios que había lanzado UTE a mediados del año pasado. Fueron seleccionadas una firma española, Teyma, y dos argentinas, Impsa y Fingano. Sus proyectos van a implicar una inversión de 300 millones de dólares en tres granjas. La de Teyma en Tacuarembó, la de Impsa en Lavalleja y la de Fingano en Maldonado. ¿Cómo juega esto en el mediano y el largo plazo?

GR - Esto se inscribe en la promoción de las energías renovables, y dentro de esa promoción en una modalidad. La modalidad es una de las formas de combinar lo público con lo privado. Estas licitaciones apuntan a que un privado instale un parque eólico y UTE se compromete a comprarle toda la energía que genere durante 20 años al precio pactado. Y el precio surge de una licitación, es decir, se selecciona al parque eólico que ofrece la energía a un precio menor.

JAE - Estaba mirando que la firma Venti, que pertenece al grupo Impsa, obtuvo el primer lugar en la licitación con un precio de 81,15 dólares.

GR - Sí, después hay que agregar los costos de conexión. En términos generales están en el orden de los 85 dólares. También es preciso decir en qué etapa estamos ahora. Los contratos no están adjudicados, simplemente ayer se publicó el informe de la Comisión de Adjudicación. Ahora todos los oferentes –recordemos que se presentaron 21– tienen un plazo de 10 días para realizar alguna objeción a los criterios utilizados por la comisión. Si no hay objeciones de fondo, estaremos adjudicando a los proyectos que menor valor ofertaron por la energía en los primeros días de febrero. Y ya está prevista la segunda etapa. Ahora estaríamos adjudicando 150 megavatios, y está previsto que a fines de abril o a principios de mayo como máximo estemos abriendo una segunda legislación para otorgar otros 150 megavatios y así cumplir con las metas que fueron acordadas entre todos los partidos políticos en el marco de la multipartidaria.

JAE - La segunda licitación va para fines de abril, todavía no fue adjudicada, los proveedores de energía van a ser elegidos en los primeros días de febrero. Si eso se da y no sucede nada extraño, ¿en qué plazo deberían empezar a producir energía?

GR - En el orden de un año y medio, dos años. Eso es lo que va a demandar la construcción de cada parque eólico.

JAE - ¿UTE en todo momento tiene la obligación de comprar, de nutrirse de esa energía eléctrica?

GR - Sí, esa es la modalidad, el privado oferta la producción de energía eólica, se pacta el precio, se establece la paramétrica que va a ajustar el precio durante esos 20 años, y UTE se compromete a comprarle toda la energía eléctrica que genere. Esa es la forma de promoción de las energías renovables, que en este caso se está llevando adelante con la eólica. En el caso de la otra fuente, que es la biomasa, existe un decreto que ya fijó los precios, y hay un año de plazo para hacer un contrato de similares características con todo aquel que se ajuste a las condiciones que fijó ese decreto.

JAE - Montes del Plata también va a volcar energía a la red, se calculan 60, 80 megavatios, una vez que la planta de celulosa esté funcionando en Conchillas.

GR - En 2013, eso es lo que está previsto. Ese es otro contrato de biomasa. En este caso, la modalidad es bastante similar a la que hoy tenemos con UPM, la ex Botnia. Los procesos de producción de celulosa permiten que esas plantas aprovechen la madera para generar la energía eléctrica para su propio proceso productivo, y además les quede un excedente de calor que transforman en energía eléctrica. En el caso de Botnia tenemos un contrato, entrega 30, 40 megavatios a la red todos los días. Montes del Plata va a tener la posibilidad de entregar un poco más, va a estar entre 50 y 80 megavatios, según lo que han anunciado las autoridades, y hemos firmado un contrato que fija básicamente el precio, que es 84,50 dólares el megavatio/hora, y un plazo de 20 años, muy similar al que tenemos con la energía eólica.

JAE - Se viene un nuevo tarifario, UTE va a aplicar un ajuste que anualmente ocurre el 1º de febrero. En este caso se está hablando de un incremento de 5,5% promedio para todo público.

GR - La cifra definitiva la vamos a tener mañana, el directorio está citado para mañana para eso, pero podemos adelantar dos o tres cosas. La idea es hacer un único ajuste en el año tomando en cuenta que las tarifas no se ajustan al alza desde setiembre de 2009; en 2010 no hubo ajuste tarifario, hubo una rebaja en febrero para un segmento de clientes de menor consumo eléctrico, y la idea es que este sea el único ajuste tarifario. Lo segundo es que todas las previsiones dan que vamos a poder ajustar las tarifas por debajo de la inflación. Mañana tenemos que ajustar esos números y ver cómo se reparte entre las distintas tarifas, esto es, si todos los clientes pagan una misma tarifa, o si hay una tarifa y hay un aumento mayor para un segmento y menor para otro, como se ha hecho en otras oportunidades. La fecha es a partir del 15 de febrero.

JAE - ¿Entonces lo de la tarifa única tiene que ver con el ajuste, el porcentaje único para todas las tarifas, o se está apuntando a una tarifa única para consumo residencial, comercial y demás?

GR - Se fija un ajuste tarifario que tiene que ver con el promedio, y después hay dos modalidades. Una modalidad es que todas las tarifas, esto es, las de las pymes, las de los grandes consumidores y las de los residenciales, aumenten el mismo porcentaje, y la segunda modalidad es que las tarifas residenciales se les ajuste tanto, a la pymes tal valor y a los grandes consumidores tal otro. Este detalle lo tenemos que terminar de definir mañana en la sesión de directorio que ya está citada, entre otros para ese punto.

JAE - El directorio de UTE quiere ir acercando todas las tarifas hacia un mismo lugar, que las diferencias que hoy existen en el tarifario vayan confluyendo hacia un escenario único.

GR - No, las tarifas tienen un valor diferente según la modalidad de consumo, entre otras cosas porque los costos para generar esa energía son distintos si se consumen 150 kilovatios o en cada uno de los hogares. Como en todo país del mundo, las tarifas tienen un valor distinto según la modalidad de consumo. Los estudios dan que no todas las tarifas se aproximan a los costos reales, entonces cuando aparecen distorsiones hay que tener una política para que todas converjan hacia esos costos. Eso ha generado en otras oportunidades, por ejemplo, que las tarifas de las pymes han aumentado por debajo de la media y las de los grandes consumidores por encima. Este aspecto particular lo vamos a definir mañana en la sesión de directorio.

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Transcripción: María Lila Ltaif