En el año 2013, por citar un ejemplo, eran 24 los parques eólicos en funcionamiento y se estaba a la espera de la instalación de tres más. Ese año fue una novedad que el sistema eólico uruguayo produjera más energías que las represas hidroeléctricas del Río Negro. 2013 nos encontró lejos de la crisis energética del 2006, y nos posicionó como exportadores en ese sentido. Las empresas comenzaron a beneficiarse de la situación y encontraron la riqueza en horizontes regionales, en tanto el gobierno continuaba pensando en granjas voltaicas.
Ubicándonos nuevamente en el año 2006, no todo fue color de rosas. A finales del mismo, un mega watt por hora (MWh) le costaba al Estado más de USD 400; asunto que obligó a UTE gastar USD 370 millones para generar energía. Entró en juego, además, el precio del petróleo y su volatilidad, causa por la que se terminó gastando USD 200 millones más de lo esperado.
Llegó también el problema de la regasificadora a mediados del año en cuestión. Importar energía a Brasil nos costaba entre 80 y 160 dólares el MWh; por otra parte los argentinos se perdían en promesas de vendernos gas por debajo de los USD 20, palabras que no llegaron a hacerse tangibles.
En tanto, el precio del crudo continuaba teniendo a las empresas y los gobiernos en jaque. Uruguay se cargó de incertidumbre por el norte y por el sur. Estábamos al borde de los apagones; algo que no se daba hacía 20 años y amenazaba el aprobado desempeño del primer gobierno frenteamplista.
En el corto plazo se ordenó la construcción de la planta térmica de Punta de Tigre ya que era primordial una inyección de energía eléctrica en un escenario económico que a esa altura mostraba cierto repunte. El gobierno estudió las posibilidades del carbón, la energía nuclear, la térmica y más derivados del petróleo. Se planteó lo de las renovables, aunque se vieron como caras y lejanas.
Pero la situación financiera de Europa de 2008 hizo que las tecnologías eólicas maduraran; los precios de los aerogeneradores bajaron junto con las tasas de interés. 11 años más tarde, con USD 3.000 millones de inversión, con la instalación de 24 parques eólicos, el viento comenzó a producir 1.100 MW a la red de UTE. Y se estimaba que si la tendencia continuaba, para el año 2018 fueran 1.500 MW.
Hoy, a pocos días de finalizar el año 2019, puede decirse que Uruguay está dentro de los primeros cuatro países del mundo en producir energía eólica.
Los parques que la producen son casi 30, pero frente a este hito, ¿realmente todo lo que llegó después de la crisis energética en materia eólica fue beneficioso para las empresas públicas? ¿Cuál es el problema de esta energía en nuestro país si tan exitosa parece ser la producción? ¿Qué sucede con el usuario final?
Las respuestas están a la vista
Muchos parques de golpe. El apuro por construir. La sobreproducción. La obligatoriedad de comprar energía que no necesitamos. Contratos con plazos cuasi-eternos. Es que al principio de la historia, la Dirección de Energía marcó la meta de 300 MW de energía eólica para 2015, pero ese tope fue superado por cinco, llegando hoy a los 1.500 MW, a pesar de que en ocasiones los parques deban apagarse debido a que la red no tiene capacidad para absorber tanta energía.
El problema también es que cuanto mayor es el peso del eólico en la matriz energética, más importante se torna contar con plantas de quema de hidrocarburos en caso de ser necesario, es decir que únicamente se utilizan en picos de consumo, según explicamos en La Mañana en un artículo anteriormente realizado por Pablo Sitjar.
Durante 2018 se despacharon 4.719 GWh de energía eólica a la red, cifra que representa el 33% de la electricidad generada. La compra de esta energía le costó a UTE USD 330 millones al año, y la empresa estatal tiene la obligación de comprarla durante el período de los contratos, que en promedio son 16 años. Esto indica que el valor presente de las compras que debe hacer UTE llegaría a unos USD 4.600 millones.
Al estar comprometida a respetar los contratos de compra hasta su vencimiento, la alternativa que tiene UTE para cubrir esos sobrecostos es pasarlo a la tarifa, siendo los usuarios finales quienes se encargan de cubrirlo. Entonces, lo que fue un fenomenal impulso energético, está generando que social y empresarialmente se paguen costos altos por energía que no se necesita.
El caso Valentines: culpas de mano en mano
La generación de energía del parque eólico Valentines (Areaflin S.A.), propiedad de pequeños ahorristas, AFAP y UTE, desde que se ha puesto en operación muestra una producción acumulada por debajo de lo esperado, según sostiene un documento de la calificadora de riesgo CARE. En 2017 la producción de energía estuvo un 6,8% por debajo de lo teórico, en 2018 un 8,8% y en el último año, al 30 de junio de 2019 un 10,4% por debajo.
Por ese motivo, UTE solicitó a la consultora internacional DNV Garrad Hassan que analice el desvío. Ya que fue quien realizó el estudio de estimación de generación energética antes de la instalación del parque.
Según el informe de CARE, el desvío por el momento no es significativo teniendo en cuenta que faltan 18 años de operación y “habrá que ver en el mediano plazo si los valores reales de generación se alinean con los teóricos esperados, de lo contrario, si en el futuro se mantienen estos desvíos, los mismos podrían llegar a erosionar la rentabilidad prevista”.
El informe señaló que el factor de capacidad, si bien es menor al esperado, está por encima de los valores críticos, y ante la eventualidad de mantenerse, estaría asegurando una tasa de retorno del 8,2%, menor a la del prospecto pero “igualmente atractiva”. La tasa de retorno esperada para las acciones de Areaflin S.A. se mantendría en niveles aceptables aún si se diera una reducción en el factor de capacidad, en la producción y en venta de energía, de hasta un 15% respecto de la esperada originalmente, explicó la calificadora.
