Hay riesgo de faltantes ya para 2014 si no se acelera el plan energético

1/2

2/2

Con motivo de la publicación del libro titulado "Una aplicación metodológica para el desarrollo eléctrico del Uruguay", dialogamos con el Ing. Omar Paganini, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Católica del Uruguay, el Cr. Alejandro Perroni, ex gerente general de UTE y ex presidente de CIER, el Ing. Andrés Tierno, ex presidente de Ancap, presidente de la Academia Nacional de Ingeniería, y el Ing. Raúl Zeballos, ingeniero electricista, economista y docente universitario. Liderados por el Ing. Omar Braga, recientemente fallecido, tuvieron a su cargo la coordinación del estudio, primer producto del proyecto "Alternativas para la función eléctrica del Uruguay", que apunta a aplicar una metodología que facilite y fundamente la toma de decisiones sobre el desarrollo eléctrico. A continuación un resumen de la entrevista.

-¿Por qué les pareció necesario encarar este trabajo?

A.Tierno-La infraestructura energética es fundamental para sostener el desarrollo económico del país. Por lo tanto, es valioso que exista una opinión independiente con rigor técnico.

O.Paganini-Aspiramos a generar insumos para el diálogo nacional en torno a la energía, que aporten a la formación de opinión en la ciudadanía, apoyando la concreción de políticas de Estado. Nuestro equipo, junto con destacados especialistas, va a continuar trabajando y aportando estudios sobre diversos temas energéticos.

A.Perroni-Nos encontramos en un momento muy propicio para el debate ya que se han producido dos avances importantes. Por un lado, Uruguay tiene una política energética definida y explicitada desde el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM). Por otro, se dio un paso significativo con el documento de consenso en la Comisión Interpartidaria de Energía en 2010. Sin duda es un punto de partida auspicioso para lograr una política de Estado en materia energética.

-¿Y cuál es el aporte original del grupo?

A.Tierno- El acento de este trabajo, que es sobre la temática eléctrica, está en una metodología diseñada para evaluar distintas alternativas de fuentes y tecnologías de generación a efectos de conocer cuáles tienen mayor robustez al ser aplicadas al desarrollo eléctrico del país.

-¿Cuál ha sido el enfoque metodológico de ese trabajo?

R.Zeballos-Se parte de la demanda prevista, en escenarios de mínima y de máxima, y se calculan las potencias a instalar para suplir esa demanda, aun en años de bajos aportes hídricos. Esas potencias de generación requeridas, que se tienen que ir instalando paulatinamente para suplir la demanda, requieren la formulación de un "plan de obras". Se pueden elegir diferentes fuentes y tecnologías en diferentes momentos, para suplir la demanda prevista. Cada plan de obras puede ser evaluado para determinar su comportamiento. Para ello, se simula el uso de cada generador previsto, año por año hasta 2030, y se pueden determinar costos, impacto ambiental, fiabilidad, etc., es decir indicadores que son la base del estudio de robustez.

-¿Cómo evaluaron la robustez de cada alternativa ?

A.Tierno-Nos basamos en un enfoque multidimensional, que es clásico, pero elegimos cinco dimensiones "duras". En primer término, la dimensión tradicional del costo, o sea cuánto cuesta la energía en cada una de las soluciones evaluadas.

Luego analizamos la dimensión de la fiabilidad o seguridad del suministro, comparando los riesgos de desabastecimiento de una solución u otra. En tercer término, estudiamos la sostenibilidad ambiental de cada alternativa, lo cual implica evaluar los impactos ambientales de largo plazo de cada una.

La cuarta dimensión es la flexibilidad, es decir cómo soporta cada solución las desviaciones entre la evolución real de la demanda y la esperada cuando se tomaron las decisiones. Estas desviaciones son las que pueden dejar a una solución sobredimensionada o subdimensionada, generando sobrecostos.

Por último, introdujimos una dimensión nueva para este sector, que ha sido tomada del sector financiero. Consiste en la prueba de estrés ante hechos extraordinarios que tienen una bajísima probabilidad, pero cuyos impactos podrían ser muy fuertes en caso de que se produjesen.

Otros autores usan una mezcla de variables "duras" con variables más "blandas", que generalmente suelen ser tomadas en cuenta por los decisores finales.

-¿Cuáles serían las dimensiones "blandas"?

A.Tierno-Son las de índole social o política y tienen que ver con la interacción del sector energético con otros sectores de la sociedad, con la opinión pública y con las relaciones internacionales. En este estudio de carácter técnico, preferimos centrarnos en las dimensiones "duras" y dejar la valoración final de las alternativas a quienes deben decidir. Nuestro aporte no es establecer una solución única para el país, sino darle un marco racional a la discusión.

Fuentes

-¿Cómo analizaron las necesidades de abastecimiento de energía eléctrica en Uruguay?

O.Paganini-Empezamos por el parque instalado para suplir la demanda actual y proyectamos a partir de qué momento se registrarían faltantes. Asimismo, tomamos en cuenta la naturaleza de los diferentes generadores, que puede ser firme o variable. En las fuentes variables, existen elementos fuera de control del operador, por ejemplo porque se depende de un recurso natural -una fuente hidráulica o eólica- que puede estar disponible o no. En cambio, las fuentes firmes están bajo control y pueden operar cuando lo decidimos. De acuerdo con esas características, nuestro estudio determina cuándo el país tendrá necesidad de instalar potencia firme en el sistema eléctrico.

-¿Cuándo habrá que agregar potencia para cubrir la demanda?

R.Zeballos-Surgen necesidades de nueva potencia firme instalada ya en muy pocos años. Con la metodología propuesta calculamos la potencia firme necesaria, en una situación de escasas lluvias, y vamos calculando los faltantes respecto de la capacidad instalada existente. Los cálculos nos indican que con el crecimiento de demanda esperado, si se registra una sequía, los faltantes de potencia firme se darían ya en 2014.

-¿Qué fuentes deberían tener prioridad?

O.Paganini- En el corto plazo, es razonable dar impulso a las energías renovables, en particular la éolica y la biomasa. Sin embargo, cuando se apuesta a fuentes variables, surge enseguida la necesidad de contar también con respaldo firme.

Opciones

-¿Y cuáles son los opciones de contar con fuentes firmes, es decir que aseguren el suministro de energía eléctrica?

O.Paganini-Las opciones no son muchas para el corto y mediano plazo. Como fuentes firmes y en los volúmenes requeridos, se puede manejar la generación térmica con gas natural o con carbón. La biomasa, es una opción complementaria, pero las cantidades disponibles no serían suficientes por sí solas para generar la energía requerida. Empero, la peor alternativa para Uruguay sería llegar a tener faltantes de energía. Por lo tanto, se trata de tomar decisiones de tipo estratégico en un lapso corto y comenzar a implementarlas.

-¿Qué opción sería la más aconsejable?

A.Tierno-Si bien el carbón compite en forma muy pareja con el gas natural, es una solución utilizada básicamente donde hay yacimientos de ese mineral. Tiene el inconveniente de que sus emisiones generan problemas ambientales, con lo cual su valoración en la dimensión sostenibilidad es baja. En cambio, esta es mucho más alta para el gas natural. Otras soluciones como la energía nuclear generan otro tipo de problemas -por ejemplo de resistencia al estrés y de escala- y requieren períodos largos de implementación que las hacen poco atractivas en este contexto.

-¿Qué otras ventajas tiene el gas natural?

A.Tierno-Se está verificando el desarrollo de un mercado global de gas natural licuado y el descubrimiento de nuevos yacimientos. Hay una revolución generada tanto por maneras no convencionales de producirlo -el llamado "shale gas"- como por su transporte en forma líquida por barco a grandes distancias, que lo está convirtiendo en un "commodity". Con la licuefacción el comprador del gas ya no es prisionero del vendedor ni viceversa, como todavía sucede en el caso de los gasoductos. Por eso, Uruguay no debería perder la ventana de oportunidad para ingresar en ese mercado que está en gran crecimiento.

Potencia firme

-¿Cuánto se debería incrementar la potencia del sistema de generación eléctrica?

O.Paganini-Hace falta prever un crecimiento importante. Según nuestros cálculos, se necesitará agregar unos 1.500 MW (N.de R.: abreviatura de megavatio, unidad de potencia equivalente a un millón de vatios) de potencia firme en forma paulatina en el correr de los próximos veinte años. Y hay que tener presente que las fuentes variables agregan solo un porcentaje de potencia firme. Por ejemplo, la instalación de 1.000 MW de energía eólica aporta unos 350 MW de firme en base anual.

-¿Cómo se comparan las perspectivas de incremento de la potencia que surgen del estudio y las opciones que está implementando el gobierno?

A.Perroni-De las opciones que se analizaron, el plan de obras que prevé el desarrollo de la energía eólica más la instalación de una planta de ciclo combinado abastecida con gas natural desde una planta regasificadora, es el que nos dio los niveles más altos de robustez. Además, resulta muy parecido al propuesto en la política energética que está llevando a cabo el MIEM. El impulso oficial a las energías renovables es plenamente compartible y también lo es la estrategia para incorporar potencia firme asociada al alto nivel de utilización que tendrá el gas natural en el siglo XXI.

Al mismo tiempo, valoramos positivamente el fortalecimiento de la interconexión con Brasil, lo que va a dar a Uruguay la posibilidad de concretar negocios de oportunidad muy valiosos en la compraventa de energía. No obstante, se requiere actuar rápidamente debido a las necesidades de contar con energía firme para evitar faltantes si el país se viera afectado por períodos de escasos aportes hidrológicos.

-¿Cómo evalúan la política oficial en materia de energía?

A.Perroni-De nuevo, las conclusiones de nuestro trabajo no difieren esencialmente con el plan establecido por la política energética. Sí encontramos una serie de dificultades y riesgos asociados a la implementación de esta política.

En el corto plazo, es positivo el desarrollo del plan eólico, pero vemos riesgos en la implementación de la potencia firme, es decir la planta de ciclo combinado y la planta de regasificación.

En particular, el proyecto de la regasificadora es muy complejo porque presenta, entre otros, problemas relacionados con su localización, riesgos asociados a los contratos de gas en origen, riesgos relativos a la negociación con nuestros socios argentinos, etc.

Adicionalmente, ambos proyectos son de gran porte y deben implementarse casi simultáneamente porque la utilización del ciclo combinado con gasoil sería muy onerosa para el sistema energético uruguayo.

El cumplimiento de los tiempos de instalación, además, resulta esencial para que Uruguay pueda aprovechar la actual coyuntura internacional, que se presenta muy favorable para resolver los problemas de infraestructura. En este momento, existe en el mercado alta disponibilidad de equipamiento y bajas tasas de interés para financiar estos proyectos. En suma, se debe avanzar con decisión y en múltiples frentes.

t -¿Cómo vislumbra la capacidad de satisfacer la demanda en un futuro previsible?

O.Paganini-En el mediano y largo plazo, el crecimiento de la demanda va a requerir un volumen de inversiones importante, en el sector energético en general y en el eléctrico en particular. No parece posible que el Estado pueda hacer frente a estos desafíos por razones fiscales y, por lo tanto, deberá impulsarse la participación privada en el sector. Últimamente se han hecho avances importantes con la incorporación de inversores privados en la implantación de las energías renovables y con las sociedades anónimas de propiedad pública para inversiones específicas como, por ejemplo, la instalación de la estación conversora de frecuencia en Melo. Todos estos avances en la gestión son importantes, pero hay mirar al futuro sin preconceptos y plantearse que, si el capital privado va a tener un lugar importante en las inversiones, eso implica adecuadas regulaciones, división de roles y políticas al respecto.

-¿Qué perspectivas existen en cuanto a la participación del sector privado en inversiones de infraestructura energética?

A.Perroni-Observamos otros avances relevantes como es la Ley de Participación Público- Privada y, además, es necesario explorar todas las posibilidades asociativas que tienen las dos empresas públicas del sector: Ancap y UTE. Las empresas estatales se pueden asociar con privados para desarrollar proyectos de infraestructura, generar sinergias y potenciar sus capacidades, minimizando así el impacto sobre las finanzas públicas. Lo esencial es generar las condiciones para que el desarrollo de Uruguay no se detenga por falta de infraestructura. En particular, la infraestructura energética es esencial para asegurar los niveles de bienestar de los ciudadanos, y también para atraer nuevas inversiones productivas.

t -¿Cuáles serían los costos de generación eléctrica a mediano y largo plazo?

O.Paganini-Según nuestros cálculos, los costos de generación en el mediano plazo van a tender a aumentar en todos los escenarios evaluados. La razón es que hoy tenemos un porcentaje muy alto de electricidad generada a partir de centrales hidráulicas que ya están amortizadas y tienen costos operativos que son bajos. Como no queda margen para construir nuevas usinas hidroeléctricas de porte, los nuevos proyectos utilizarán otras fuentes energéticas y tendrán costos fijos y variables mayores. En consecuencia, la hidráulica, que es la fuente más barata, tendrá menos peso relativo en el mix energético futuro de Uruguay; entonces, en el mediano plazo, va a aumentar el costo promedio del megavatio hora generado en nuestro país. No obstante, la energía más cara es la que no se tiene. Estos aumentos relativos son poco relevantes si los comparamos con el riesgo de no contar con el suministro eléctrico. Las interconexiones internacionales, para las cuales el país estará muy bien preparado una vez inaugurada la conversora de Melo, también tienen su importancia para mitigar estos incrementos.

-¿La interconexión con los vecinos impacta en los costos de generación?

R.Zeballos-Antes tenemos que aclarar que en nuestro estudio, cuando evaluamos las necesidades del país para contar con energía firme a efectos de cubrir la demanda, no consideramos una opción válida la dependencia en forma estable y permanente de la energía importada. Esta hipótesis de trabajo tiene su fundamento en que no es posible considerar que la energía traída del exterior sea firme, dado que depende de factores que están fuera de nuestro control.

-Entonces, ¿hay que reducir al mínimo la importación de energía eléctrica?

O.Paganini-No. En realidad, la interconexión es clave para obtener economías en el momento en que un país tiene excedentes de energía -por ejemplo, por sobreabundancia de lluvias- y a otro le falta. En el caso de un déficit energético puntual en Uruguay, puede resultar más conveniente importar energía eléctrica de la región que poner en funcionamiento una central térmica que opere en base a gasoil y por esa vía se obtienen mejoras importantes, lo que resalta el valor de las interconexiones. Sin embargo, esta no es una estrategia adecuada para el suministro firme. Apostar a las interconexiones como componente estructural del suministro firme es un error porque cabe la posibilidad de que la energía no esté disponible cuando se la precise. En otras palabras, la interconexión es un recurso excelente para aprovechar oportunidades donde a uno le sobra y a otro le falta y así obtener ahorros, pero no pueden considerarse como recurso firme para asegurar el suministro.

A. Perroni-Por otra parte, el progreso del Uruguay está ligado a ser un país cada vez más abierto e integrado al mundo y a sus vecinos. La integración energética es un componente esencial de ese proceso, impulsando la competitividad y la mejora tecnológica, así como la radicación de inversiones.