Felipe Bastarrica (*)

Históricamente, Uruguay ha impulsado la integración regional, y el sector eléctrico no es una excepción. La integración con Argentina se remonta a la entrada en servicio de la central hidroeléctrica binacional Salto Grande en 1979. El denominado “Cuadrilátero de Salto Grande” es el anillo de interconexión de 330 km en 500 kV que conecta las estaciones de transformación de Colonia Elía en Argentina y San Javier en Uruguay. La capacidad de transmisión es 2000 MW, aproximadamente 90% de la carga máxima de 2022 [1].

La interconexión eléctrica con Brasil es más compleja y costosa, ya que requiere la instalación de una conversora de frecuencia (50 Hz Uruguay y 60 Hz Brasil). Los primeros pasos en esa dirección se dieron en 2001, cuando entró en servicio la línea de interconexión de Rivera a Livramento en 150 kV - 230 kV con su conversora asociada con capacidad de transmisión de 70 MW.

La Política Energética 2005-2030 de Uruguay puso énfasis (entre otras cosas) en continuar la integración regional. Entre sus objetivos particulares, se estableció que: “Se debe procurar mecanismos de integración energética, en particular con los países de la región, tanto la conexión física, como a la firma de contratos de intercambio de energía estables, tanto firmes como ocasionales. Asimismo, se procurará la compra conjunta de energéticos extrarregionales.” A su vez, se define en forma textual las siguientes metas de integración energética al 2030: “se ha alcanzado la integración energética regional; en particular, existen proyectos bi y trinacionales en funcionamiento” [2].

En esa dirección, en 2006 se firmó el “Acuerdo Marco de Interconexión Energética entre la República Oriental del Uruguay y la República Federativa del Brasil” y el “Memorándum de Entendimiento entre el Ministerio de Industria, Energía y Minería de la República Oriental del Uruguay y el Ministerio de Minas y Energía de la República Federativa del Brasil sobre Interconexión Energética”. Estos documentos fueron la base para el desarrollo del proyecto de interconexión de 500 MW entre ambos países. Este proyecto fue considerado primordial para contribuir a garantizar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica de Uruguay.

La interconexión consiste en la ampliación de la estación San Carlos de 500 kV, la construcción de una estación de 500 kV en Melo y una línea de transmisión de 500 kV entre ambas estaciones. Además, se construyó la conversora de frecuencia en Melo de tipo back-to-back y la línea desde Melo a la frontera en 525 kV y 60 Hz. Desde Brasil se construyó una línea desde la frontera hasta la estación Presidente Medici en la región de Candiota, al sureste de la ciudad de Bagé.

El costo del proyecto fue de US$ 349 millones, de los cuales el Fondo para la Convergencia Estructural del Mercosur (FOCEM) aportó US$ 83 millones y el resto lo aportó Uruguay, debido a que el emprendimiento fue considerado de interés estratégico para el país [3].

En mayo de 2017 comenzó el intercambio comercial de energía entre Brasil y Uruguay a través de esta interconexión. Contrario a lo estimado originalmente, los intercambios de energía en los primeros años fueron principalmente desde Uruguay hacia Brasil. En el período 2017 a 2022, en promedio, se exportaron alrededor de 865 GWh anuales a Brasil, lo que representa aproximadamente el 7% de la demanda 2022 de Uruguay. Por otra parte, la importación promedio ha sido muy reducida, del orden de 21 GWh anuales.

Intercambio histórico de energía eléctrica con los países vecinos

Como muestra la figura a continuación, a partir de 2013 Uruguay se consolidó como exportador neto de energía eléctrica. Esto es especialmente meritorio en los últimos años, considerando el déficit hídrico que comenzó en 2020 y aún persiste.

En el período 2013 – 2022, el monto de exportaciones netas alcanza US$ 1136 millones (exportaciones US$ 1186 millones e importaciones US$ 50 millones).

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Ahorros millonarios en febrero

En febrero de 2023 se importaron 245 GWh (96% desde Brasil), la mayor cantidad de energía eléctrica importada en un mes desde mayo 2009. El saldo en los primeros dos meses es una importación neta de 204 GWh [4].

Es importante destacar que estas importaciones son por conveniencia de precio, no por falta de capacidad de generación. En otros periodos de sequía, como por ejemplo en 2008, 2009 y 2012, se supo importar energía eléctrica muy por encima del primer escalón de falla (10% superior a la Central Térmica de Respaldo), alcanzando hasta 400 US$/MWh.

En febrero el costo promedio de la energía importada fue 71 US$/MWh (Argentina 105 US$/MWh y Brasil 70 US$/MWh), mientras que el costo variable de la central de ciclo combinado de Punta del Tigre operando a gasoil promedió 194 US$/MWh en ciclo cerrado y US$ 286 en ciclo abierto. Por tanto, estas importaciones implicaron un ahorro de entre US$ 30 y 53 millones para el país.

Más allá de que continúe la tendencia de exportador neto o no en 2023, queda claro que las inversiones en integración regional están demostrando, una vez más, haber sido redituables.

(*) Director Ejecutivo, Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU)

[1] MIEM, 2023. Series estadísticas de energía eléctrica. Enlace: https://www.gub.uy/ministerio-industria-energia-mineria/datos-y-estadisticas/datos/series-estadisticas-energia-electrica

[2] MIEM, 2008. Política Energética 2005-2030. Enlace: https://www.eficienciaenergetica.gub.uy/documents/20182/22528/Pol%C3%ADtica+Energ%C3%A9tica+2005-2030/841defd5-0b57-43fc-be56-94342af619a0

[3] Pharos, 2022. Energía y Competitividad. Evaluación de la primera transición energética de Uruguay y agenda para la segunda. Enlace: http://www.acadeco.com.uy/pharos/Energia_y_Competitividad.pdf

[4] Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU). Monitor mensual del sector eléctrico – Febrero. Enlace: https://ucu.edu.uy/sites/default/files/facultad/fit/Observatorio-energia/monitor_febrero_2023.pdf