Los años 2022 y gran parte de 2023 quedarán marcados en la historia de Uruguay por la fuerte sequía que atravesó el país, la peor en 100 años. ¿Cómo incidió esto en el mapa energético uruguayo? ¿Cuáles fueron los principales hechos destacados de 2023? ¿Qué se espera para este año?

Desde el sector privado y el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) coinciden en que fue un año positivo, pese a los desafíos que planteó la crisis hídrica. Entre los principales hechos destacados del año, mencionaron los cambios normativos en el mercado eléctrico mayorista, la aparición de proyectos de hidrógeno verde, avances en movilidad eléctrica y eficiencia energética, así como la participación del 91,2% de fuentes renovables en la matriz eléctrica.

Al analizar los aportes hidráulicos (la cantidad de agua que llegan a las represas de generación) de todo 2023, se constató que pese a la crisis hídrica del primer semestre, los aportes se ubicaron por encima de la media. Según indicó a El País Ernesto Elenter, socio de la consultora especializada en temas energéticos, SEG Ingeniería, “esto se explica por el cambio dramático entre los registros del primer y segundo semestre del año”.

En los primeros seis meses de 2023, las cuencas de Rincón del Bonete y Salto Grande recibieron, respectivamente, el tercer y cuarto peor aporte hídrico de los últimos 50 años. Sin embargo, en el segundo semestre, Rincón del Bonete tuvo el quinto mejor registro desde 1974, mientras que Salto Grande tuvo el segundo mejor aporte en el mismo período. “Fue una sequía muy dura de enero a junio y después se revirtió de julio a diciembre, la hidrología cambió dramáticamente y fue bastante superior al promedio” de las últimas cinco décadas, señaló Elenter.

En relación con la producción hidroeléctrica, en 2023 la generación en las represas del país alcanzó su punto más bajo en al menos 20 años, al registrar 3.341 gigavatio-hora (GWh). Según los datos de SEG Ingeniería, ese registro “tan bajo quizás sea la producción anual más reducida desde la incorporación de Salto Grande” en la década de 1980.

La contribución hidroeléctrica a la matriz de generación fue del 32% en 2023, lo que significó también el registro más bajo de los últimos 20 años y según la consultora, va “alejándose de los aportes históricos, que promediaban un 70% entre 2011 y 2014”.

Otro de los hechos destacados del año pasado en términos energéticos fue la importación que hizo el país para abastecer su demanda. En 2023, Uruguay importó 1.398 GWh (equivalente al 12% de su demanda anual), lo que marcó el máximo de importación desde 2009.

La casi totalidad de la electricidad que se importó provino de Brasil entre febrero y julio y UTE pagó un total de US$ 140,3 millones por la compra de esa energía. Según explicó Elenter, si bien Uruguay tenía capacidad para autoabastecerse, los precios de la energía en Brasil “eran muy favorables” en comparación con los costos de generación térmica.

Según los datos a noviembre, elaborados por el Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Católica, UTE le compró la energía al país vecino a un precio medio de US$ 100,4 por MWh, mientras que si el país hubiera tenido que prender sus instalaciones de generación térmica, le hubiera costado unos US$ 200 por MWh, según estimó Elenter.

Por su parte, desde el MIEM, el director nacional de Energía, Fitzgerald Cantero, dijo a El País que un hecho “muy destacable” de 2023 fueron los cambios normativos que se decretaron en el mercado eléctrico.

Tras un largo reclamo del sector privado, el Poder Ejecutivo reconoció a los generadores privados de energías renovables no convencionales (eólica, fotovoltaica y biomasa) la capacidad de suministrar potencia firme de largo plazo al sistema eléctrico, un respaldo que se les exige a los generadores privados de energía como condición necesaria para poder vender a un privado.

Desde SEG Ingeniería destacaron que otro cambio normativo llevó a que se aumentara “fuertemente el limite por el cual un cliente de UTE puede acceder a comprar energía en el mercado libre a cualquier generador privado”. Previo a eso, cualquier consumidor con una potencia contratada superior a 200 kilovatios (kW) tenía la posibilidad de adquirir energía en el mercado libre. Con la normativa actual, solo quienes cuenten con una potencia contratada superior a 1.500 kW pueden participar en este mercado.

Sobre esto, Elenter indicó que el decreto “hizo más ruido que lo que realmente provocó en cuanto a cambios concretos y tangibles, porque, si bien aparecieron algunos poquitos casos de clientes que empezaron a comprar energía en el mercado libre, como el caso de Coca-Cola, el mayorista sigue siendo un mercado que, por distintos motivos, no se ha dinamizado”.

Asimismo, en 2023 el MIEM habilitó la posibilidad de que los clientes que son generadores de energía para su autoconsumo y tengan excedentes (aproximadamente una treintena de empresas en el país) puedan volcarlos a la red de UTE y cobrar por ello.

Por su parte, Cantero destacó los avances en movilidad eléctrica, eficiencia energética y remarcó que pese a la crisis hídrica “brutal”, en el sector energético, “todos los ajustes de tarifas han sido por debajo de la inflación, tanto en energía eléctrica como en combustibles, los cuales han sido por debajo de lo que marcaba el Precio de Paridad de Importación (PPI)”.

En lo que respecta a petróleo y gas, en 2023 Ancap adjudicó tres de los seis bloques destinados a la exploración de petróleo y gas en el mar uruguayo. Las adjudicatarias fueron Shell, APA Corporation e YPF. “Estos tres bloques se suman a un contrato previamente firmado en mayo con Challenger Energy para la exploración de otro bloque”, destacaron desde SEG Ingeniería.

Foto: AFP

Para Elenter, las expectativas para este 2024 estarán puestas principalmente en los avances que puedan darse en los proyectos anunciados de hidrógeno verde. “Todos miramos con muchas expectativas la concreción de los proyectos de hidrógeno, eso sí puede ser un gran salto cualitativo para Uruguay si se logran concretar sobre todo los grandes proyectos”, dijo Elenter en alusión a Tambor Green Hydrogen Hub (una iniciativa de la empresa alemana, Enertrag y de SEG Ingeniería) y al proyecto de la compañía HIF Global, seleccionada por Ancap para la producción de combustibles sintéticos e hidrógeno verde.

“El gran desafío es ver cómo estos proyectos logran ser rentables y competitivos porque en cuanto al financiamiento, creo que los grandes jugadores van a conseguirlo ellos mismos en el exterior”, indicó Elenter, quien también señaló que será clave ver qué ocurre en términos regulatorios y de subsidios en el país.

Sobre este punto, el director nacional de Energía manifestó que el gobierno “viene trabajando mucho” en todo lo referido al hidrógeno verde y afirmó que espera que este año se pueda publicar el decreto que habilite la promoción de estos proyectos y la regulación de la industria.

“Se han dado muchos pasos, todos los días nos llegan proyectos, consultas e ideas nuevas sobre hidrógeno verde y estamos trabajando mucho también en las capacitaciones, porque todavía hay mucho para aprender”, indicó Cantero. En este sentido, el director del MIEM dijo que en lo que tiene que ver con los aspectos regulatorios, para el gobierno es “clave” poder “dotar de mucha información” a los actores del sector y a la sociedad.

“Un concepto muy importante para nosotros en el MIEM es que todos los proyectos tienen que tener muy presente lo que tiene que ver con la licencia social”, dijo Cantero, “para que la ciudadanía sepa y entienda de qué se tratan los proyectos y que estos puedan tener externalidades positivas para toda la comunidad”, agregó.