¿Es negocio para UTE comprar excedentes de energía a UPM?
Agentes de mercado cuestionan el precio que se pagará; otros destacan que incorporar esos 100 MW permitirá aplazar la incorporación de una central térmica
Por Miguel Noguez
La posible instalación de una tercera planta de celulosa implica un cambio para la matriz eléctrica del país. La nueva inversión de UPM tiene como componente importante del negocio la generación de energía a partir de biomasa forestal y su posterior comercialización.
La fábrica que se levantaría sobre el río Negro tendrá una capacidad de producción mayor a las dos que ya existen en el país y volcará excedentes de energía eléctrica por unos 100 megavatios/hora (MWh), equivalentes aproximadamente al 8% del consumo eléctrico nacional actual.
El acuerdo marco firmado entre el Poder Ejecutivo y la multinacional finlandesa incluye un entendimiento de compraventa de energía eléctrica entre UPM y UTE, por el que se establece que la estatal comprará la totalidad de los excedentes generados por el proceso industrial de las dos plantas (incluida la de Fray Bentos).
El precio de compra de la energía eléctrica será de US$ 72,5 MWh, durante un período de veinte (20) años, contado desde el inicio de las operaciones de la nueva planta de celulosa. Eso implicará para UTE un desembolso de US$ 72,5 millones anuales por 20 años a valores de hoy.
Reacciones dispares
Agentes de mercado energético consultados por El Observador expresaron diferencias respecto a la conveniencia de la operación, dado el precio que se pagará y a que no existe certeza sobre si habrá demanda para esa energía. En cambio otros agentes destacaron que la incorporación permitirá postergar en el tiempo obras de infraestructura .
Una fuente del sector señaló que pagar US$ 73 el MWh por casi el 9% de la energía que consume el país "es disparatado". Según dijo, si hoy Uruguay realizara una licitación para adjudicar energía eólica como realizó en el pasado el precio a pagar estaría debajo de US$ 40. También señaló que no se tiene seguridad respecto a que esos excedentes se puedan exportar a países de la región en caso que el país no los necesitara.
Otro de los consultados fue más cauto. Según explicó, se trata de energía que se incorporará al sistema recién en 2024 y que probablemente se va a necesitar, según los modelos de evolución de la demanda. Respecto al precio manejado, destacó que a diferencia de la energía eólica se trata de energía firme, por lo que tiene algo más de valor y es difícil establecer una comparación que sea válida. Además, señaló que el precio que UTE va pagar es inferior a los US$ 90 que hoy se abona por los excedentes, tanto de UPM como de la planta de Montes de Plata en Conchillas.
La fuente reconoció que el precio de las renovables seguirá bajando de aquí a 2024 y que eso implica un "dilema complejo" para el gobierno, pero recordó que es un negocio que no funciona si UPM no vende su energía sobrante.
La planta que UPM ya tiene en Fray Bentos con una capacidad de producción de 1,3 millones de toneladas está produciendo unos 130 MWh de energía a partir de biomasa, de los cuales 110 MWh se consumen en los procesos de producción de celulosa y funcionamiento. En tanto, los otros 20 MWh se vuelcan como excedentes a la red de UTE. El último contrato de comercialización con el ente se firmó en junio de 2012 y tiene plazo de 10 años.
En tanto, la planta de Montes del Plata en Puntas de Pereira que cuenta con una capacidad de producción de 1,3 millones a 1,5 millones de toneladas al año genera unos 170 MWh, de los cuales vuelca a la red eléctrica 80 MWh como excedentes.
Tener recaudo con comparaciones
Una fuente del gobierno dijo que no es correcto comparar los valores de un contrato proyectado a cinco o siete años con un precio promedio actual de eólica de US$ 69 , sin tomar en cuenta las fórmulas de ajuste. A modo de ejemplo, dijo que los US$ 72, 5 por MWh a valores de hoy no son más de US$ 66. También remarcó que si bien el precio spot de los últimos 12 meses es de US$ 17 el MWh dado los buenos niveles de hidraulicidad y el petróleo por debajo de US$ 50 el barril, en cinco años el valor futuro del precio spot estará en el orden de los US$ 60 el MWh.
Añadió que los modelos manejados muestran que sin el proyecto de UPM hubiera sido necesario incorporar al sistema una central térmica que ahora se retrasa cinco años hasta 2030.
"Si a uno le dieran a elegir lo que haría es poner un poco más de eólica y poner una central nueva en 2025. Pero poniendo primero estos 100 MW, se posterga la eólica dos años y no se pone la central térmica. La diferencia son US$ 10 millones, pero en el total no es nada", señaló el informante.
Twitear
En ese sentido, a mediados del año pasado el presidente del ente Gonzalo Casaravilla había dicho que 100 MW de biomasa "perfectamente" se pueden sumar a la planificación de las próximas incorporaciones de energía, pero aclaró que ese paso también supone que se posponga en el tiempo el ingreso de otras fuentes asociadas a ese volumen.
"El futuro es con energías renovables no convencionales, pero cuando viene un negocio como es una planta que tiene excedentes y partes de su ecuación económica tiene que ver con eso, lo que se busca es una sinergia", señaló.
Por ese entonces Casaravilla aclaró que "no se va a pagar más de lo que la energía vale. (...) Uno tiene que buscar un ganar-ganar y acá creo que el sector eléctrico puede, sin verse afectado, más allá de las inversiones que otros van a tener que posponer, aportar a que esa inversión se pueda realizar en el país".
Diario EL OBSERVADOR - Montevideo - URUGUAY - 15 noviembre 2017