La Administración del Mercado Eléctrico (ADME) realizó ofertas de energía en las últimas seis semanas, pero no fueron aceptadas por Brasil, dado que su sistema cuenta con recursos de generación a costos que le resultan más convenientes.
El Observador de Uruguay. La venta de energía eléctrica a Brasil se mantiene paralizada a la espera que el gigante norteño retome la demanda.
La Administración del Mercado Eléctrico (ADME) realizó ofertas de energía en las últimas seis semanas, pero no fueron aceptadas por Brasil, dado que su sistema cuenta con recursos de generación a costos que le resultan más convenientes de los que Uruguay puede ofrecer actualmente.
La baja demanda del vecino norteño se refleja en el acumulado anual con apenas 3.414 megawatt/hora (MWh). Se espera que durante el otoño y ya entrado el invierno los costos de generación vuelvan a subir en Brasil y aumente su demanda por los excedentes del sistema eléctrico uruguayo.
Los precios proyectados para la energía exportable con compromiso de entrega a través de la conversora de Melo van desde US$195 y hasta US$253 MW/h esta semana, según datos de ADME.
Para este año las proyecciones de exportación de excedentes a la región son auspiciosas y el ente energético espera que los ingresos por ese concepto se ubiquen en unos US$132 millones, según consta en los informes manejados por la empresa previo al último ajuste de tarifas.
El mercado norteño movió la aguja en 2017, tanto en volumen comercializado como en precios que mejoraron sustancialmente, al punto que explicó el récord de exportaciones que superaron los US$100 millones.
En el caso de Argentina, las únicas exportaciones realizadas hasta el momento a través de Salto Grande pertenecen al sector privado con 11.075 MWh. El primer habilitado para vender fue la empresa Ventus a fin del año pasado. También está habilitada la firma Ceosa de Rocha, que pertenece al empresario argentino Alejandro Bulgheroni.
Por otra parte, en los primeros dos meses del año, el sistema eléctrico uruguayo comercializó 1.86 millones de MWh, un 0,7% más que igual bimestre del 2017. La generación hidráulica fue la que tuvo mayor participación (43%), seguido por la eólica (39,5%), biomasa (8,2%), solar (4,8%) y térmica fósil (4,5%).
En la semana próxima UTE debió recurrir en mayor manera al parque térmico para atender la demanda. En la semana que comienza se utilizará la central Punta del Tigre y la central Batlle en menor medida.
Para este año el costo de abastecimiento de la demanda es US$692 millones. De ese costo, unos US$450 millones se destinarán al pago de los contratos de eólicos, biomasa y solar que el ente tiene con agentes privados. Hay otros US$150 millones que se destinan a contingencia de gasto para el encendido del parque térmico.
