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US$59M pagó Uruguay por energía eólica que no utilizó

Uruguay logró comercializar 1.400 gigavatios hora (GWh), pero al mismo tiempo y por restricciones operativas, se dejaron de generar aproximadamente 2.000 GWh de energía hidráulica y 900 GWh de eólica, según cálculos realizados a partir de información publicada en el sitio web de la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE).

En algunos momentos del año hubo que realizar vertimientos de agua sin generar para garantizar la seguridad de las represas, mientras que en otros UTE ordenó a los parques eólicos privados detener la producción para que no produjeran más electricidad de la demandada en ese momento.

En este último caso se trata de empresas que tienen contratos con el ente energético. Esos acuerdos –a 20 años– determinan que UTE igual tenga que pagar por la energía eólica que no utiliza (take or pay), pero que los generadores están en condiciones de suministrar al sistema. Si se toma un precio promedio de US$ 65 por MW/h, el ente terminó pagando a los privados unos US$ 58,5 millones por este concepto en todo el 2017. Para ese año el ente había proyectado un Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD) por unos US$ 690 millones.

Las restricciones operativas de eólica e hidráulica alcanzaron el año pasado los 2.900 GWh, lo que representó aproximadamente el equivalente a 27% de la demanda total de energía, que alcanzó los 10.786 GWh.

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El volumen de energía desperdiciada en 2017 puede explicarse por la combinación de varios factores. En primer lugar porque volvió a ser un año con alta disponibilidad de recursos hídricos cercanos a 9.000 GWh. También el recurso eólico producible alcanzó a 4.600 GWh.

Por otro lado, la demanda del sistema eléctrico uruguayo se contrajo un 3,5% respecto a lo observado en 2016.

Pero también queda de manifiesto que la capacidad instalada con la que cuenta el país luego de las inversiones realizadas en la última década es superior a las necesidades actuales.

La cantidad de energía no utilizada podría haber sido mayor en la medida que la colocación de excedentes se hubiera concentrado únicamente en Argentina como había ocurrido tradicionalmente. La apertura del mercado brasileño terminó siendo clave en 2017. Es que luego de resolver aspectos técnicos y burocráticos se vendieron casi 1.000 GWh a través de la nueva conversora de frecuencia entre Melo y Garabí.

Fuente: Observa.com

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