URUGUAY
OMAR PAGANINI
20 jun 2016
Foto: Gas Sayago
El plan inicial para la generación eléctrica se basaba en que la fuente hidráulica no podría expandirse y proponía incursionar en las "energías renovables no convencionales", complementando con generación térmica de gas como respaldo. Este gas iba a provenir de una terminal regasificadora, que sería viable si se le aseguraba un volumen mínimo, lo cual a su vez acotaba el espacio para las renovables.
Piedras en el camino.
De acuerdo al plan, la demanda uruguaya de gas resultaría principalmente de la generación eléctrica (el gas destinado a otros usos, aún creciendo en el futuro, seguirá siendo minoritario por décadas), y ese volumen no sería suficiente para lograr un costo adecuado con la regasificadora. Se buscó entonces una alianza con Argentina, que no se concretó. Se hicieron diferentes estudios y se evaluaron alternativas. Finalmente, en 2013 se resolvió seguir solos y en 2014 se adjudicó el proyecto a GDF, proyecto que ahora con la salida de GDF está en reformulación.
Mientras se iba y venía, discutiendo la ubicación, los permisos ambientales, el contratista y el socio, el país fue subiendo la apuesta a las renovables, multiplicando los proyectos adjudicados, que pasaron de 700 a 1.700 MW y lograron que el Uruguay sea felicitado a nivel internacional por su apuesta "verde". Sin embargo, en lo que tiene que ver con la regasificadora, estas decisiones implican una fuerte reducción de la demanda prevista de gas. Además, se frenó Aratirí.
Ya hoy, aunque no tenemos todavía en operación toda la capacidad eólica y solar contratada, existen excedentes eléctricos que deben ser exportados o no volcados a la red. Por otro lado, el factor de planta proyectado para la nueva central de ciclo combinado a gas (el tiempo medio que va a funcionar) bajó de un 40% inicialmente previsto a un número que podría proyectarse entre 10% y 15%. En consecuencia, la demanda diaria promedio de gas natural total del Uruguay, por muchos años, no superaría el millón de metros cúbicos, equivalentes al 10% de la capacidad de la planta regasificadora. Es que tendremos un parque térmico que funcionará poco tiempo, como respaldo de un formidable parque renovable.
Tendremos una demanda pequeña y volátil para los escasos momentos donde los embalses de las represas y el viento no serán suficientes, pero la regasificadora requiere volumen, planificación de embarques de GNL y estabilidad de despacho. Como ya dijimos en nuestro artículo de fines de 2015 ("¿Segunda Oportunidad?"), o se suma demanda argentina, o el proyecto directamente no debería hacerse. Además, ahora que nuestro sistema eléctrico no va a depender críticamente del gas, ya no se trataría de un proyecto tan estratégico (ver nuestro artículo pasado "Del Stress a las Turbulencias"). Pero más allá de la discusión estratégica, en el caso de que se quiera acometer, como mínimo debe ser viable en términos estrictamente financieros, tanto más cuando las arcas del Estado están muy exigidas.
Recientemente, mediante el cierre del open seasonconvocado por el gobierno, y el anuncio de un acuerdo con Argentina, parece que la tan necesaria demanda regional habría aparecido. ¿Se hizo viable el proyecto? Como muchas veces pasa, "el diablo está en los detalles". Veamos.
¿Problema resuelto?
Si todo empezó para poder respaldar la generación eléctrica, la nueva terminal debe darle la flexibilidad que la misma necesita, no obligarla a consumir gas desplazando a las renovables, ni tampoco hacerle pagar una inversión exagerada, de algo que utilizará en menos del 10% de su capacidad.
El problema se desplaza entonces a las reglas de juego que se plasmarán en los compromisos con los diferentes actores. ¿En qué condiciones Argentina asume el compromiso de comprar gas? ¿Qué volumen, a qué precio y por cuantos años? ¿Argentina va a participar de la inversión como socio o solamente será cliente? ¿Qué impacto tendrá la terminal sobre la operativa portuaria? ¿Qué flexibilidad tendremos para nuestro propio consumo? ¿Podremos variar nuestros planes de compra rápidamente de acuerdo al clima? ¿Los embarques serán algunos nuestros y otros de ellos, o habrá un suministro de GNL común que se repartirá a la hora del despacho? ¿Cómo juega en este contexto la ley de reciente media sanción que establece la estatización del gas natural?
En suma, ¿cómo se reparten los riesgos e impactos del proyecto entre el Estado uruguayo, los futuros compradores de gas, los constructores y proveedores de tecnología, el operador de la terminal, el puerto, los proveedores de GNL, etc.?
En los detalles de cómo se reparten los riesgos de este proyecto está la diferencia entre que resulte exitoso y rinda frutos o que se transforme en otra pesada carga sobre nuestras espaldas. La toma de riesgo de parte de Uruguay (incluidas Ancap y UTE) debería ser muy baja, tanto del riesgo de construcción y dragado, como las garantías financieras y los compromisos de compra de gas y la flexibilidad de despacho. A medida que se vayan conociendo estos detalles críticos podremos tener una idea más clara, pero es importante resaltar que no por haber encontrado interesados en el gas está el éxito asegurado.
(*) Omar Paganini es miembro del Consejo Honorario del Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Católica del Uruguay (www.ucu.edu.uy/energia)
