URUGUAY

<>El sector energético de Uruguay se ha caracterizado por una fuerte participación estatal, tanto en la función empresarial como en la función normativa y de tutela.<>

<>Los programas energéticos, entendidos como los estudios que se realizan como elementos de apoyo para la toma de decisiones en materia de inversiones y de producción, son realizados básicamente por las empresas del sector.

<>La participación del Poder Ejecutivo se centra en la determinación de los lineamientos de política energética, presupuestaria y tarifaria, los cuales pueden condicionar los supuestos utilizados en la elaboración de los programas o actúan como criterios de evaluación para la aprobación de los presupuestos de inversión de las empresas públicas del sector energético. Los organismos actuantes son el Ministerio de Industria, Energía y Minería (responsable de la política energética), el Ministerio de Economía y Finanzas y la Oficina de Planeamiento y Presupuesto.

<>Recientemente, se ejecutó un estudio que permitió desarrollar una herramienta de simulación para realizar el análisis de prospectiva de largo plazo, abarcando todo el sector energético. Asimismo se analizaron escenarios (casos extremos) de configuración de la matriz energética con la finalidad de convalidar el modelo y analizar los procesos de sustitución ante cambios en dicha matriz. Una vez que se definan escenarios (económico y energético) más probables, se realizarán simulaciones que servirán de base para un análisis de prospectiva.

<>A continuación se describe la metodología de formulación de los programas en las dos empresas de mayor tamaño en el sector (ANCAP en el subsector hidrocarburos y UTE en el subsector eléctrico) y la metodología utilizada en la elaboración del modelo integral del sector energía.

<>Subsector hidrocarburos

<>La planificación de la producción a corto plazo de los derivados de hidrocarburos en el Uruguay es realizada por la empresa refinadora ANCAP, con el aporte de sus departamentos de Planificación, Comercialización y Producción.

<>Para la elaboración de la proyección de la demanda se tienen en cuenta variables económicas, sociales y políticas y se presentan distintos escenarios, entre los cuales se elige el más viable.

<>A modo de ejemplo, se analiza la serie histórica del PBI y se proyectan los guarismos para los años siguientes, la evolución del dólar, la evolución del precio de las materias primas, la tendencia de la demanda en el país y en la región. Se hacen supuestos en cuanto a las nuevas condiciones de mercado desregulado y de desmonopolización a partir del año 2001 y el ingreso al mercado de otros energéticos competitivos. También se tienen en cuenta factores ambientalistas, proyectando variaciones en la calidad de los productos, tales como la eliminación del plomo y azufre en los principales destilados.

<>En el último año se contó con la colaboración de una consultora que desarrolló un modelo de demanda adaptado a las condiciones del país. Este modelo permitió la elaboración de una proyección a más largo plazo incorporando mayor cantidad de variables.

<>Con el estudio de todos estos factores, y como resultado de la proyección de la demanda, se elaboran el presupuesto anual operativo y el presupuesto de inversiones que permitan alcanzar los objetivos planteados.

<>Por último, posteriormente a la aprobación de ambos presupuestos por parte del Directorio de la empresa, y, para cumplir con las disposiciones legales, se remiten al Poder Ejecutivo para su aprobación final.

<>Subsector Eléctrico

<>Sistemas de Generación. La planificación de la generación se realiza mediante modelos de optimización y simulación desarrollados en UTE con el apoyo de consultorías internacionales. En ese sentido, los modelos están adaptados a las particularidades del sistema uruguayo, principalmente en lo que respecta a la generación hidráulica.

<>El criterio empleado es el de minimización de los costos complexivos de inversión, operación y falla. Tanto los costos de inversión como de combustible se valorizan a precios de frontera. Los costos de falla dependen de la profundidad de la falta de suministro simulada, como porcentaje de la potencia demandada en cada hora. El costo de falla representa los perjuicios ocasionados al conjunto de la sociedad ante una eventual falta de energía.

<>El modelo de optimización permite obtener la operación del embalse de mayor importancia en cuanto a su capacidad de regulación, correspondiente a la central hidroeléctrica Dr. Gabriel Terra, de forma que conduzca al menor costo esperado de combustible, importación y falla para un parque de centrales dado dentro del horizonte temporal estudiado. El modelo utiliza el método de programación dinámica estocástica para determinar el valor del agua. Dicho valor no representa un costo de adquisición sino la capacidad de evitar otros costos.

<>El modelo de simulación utiliza programación lineal para determinar los costos totales de operación y falla en cada uno de los años del horizonte de estudio para diversas alternativas de expansión del parque de generación.

<>Sistemas de Transmisión. Se trata de determinar la expansión futura de la red de transmisión que asegure en forma adecuada, tanto en situaciones normales como ante contingencias, el transporte de la potencia y energía entre las fuentes de generación y los puntos de entrega a las redes de distribución.

<>El Plan de Transmisión debe entonces indicar las nuevas obras requeridas en el sistema, esencialmente líneas de transmisión, estaciones, transformadores, y fuentes de reactiva, y su secuenciamiento en el tiempo tal que cumpla el objetivo de satisfacer los criterios técnicos aceptados (niveles de tensión, carga de los equipamientos, confiabilidad), con el mínimo costo global.

<>En primer lugar se elaboran las previsiones de demanda con desagregación regional. Las previsiones de mediano plazo, típicamente horizontes comprendidos entre un mínimo de 3 y un máximo usualmente no superior a 10 años, son realizadas en la mayor parte de los casos como una extrapolación de situaciones reales (cargas máximas, intermedias o mínimas), empleando tasas de crecimiento. Dichas tasas de crecimiento resultan de modelos energéticos o también son obtenidas a partir de series históricas.

<>Como criterio general se tiende a asegurar la continuidad del servicio en las redes de Alta Tensión (AT) y Extra Alta Tensión (EAT), ante primer contingencia, o más precisamente en configuración "n-1", es decir asumiendo la indisponibilidad de un equipo. Dichos estudios y verificaciones son realizados para las situaciones de generación y demanda que producen mayor estrés en el sistema de transmisión (por las potencias transportadas) y/o mayor dificultad de operación (por el control de tensiones).

<>Cada una de las alternativas propuestas también es analizada por su requerimiento sobre la potencia de cortocircuito de las instalaciones, definiéndose así los refuerzos, sustituciones y ampliaciones requeridas por este motivo. Finalmente, de las alternativas que en una estimación a priori de sus costos globales se encuentran en mejores condiciones de competir entre sí, es necesario realizar estudios del comportamiento frente a fenómenos transitorios del sistema (principalmente aquéllos originados por faltas), a los efectos de verificar la estabilidad del sistema.

<>Como resultado de los estudios indicados se evalúa el costo global de cada alternativa y se selecciona la de menor costo para integrar la propuesta del Plan de Transmisión. En los costos globales se incluye, además de los costos de inversión debidos a los nuevos equipamientos propuestos, los costos provenientes de las pérdidas del sistema, los costos resultantes de la energía no suministrada por limitaciones en la capacidad de transporte, los costos esperados asociados a la confiabilidad de suministro, así como los costos de la energía efectivamente entregada para la alternativa analizada.

<>Luego de elaborado el plan de obras con su cronograma y el presupuesto, y aprobados por el Directorio de la empresa, se remiten al Poder Ejecutivo para su aprobación final.

<>Modelo integral del sector energía

<>Ante la necesidad de analizar los efectos que tendrían algunas modificaciones proyectadas que alterarían las condiciones de oferta, se decidió realiza un estudio de prospectiva energética. Esos eventos futuros impactarían la matriz energética del país, por lo cual se evaluó como imprescindible contar con elementos que permitieran aportar información sobre cuál podría ser el futuro comportamiento de la demanda y de qué forma quedaría estructurada la oferta de energía. Esta información permitiría orientar, al menos en forma cualitativa, a quienes toman decisiones en materia de inversión en el sector.

<>El modelo se construyó en el marco del Estudio de Opciones Energéticas conducido por el staff técnico del Laboratorio Nacional de Argonne (Illinois; USA). Como contraparte local participó activamente un grupo de técnicos que representaron a las instituciones involucradas en el proyecto.

<>Los principales objetivos del estudio fueron:

<>a) Analizar el comportamiento de la demanda de energía en el pasado.

<>b) Proyectar la demanda futura de energía (útil y final) por sector de demanda y por tipo de energético.

<>c) Desarrollar un análisis integrado de la oferta y la demanda, tomando en cuenta varias opciones para la conformación de la oferta.

<>d) Efectuar recomendaciones sobre la viabilidad técnica y económica de las opciones estudiadas.

<>e) Evaluar, desde el punto de vista técnico-económico, los efectos sobre el sistema energético de posibles eventos futuros:

<>f) Fortalecer el área de definición de políticas energéticas y análisis prospectivo en Uruguay.

<>Se utilizó el software BALANCE del paquete ENPEP, el cual permite realizar un estudio integrado de las actividades de oferta y demanda del sistema energético.

<>El enfoque de "equilibrio" adoptado asegura que:

<>a) las cantidades ofertadas y demandas sean iguales para cada una de las fuentes de energía;

<>b) exista consistencia entre las cantidades consumidas, los precios pagados por los usuarios y los costos de producción.

<>Otra característica relevante es que la demanda es sensible a los precios de los energéticos alternativos y los precios de la oferta (en la etapa de extracción de recursos) son sensibles a la cantidad demandada.

<>A los efectos de realizar la simulación, el sistema real de un país es representado como una red (network) donde se relacionan todos los sectores modelados. Cada sector energético (hidrocarburos, electricidad, leña, etc.) se representa, a su vez, por un modelo integrado por submodelos simplificados. Cada submodelo es definido por un conjunto de ecuaciones que pueden ser de dos tipos:

<>a) ecuaciones de cantidad (relacionan flujos de entrada y salida en base a parámetros tecnológicos)

<>b) ecuaciones de precios (relacionan los precios del "input" y del "output" en función de los costos de producción, impuestos, etc.

<>La red está entonces compuesta de nodos (los submodelos) y vectores ("links") que representan el vínculo o los flujos de energía entre los primeros. Los submodelos actualmente disponibles permiten simular:

<>Los principales datos que se le suministran al modelo son: la estructura del sistema energético, los precios y cantidades del año base, las tasas de crecimiento de la demanda y de los precios de los productos importados. Los resultados del modelo se expresan en flujos anuales y precios de cada energético en cada uno de los procesos definidos, valores que minimizan el costo total de los demandantes, para determinados niveles de demanda de energía útil y teniendo en cuenta los recursos disponibles y las restricciones propias del modelo.

<>Teniendo en cuenta la diversidad de supuestos que se presentan, en función de las expectativas de los diferentes agentes que realizan análisis de prospectiva y de programación, se presentan a continuación los escenarios que se consideraron en el último trabajo realizado con un enfoque integral del sector. Es de hacer notar, sin embargo, que tanto el escenario económico, que condiciona los resultados, como las combinaciones de hipótesis que han dado lugar a los seis escenarios definidos, serán reconsiderados y se estudiará próximamente uno o varios casos con hipótesis más probables. El principal mérito que tiene su presentación es la metodología que se adoptó para definir los escenarios que, en su mayoría, buscaron reflejar situaciones concretas vinculadas al proceso de integración.

<>Definición de componentes básicos para la construcción de escenarios

<>Para definir los escenarios se consideraron seis componentes básicos (ver Cuadro 25). En una primera instancia se asociaron a cada uno de esos componentes dos o más opciones.

<>CUADRO 25 COMPONENTES DEL DISEÑO DE ESCENARIOS

<>Componentes básicos <>Opciones consideradas <>Opciones seleccionadas para la construcción de escenarios
<>a)Escenarios socio-económicos <>Tasa de crecimiento baja <>--
<>Tasa de crecimiento media <>Tasa de crecimiento media
<>Tasa de crecimiento alta <>--
<>b)Elasticidades de demanda <>Crecimiento moderado <>Crecimiento moderado
<>Crecimiento acelerado <>--
<>c)Condiciones de hidraulicidad para la generación eléctrica <>Generación hidráulica baja durante los primeros años del período proyectado <>Generación hidráulica baja durante los primeros años del período proyectado
<>Generación hidráulica baja durante los últimos años del período proyectado <>--
<>Generación hidráulica media durante todo el período proyectado <>Generación hidráulica media durante todo el período proyectado
<>d)Importaciones y almacenamiento de gas natural <>Sin introducción de gas natural <>Sin introducción de gas natural
<>Gasoducto en el sur, hasta Montevideo, con almacenamiento en reservorios naturales <>--
<>Gasoducto en el sur, hasta Montevideo, sin almacenamiento en reservorios naturales <>Gasoducto en el sur, hasta Montevideo, sin almacenamiento en reservorios naturales
<>Gasoducto en el Litoral Oeste <>--
<>e) Características de la interconexión eléctrica con Brasil. <>Condiciones actuales sin línea de extra-alta tensión <>Condiciones actuales sin línea de extra-alta tensión
<>Interconexión en extra-alta tensión con intercambios de energía no firmes <>Interconexión en extra-alta tensión con intercambios de energía no firmes
<>f) Características del acuerdo de intercambio de electricidad con Argentina. <>Intercambios restringidos <>Intercambios restringidos
<>Mercado abierto <>Mercado abierto

<>i) Escenarios socioeconómicos

<>En una primera instancia se consideraron las siguientes tres opciones para el escenario macroeconómico:

<>1) Hipótesis pesimista con tasa de crecimiento del PBI del 1% acumulativo anual

<>2) Hipótesis media con tasa de crecimiento del PBI del 1,9% acumulativo anual

<>3) Hipótesis alta con tasa de crecimiento del PBI del 2,9% acumulativo anual

<>Finalmente, con el objetivo de evitar un número excesivo de casos a estudiar se adoptó el escenario medio (1,9%) para proyectar el período 1996-2013 y se tomaron valores históricos para el período 1993-1995. En ese contexto, las tasas de crecimiento por sector de actividad se asumieron según se muestra en el cuadro siguiente:

<>CUADRO 26 TASAS DE CRECIMIENTO DEL PBI DEL URUGUAY

<>Periodo <>Total % <>PBI Sectorial
<>Agric. y Pesca % <>Servicios % <>Industria %
<>1994 <>5.1 <>6.1 <>5.1 <>4.5
<>1995 <>0.5 <>0.5 <>0.5 <>0.5
<>1996-2013 <>1.9 <>2.0 <>2.1 <>1.3

<>Las hipótesis adoptadas para la evolución de la población se aprecian en el siguiente cuadro donde se exponen las tasas de crecimiento:

<>CUADRO 27 TASA DE CRECIMIENTO POBLACIÓN DEL URUGUAY

<>Período <>Población Total <>Rural <>Urbana
<>1993-1995 <>0,58 <>-1,85 <>0,87
<>1996-2000 <>0,55 <>-1,70 <>0,80
<>2001-2005 <>0,55 <>-0,80 <>0,68
<>2006-2013 <>0,47 <>-0,70 <>0,57

<>ii) Elasticidades de demanda

<>El diseño de las hipótesis sobre elasticidades de demanda estuvo condicionado por la escasa disponibilidad de información, por lo cual se decidió estimar un solo set de elasticidades que dan como resultado que la demanda de energía crecerá moderadamente por encima de la evolución del nivel de actividad económica.

<>iii) Condiciones de hidraulicidad para la generación eléctrica

<>Se optó por considerar como hipótesis de base que durante el período proyectado las condiciones hidráulicas serían similares a la hidraulicidad media registrada en el pasado. Sólo a los efectos de analizar su impacto en el balance energético se consideró un escenario con un período inicial de baja hidraulicidad (1997-2001), para el cual se reprodujeron las mismas condiciones que el período de cinco años de más bajos aportes según los registros disponibles.

<>iv) Importaciones y almacenamiento de gas natural

<>En el caso del gas natural se analizaron dos alternativas básicas que permitieran evaluar su impacto en términos de sustitución ente fuentes: la no introducción de gas natural y la introducción de gas natural a través del denominado gasoducto del sur a partir del año 2000. La no consideración de las dos restantes hipótesis se debió al objetivo de disminuir el número de alternativas a estudiar y a la no disponibilidad de información en algunos casos.

<>v) Características de la Interconexión eléctrica con Brasil

<>En este caso se consideraron dos alternativas: la continuidad de la situación presente (incluyendo la interconexión de 70 MW) y la construcción de una línea de transmisión (300 MW) que estaría disponible a partir del año 2002.

<>vi) Características del acuerdo de intercambio de electricidad con Argentina

<>A los efectos de analizar dos situaciones extremas se definieron las hipótesis de intercambios restringidos (como se habían efectuado hasta el presente) y de mercado abierto en el cual los precios spot de ambos sistemas tienden a igualarse.

<>Definición de escenarios alternativos

<>A partir de las opciones seleccionadas en la tercera columna del Cuadro 25, se definieron seis escenarios que reflejan situaciones extremas con el objeto de evaluar el funcionamiento del modelo. El año base para todos los escenarios es 1993, y el período considerado es de 21 años (hasta el 2013).

<>Tal como se explica en la sección anterior, se consideró una sola hipótesis para los aspectos socio-económico y un único set de elasticidades de demanda de energía. Además de evitar un número excesivo de escenarios, con este método se buscó aislar los efectos que tendrían los componentes básicos vinculados al sector energía. De esta manera, la proyección de la demanda expresada en términos de energía útil coincide para los seis escenarios definidos.

<>Escenario 1: Caso de Referencia 1995

<>El Caso de Referencia 1995, representa la continuación de la situación vigente a esa fecha en lo que respecta a la matriz energética, sin grandes cambios en su estructura. No obstante, se asume que al final del período de planificación se construirían centrales térmicas a base de carbón mineral importado.

<>La generación hidráulica sería similar a la media histórica para cada uno de los años proyectados. Las exportaciones e importaciones de energía con otros países no cambiaría significativamente. Por ende se asume que no se introduce el gas natural, que las condiciones de intercambio de electricidad con Argentina continuarían desarrollándose como en el pasado, y que la interconexión eléctrica de extra-alta tensión con Brasil no se ejecutaría.

<>Si bien los intercambios de energía con los países de la región continuarían, se asume que los saldos exportables de electricidad disminuirían, a lo largo del período, debido al crecimiento esperado de la demanda interna.

<>Escenario 2: Introducción de gas natural e intercambios restringidos de electricidad

<>Esta alternativa coincide con las hipótesis asumidas en el Escenario 1, pero se diferencia en el supuesto de que se introduce gas natural proveniente de Argentina.

<>Escenario 3: Introducción de gas natural e intercambios flexibles de electricidad con Argentina

<>Este escenario es similar al Escenario 2, diferenciándose por el supuesto de que se produce una mayor integración (similar a la optimización conjunta) en la operación de los sistemas eléctricos de Argentina y Uruguay.

<>Escenario 4: Aumento del grado de integración con los sistemas eléctricos de Argentina y Brasil, sin introducción de gas natural

<>En esta alternativa se considera un alto grado de integración del sistema eléctrico con los países vecinos. En lo que respecta a Argentina se asumen las mismas hipótesis del Escenario 3, mientras que en relación con Brasil se supone que se desarrolla la línea de extra-alta tensión. Por otra parte, así como en el Caso de Referencia, se asume la no introducción de gas natural.

<>Escenario 5: Aumento del grado de integración con los sistemas eléctricos de Argentina y Brasil, e introducción de gas natural

<>Este escenario refleja el mayor grado de integración en los sectores analizados. Las hipótesis referentes al sistema eléctrico coinciden con las establecidas en el Escenario 4, y se asume, además, que se introduce gas natural desde Argentina.

<>Escenario 6: Caso de referencia 1995 con baja generación hidráulica durante el período 1997-2001

<>Los supuestos considerados son similares a los del Escenario 1, con la diferencia de que se asume la existencia de bajos aportes hidráulicos durante el período 1997-2001. Para simular este último período se tomó el período de 5 años con menores aportes hidráulicos desde que se poseen registros.


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Secretaría de Energía