SECTOR ENERGÉTICO URUGUAYO: OBJETIVOS Y LÍNEAS DE ACCIÓN MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y MINERÍA DIRECCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y TECNOLOGÍA NUCLEAR República Oriental del Uruguay Enero 2008

Contenido de la presentación: Características generales de la matriz energética uruguaya; Consideraciones sobre la coyuntura energética: Acciones; Objetivos de la Política Energética; Líneas de Acción en curso Dentro de la exposición sobre Objetivos y Líneas de Acción del sector energético uruguayo, describiré brevemente algunas de las características de la matriz energética de nuestro país. A su vez, en relación a esos aspectos, realizaré consideraciones sobre la coyuntura que el sector eléctrico nacional está experimentando. Finalmente, presentaré los principales objetivos de la Política Energética encarada por la actual Administración y las Líneas de Acción que en concreto se siguen.

CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA MATRIZ ENERGÉTICA

Estadísticas nacionales Superficie: 176.215 km2 Indicadores socioeconómicos: Población: 3.3 millones habitantes Capital: Montevideo (1.2 millones habitantes) Tasa de crecimiento población: 3.2 0/00 ac.anual Población urbana: 91.8% Tasa de desempleo: 8.5% PBI 2006: 19.357 millones de US$ PBI (tasa de crec.real): 7% (año 2006) PBI/per cápita: 5.972 US$

Indicadores energéticos Consumo final de energía: 2.432 Ktep (año 2006) Consumo energía per cápita: 733.7 kep/habit. Tasa de electrificación: 98% Sistema eléctrico: Potencia instalada: 2.228 MW Demanda máxima sistema (2007): 1.654 MW

Uruguay: Factura Petrolera(*) La situación en cuanto al petróleo y derivados que ha tenido el país es de fuerte participación en el sector energía, tanto en lo energético como en los requerimientos de divisas (elemento asociado a los precios internacionales y su evolución). Como ejemplo, puede mostrarse la denominada “factura petrolera” y su peso en relación a los ingresos por exportaciones del país. En este sentido, la gráfica muestra que de valores que fluctuaban en el orden de 15% a 20%, los requerimientos de divisas para cubrir la compra de petróleo y derivados ascendieron en el 2005 a un 27%, impulsadas por el incremento de precios. MPP: Importaciones Petroleras PIP: Precio Internacional Petróleo X: Exportaciones (*) Estimaciones

El consumo energético del país fue en el 2004 de 2354 miles de toneladas equivalentes de petróleo, manteniéndose en el 2005. El petróleo (y sus derivados) son la fuente principal de energía representando el 59% del total consumido. Es un recurso importado y de alto costo, afecta no sólo por sus condiciones internacionales sino por la exigencia de divisas. Si bien el consumo de fuel oil bajó, el de gas oil ha aumentado En los ’90 hubo decrecimiento de la participación de la leña y de los residuos de biomasa (industriales volvieron al f.o.), se retomó la conversión a leña en los últimos años. El carbón mineral prácticamente no tiene participación como fuente de energía. No hay yacimientos locales de magnitud. La introducción del gas natural no ha aportado hasta la fecha la seguridad y diversificación de suministro esperado (3% del consumo, dificultades de disponibilidad y precio). La energía eléctrica aumentó la participación en el consumo final. Los aprovechamientos hidroeléctricos de significación están ya instalados, por lo que la base de expansión local de gran porte sería térmica, acompañada por aporte creciente de renovables. Posibles yacimientos de gas en plataforma continental en evaluación. Potencial incidencia en largo plazo. El entorno externo también es de difícil situación energética. Relación reservas/producción: petróleo 40 años, gas natural 60 años; uranio 70 años y carbón 230 años. En el petróleo es lógico prever que preceda a su agotamiento un gran aumento de precios e inclusive su indisponibilidad o cuotificación para los países no poderosos. Uruguay no controla los energéticos básicos a escala mundial: es tomador de precios y condiciones. La región es superavitaria en energía, pero no se han dado condiciones estables de intercambio, marcada prioridad al abastecimiento interno de cada país. La situación energética lleva a la estrategia de administrar cuidadosamente las fuentes actuales y tomar decisiones en un marco de incertidumbre de disponibilidad y precio. Las condiciones ambientales locales y globales aceleran coordinación de acciones. Consumo total 2006: 2470 kTep

2 1 3 1.Cuadrilátero de Salto Grande (Ur-Arg.) Línea 500 kV Capacidad interconex. 2000 MW 2. Línea Rivera- Livramento (Ur.-Br) Línea 150 kV Capacidad. 72 MW Operativa año 2001 3. Línea San Carlos– Candiota (Ur. -Br.) Capacidad 500 MW En proceso de licitación construcción línea y conversora de frecuencia (apertura ofertas 14/12/2007) 2 1 3

Interconexiones eléctricas EXISTENTES Con Argentina: dos líneas de 500 kV, pertenecientes al sistema de trasmisión de CTM- Salto Grande (cuadrilátero), capaces de trasmitir del orden de 2.000 MW de potencia. Con Brasil: en Rivera-Livramento, con una conversora de frecuencia, de 72 MW de potencia. Entre Argentina y Brasil: 2.200 MW (+ 50 MW) de conversoras. Red limita a 500 MW en sentido Br --> Ar. EN PROCESO LICITATORIO Con Brasil: línea desde San Carlos a región de Candiota 390 km (330 km en Uruguay y 60 km en Brasil) Estación conversora de 500MW próximo a frontera y a Melo. Costo estimado U$S 200 millones. Los costos y la gestión técnica y comercial serán de responsabilidad de Uruguay

Aspectos de la coyuntura en electricidad: Características de hidraulicidad. Los aportes hídricos a las cuencas han estado en el diez por ciento más seco de los registros históricos. notorio retraso de las inversiones en generación (central anterior es de 1991). crecimiento de la demanda (superior al 3% acumulativo anual) Acciones: Instalación de 200 MW de generación en Punta del Tigre, 2006. 100 MW adicionales en 2007 y posible combinación de ciclo 2008. Se ha mantenido el contrato de 150 MW desde Argentina, agregándose en media 200 MW adicionales en otras modalidades. Adicionalmente a los 70 MW de Rivera-Livramento, se obtuvo en algunos períodos el aporte de hasta 500 MW de Brasil vía Argentina. Plan de Ahorro y Eficiencia Energética. Además de las turbinas de emergencia mencionadas, es importante citar la importancia que ha tenido en esta coyuntura el empleo de las interconexiones internacionales. Al contrato de 150 MW que ha estado disponible desde Argentina, se agrega un promedio de 200 MW adicionales adquiridos bajo otras modalidades y el suministro por importantes períodos de energía desde Brasil, tanto por Rivera como a través de Garabí y por la red argentina. Con respecto a los planes de ahorro 2005 y 2006 puede citarse: Plan de Ahorro 2005. Fue aprobado por Decreto 116/005, obligatorio para el ámbito público.. Entre sus resultados puede citarse que el consumo de energía eléctrica del sector público (excluido alumbrado público) registró una reducción del 6.1% en relación al consumo facturado en igual período del año 2004 (15 de marzo a 15 de julio). Plan de Ahorro 2006. Resolución MIEM Nº331/006 del 28/04/2006 retoma Plan de Ahorro (obligatorio para el ámbito público). Resolución MIEM 29/05/2006 aplica medidas a usos no críticos residenciales y comerciales (iluminación excedentaria de exteriores y vidrieras, no duplicación del uso de ascensores y escaleras mecánicas, etc.). Se maneja una meta de 10% de ahorro en el global del sector público y meta de ahorro 5% privado. Acuerdo de Responsabilidad Social: Reunión (23/05) donde se definió un acuerdo de responsabilidad social con la Cámara de Industrias de Uruguay, la Cámara de Comercios y Servicios del Uruguay, la Asociación de Grandes Consumidores de Energía Industrial, ANCAP, UTE y DERES. El acuerdo ya está redactado y a estudio de las distintas organizaciones. El acuerdo implica difundir medidas de uso eficiente en sus gremiales y clientes. Divulgación en escuelas: Reunión (29/05) con autoridades de primaria y responsable energético del CODICEN. Se acuerda instrumentar medidas para introducir este tema en las clases, con el fin de que los niños conozcan los objetivos del Plan de Ahorro y actúen como canales de difusión en sus casas. Evaluación: Se percibe una baja del 3% de la potencia máxima desde la implementación de la segunda fase y del mismo orden en reducción de la energía consumida.

Red de gasoductos 2 3 1 4 1. Gasod.Cruz del Sur Capacidad 5.0 MM m3/día Operativo año 2002 2. Gasoducto del Litoral Capacidad 1.2 MM m3/día Operativo año 1998 3. Gasoducto Casablanca No se encuentra operativo 4. Planta de GNL (Uruguay -Argentina) En estudio. Capacidad 10 MM m3/día 2 3 1 4 Proyectos en estudio

Interconexiones Gasíferas GASODUCTOS EXISTENTES DESDE ARGENTINA Gasoducto Cruz del Sur (Buenos Aires-Montevideo), operativo desde fines de 2002 (54 km bajo el Río de la Plata y 143 km de gasoducto troncal Colonia-Montevideo; capacidad de 6 millones de m3 diarios); diámetro 24” tramo subfluvial y 10” tramo terrestre. Gasoducto del Litoral (Entre Ríos-Paysandú), operativo desde fines de 1998 (20 km; capacidad de 0.7 millones m3 diarios; diámetro 10”); Gasoducto Casablanca (Entre Ríos-Paysandú), (previsto para abastecer una central térmica de 400 MW); 16” diámetro

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS La Visión planteada para el sector energético uruguayo se sustenta en siete ejes estratégicos:  Energía como insumo fundamental para el desarrollo productivo y social; Evolución sostenible del sector energético, considerando su dimensión técnica, económica y ambiental; Diversificación de las fuentes de abastecimiento y uso racional; Profundización de la integración regional; Incrementar el grado de autonomía de suministro: recursos autóctonos; Potenciar la participación del empleo y la industria local; Articulación de una mayor coordinación institucional del sector. A pesar de los intensos esfuerzos de todos los integrantes del equipo energético en relación a medidas asociadas a gestionar la coyuntura, desde el MIEM se ha encarado la definición de los principales objetivos estratégicos y de las correspondientes líneas o Instrumentos de acción. La Visión planteada para el sector energético uruguayo se sustenta en siete ejes estratégicos:  Energía como insumo fundamental para el desarrollo productivo y social; Evolución sostenible del sector energético, considerando su dimensión técnica, económica y ambiental; Diversificación de las fuentes de abastecimiento y uso racional; Profundización de la integración regional; Incrementar el grado de autonomía de suministro: recursos autóctonos; Potenciar la participación del empleo y la industria local; Articulación de una mayor coordinación institucional del sector.

Líneas Estratégicas principales:  1.      Sector eléctrico: §  Incorporación de respaldo local al sistema de generación. §  Integración eléctrica regional: dinamización y expansión. §  Incorporación de generación distribuida. §  Acciones específicas en fuentes renovables. § Uso racional de la energía: Proyecto de Eficiencia Energética. 2.    Sector hidrocarburos y biocombustibles: § Petróleo y derivados: acceso a fuentes y mejora de refinación. §  Gas Natural: desarrollo regional y local de esta fuente. Biocombustibles: marco legal y objetivos de desarrollo. Para los objetivos primarios expuestos, las líneas estratégicas de gestión pueden resumirse según: 1.      Sector eléctrico: §  Incorporación de respaldo local al sistema de generación. §  Integración eléctrica regional: dinamización y expansión. §  Incorporación de generación distribuida. §  Acciones específicas en fuentes renovables. § Uso racional de la energía: Proyecto de Eficiencia Energética. 2.    Sector hidrocarburos y biocombustibles: § Petróleo y derivados: acceso a fuentes y mejora de refinación. § Gas Natural: desarrollo regional y local de esta fuente. § Biocombustibles: marco legal y objetivos de desarrollo.

Instrumentos en curso: Sector eléctrico Incorporación de potencia de respaldo: 300 MW + nueva central (situación de combustible base permitirá selección de tecnología). Integración eléctrica regional: dinamización de instalaciones existentes; desarrollo de nueva interconexión: San Carlos – P. Médici 500 MW. Llamado a generación distribuida 2005: 4 MW eólicos seleccionados, convocatoria abierta a casi 46 MW adicionales. Renovables: Decreto Nº77/06. Llamado a 60 MW, aspectos como precio, componente nacional, plazo, etc., serán elemento de selección. Proyecto 10 MW UTE con fondos de conversión España. Proyecto de Eficiencia Energética: aumenta demanda y oferta de bienes y productos de eficiencia energética. Como se comentó, además de los 200 MW en curso, se requiere la incorporación de potencia de respaldo. La definición de la tecnología del caso tendrá en cuenta la evaluación de combustible de base a emplear. Con respecto a interconexiones eléctricas, a la dinamización de lo existente se agrega el desarrollo de una nueva interconexión con Brasil, de 500 MW de capacidad, conectando las estaciones de San Carlos y Presidente Médici. Se han firmado Acuerdos entre Gobiernos, restando a corto plazo el Entendimiento binacional que lance el emprendimiento. Como elemento complementario del abastecimiento, se han dado pasos concretos sobre generación distribuida y fuentes renovables. A partir de un Llamado de fines de 2005 se están contratando 4 MW eólicos- con casi 46 MW aún abiertos- y en pocos días se publicará el Llamado a 60 MW de eólica, biomasa y pequeñas hidroeléctricas, todos ellos como instalaciones a cargo del sector privado. A su vez, en el marco de un programa de conversión de deuda con España, se dispuso el desarrollo por UTE de 10 MW eólicos. Paralelamente, se está aplicando el “Proyecto de Eficiencia Energética Uruguay”, que apunta a aumentar la demanda y la oferta de bienes y productos de eficiencia energética, contribuyendo a: a) mejorar la eficiencia del uso de la energía; b) reducir la dependencia de la economía uruguaya de la electricidad y los combustibles importados; c) reducir las emisiones del sector energético. Se están desarrollando acciones actuales sobre: definición de estructura y manejo del fondo de financiación (Fondo Uruguayo de Eficiencia Energética), análisis de expresiones de interés para la difusión de actividades (comunicación pública y web), cursos de capacitación (planes en el sector público, iluminación, calderas y circuitos de vapor, aspectos técnicos y comerciales para Empresas de Servicios de Energía), Normas de etiquetado con UNIT (electrodomésticos, gasodomésticos, viviendas, fiscalización por URSEA), adecuación de Laboratorios nacionales a las nuevas exigencias de control, etc..

Instrumentos en curso: Sector petróleo y derivados Prospección de hidrocarburos: lograr integración vertical de la empresa ANCAP, consiguiendo reservas petroleras internacionales. Ampliación de refinería: alcanzando capacidad de procesar en Uruguay crudos pesados. . Alcanzar los estándares internacionales de contenido de azufre en gasolinas y diesel Acciones para limitar efecto de alta proporción de gas oil: propuesta de incremento de IMESI a la primera enajenación a los vehículos diesel de uso particular, acción a complementar con otras medidas, por ejemplo sobre el cambio de motores y sobre la adaptación de combustibles. En el sector de petróleo y derivados, las acciones abarcan: Prospección de hidrocarburos: lograr integración vertical de la empresa ANCAP, consiguiendo reservas petroleras (ejemplo Faja del Orinoco y Colorado Marina), así como gasíferas (además de Aguada de la Arena, prospección en la plataforma continental uruguaya). Ampliación de refinería: agregar conversión profunda, alcanzando capacidad de procesar en Uruguay crudos pesados (lo cual da mejor posicionamiento a disponibilidad futura en los mercados). Desarrollo de bunkers y comercialización de derivados en alianza con actores privados, potenciando las ventajas logísticas de nuestro país y de los activos de ANCAP en la región. Alcanzar los estándares internacionales de contenido de azufre en gasolinas y diesel (Proyecto HDT en curso). Una característica particular del consumo de derivados en Uruguay es la alta proporción de consumo de gas oil frente a nafta (aprox. 2,7 a 1). Para limitar este efecto, se ha encaminado la propuesta de incremento impositivo (IMESI a la primera enajenación) a los vehículos diesel de uso particular, acción a complementar con otras medidas, por ejemplo sobre el cambio de motores y sobre la adaptación de combustibles.

Instrumentos en curso: Sector gas natural Dinamizar participación del gas natural en la matriz energética (hoy 3%). Participación en alternativas de suministro (ejemplo de casos) Acuerdo de integración energética con Bolivia; Proyecto Gasoducto (Bolivia, Paraguay, Brasil y Uruguay) Análisis de Gas Natural Licuado y Gas Natural comprimido marítimo. Instrumentos en curso: Sector gas licuado de petróleo Medición Fiscal en todas las plantas de GLP, ( chip para identificar cada garrafa, marca, etc.) Promover el fondo de reposición de garrafas para mantener el parque actual en cantidad y calidad. Para el Gas Natural: Las acciones pasan por mejorar la dinámica de incorporación de este energético a la matriz energética nacional (3% del consumo) y la búsqueda de nuevos suministros, complementado con la elaboración de un marco regulatorio para el sector (hoy basado en normas separadas). Los efectos de la falta de disponibilidad en Argentina (gas y transporte) afectaron el abastecimiento a los consumidores interrumpibles de Uruguay, por lo que se han llevado adelante acciones para la reconstitución de los intercambios desde Argentina, por ejemplo a través del desarrollo de mecanismos de compensación energética. Además, la política energética planteada incluye la negociación de Acuerdos con otros países como Bolivia y otros proyectos multilaterales que congregan los esfuerzos de varios países. Así como en el caso del petróleo, las acciones se complementan con la exploración de posibles reservas en plataforma continental. Otras opciones de suministro alternativo como el gas licuado o el gas comprimido marítimo están también en el análisis, considerándose por ejemplo sus particularidades de módulo mínimo, costos de inversión y operación. Para el gas licuado de petróleo (GLP o Supergás) Existe un conjunto de acciones encaradas y en desarrollo, como las que aparecen mencionadas en la transparencia, que apuntan a una mejor coordinación regulatoria y técnica en la operativa de los agentes.

Instrumentos en curso: Sector agrocombustibles Alcohol. Se desarrollaron tareas de análisis y apoyo para el desarrollo por ANCAP del proyecto en la zona azucarera. Implementación de una planta de Destilación 120 m3/día en ALUR S.A. en Bella Union Biodiesel. Norma UNIT de fecha 21/12/2005, precisando las características del biodiesel. Se ha aprobado Ley de Agrocombustibles y se está elaborando reglamentación con el objeto de: Incorporar porcentajes mínimos en los combustibles. Asegurar estándares de calidad y seguridad de la producción. Establecer un marco legal en la producción y comercialización. Desarrollar los objetivos planteados por la ley Nº 17.567 (interés nacional de la producción de agrocombustibles). Promover la producción con materia prima nacional. Biocombustibles: Se ha actuado principalmente en los dos subsectores de interés: alcohol y biodiesel. Alcohol. Se desarrollaron tareas de análisis y apoyo para el desarrollo por ANCAP del proyecto en la zona azucarera. Implementación de una planta de 120 m3/día, inicialmente a partir de caña, pudiendo luego integrarse otras plantaciones. Además del proyecto técnico, se ha debido analizar y actuar en temas no-energéticos, como la financiación de siembra.   Biodiesel. En el 2005 se constituyó el Grupo multidisciplinario para evaluación técnico-económica con un punto de vista país. Existe la Norma UNIT de fecha 21/12/2005, precisando las características del biodiesel. Se ha tramitado la Propuesta de Ley y reglamentación con el objeto de: üIncorporar porcentajes mínimos en los combustibles. üAsegurar estándares de calidad y seguridad de la producción. üEstablecer un marco legal en la producción y comercialización. üDesarrollar los objetivos planteados por la ley Nº 17.567 (interés nacional de la producción de agrocombustibles). üPromover la producción con materia prima nacional.