Opinión

Biocombustibles: los costos de la Energía Verde

Para reducir el uso de los combustibles fósiles y mejorar el ambiente, en todo el mundo se ha promovido el uso de energías renovables y Uruguay no es la excepción. Dichas energías tienen beneficios, pero también mayores costos, que terminan en las tarifas. En biocombustibles el costo extra se estima en U$S 80 millones anuales.

Por Nicolás Lussich, Ing. Agr. MBA

La estatal ANCAP presentó su Estado de Resultados al mes de septiembre. Si bien se perciben leves mejoras en el último trimestre, el resultado sigue siendo negativo. Tomada individualmente, ANCAP registró un déficit de 61 millones de dólares en los primeros 9 meses del año, cifra que baja a 28 millones, si se incluye el resultado de sus subsidiarias,  especialmente DUCSA.

También da resultado positivo ALUR, la proveedora de biocombustibles para ANCAP, que -al ser su propietaria-, define el precio de compra. ANCAP ha venido trabajando para reducir el costo de los biocombustibles (cuadro), pero no ha sido sencillo.

Sucede que ALUR es más que una simple proveedora de biocombustibles. Por un lado es la que está garantizando hoy el cumplimiento de la ley de biocombustibles, votada de manera unánime en 2007, que exige un determinado nivel mínimo de mezcla en la nafta y el gasoil con biocombustibles renovables (etanol y biodiesel, respectivamente). Asimismo, ALUR abarca no una sino tres industrias o procesos de producción, bastante diferentes entre sí.

En biodiesel ALUR no tiene industria propia sino que lo obtiene a partir de un contrato con la aceitera COUSA, a través del cual esta empresa -de capitales nacionales, del grupo Gard- le vende el servicio de molienda de los granos oleaginosos que compra ALUR para obtener el biodiesel.

Desde anteriores administraciones de ANCAP se ha venido planteando que es un contrato oneroso, por costo y modalidad. Entre otras cosas, tiene una cláusula del tipo “úselo o páguelo” (take or pay, en inglés); esto obliga a ALUR a pagar aunque no haya molienda para la extracción de aceite y refinar biodiesel. Asociarse para beneficios mutuos es lógico en cualquier ámbito, pero todo indica que en este caso el costo es excesivo: en la gráfica adjunta se observa que el costo para ANCAP del biodiesel -si bien ha tenido alguna modesta reducción-  sigue siendo elevado.

Por otro lado, ALUR tiene dos plantas industriales propias para la producción de etanol, el biocombustible que se mezcla con la nafta. Estas dos plantas son muy diferentes en su tipo de proceso, origen, concepción y escala. La planta que produce etanol en Paysandú es nueva, de gran escala – capacidad de 60 m3/año- y produce etanol a partir de granos como sorgo y otros cereales. Este proceso tiene subproductos como el DDGS, un alimento de alta calidad para nutrición animal.

Para esta planta ALUR compra granos en el mercado abierto, a precio corriente, a razón de unas 150.000 toneladas anuales. Si bien en años previos se decidió puntualmente ofrecer algún tipo de sobreprecio para garantizar la captación de cierto grano o promover ciertos cultivos, hoy se trabaja a precios de mercado.

La planta de Bella Unión es un caso totalmente diferente: tiene menor escala, mayor antigüedad  y produce el etanol a partir de la caña de azúcar, cultivo cuya productividad relativa en Uruguay – comparando con los principales países productores- es notoriamente inferior. De tal manera que para tener el abastecimiento de caña ALUR debe pagar un sobreprecio por este producto, de lo contrario la producción no se sostiene.

Como se ve en la gráfica adjunta: el costo de producción del etanol en Bella Unión -reflejado en el precio que paga ALUR- es notoriamente superior al de Paysandú. Ante esta situación ¿por qué seguir produciendo caña en el norte? Según los jerarcas de ANCAP hay una decisión política de mantener esta producción, atendiendo al impacto social que tendría su culminación.

A nivel político se ha planteado históricamente que la promoción de la caña de azúcar en el vértice norte de nuestro territorio, tiene un fin de desarrollo local, descentralización y diversificación productiva. De hecho, se ha intentado -con poco éxito- abrir el abanico a la producción hortifrutícola, aprovechando los sistemas de riego de la producción de caña,  incluso con una industria asociada de congelados vegetales, pero no prosperó. En todos los casos, los fracasos superaron a los éxitos y los costos a los ingresos. Y las pérdidas las paga todo el resto del mapa.

Comparaciones odiosas. La magnitud de los subsidios implícitos que se están volcando a la producción de biocombustibles puede estimarse a partir del precio de los hidrocarburos (nafta o gasoil), que se ubica en el entorno de los 500 U$S/m3. Quiere decir que la producción de etanol de Bella Unión (20.000 m3/año) implica un sobre costos de U$S 28 millones anuales. En el caso de Paysandú el sobre costo respecto al fósil es menor por metro cúbico (unos 380 dólares), pero dado que la producción anual es mayor (60.000 m3/año) el sobre costo asciende a casi U$S 23 millones. Sin embargo, como dijimos, hay que considerar que la producción de etanol de Paysandú genera subproductos valiosos, que atenúan ese subsidio implícito.

En el caso del gasoil, si se estima un consumo de 800.000 m3/año (similar a las naftas), mezclado al 5% da una cifra de 40.000 m3/año de biodiesel. Con una diferencia de precio de 670 U$S/m3, el subsidio implícito son casi U$S 28 millones. Así, considerando todos los biocombustibles, el sobre costo respecto a los combustibles fósiles es de casi U$S 80 millones. La cifra no es exacta, sino una aproximación, pero muestra el costo de la política de biocombustibles, un subsidio implícito que no tiene -por ahora- límite de plazo ni monto.

Dado este panorama, parece claro que el costo de producción de etanol en Bella Unión es insostenible. Algo similar podría decirse para el biodiesel, pero ANCAP parece estar en un brete.

Máximos y mínimos. En el caso de la producción de biodiesel ANCAP está produciendo para cumplir con la mezcla mínima exigida por ley, que es del 5%. Trabajar por arriba de ese nivel -como se hizo en años anteriores- implicaría más sobre costos, que luego se traslada al surtidor y al consumidor final de gasoil. La empresa busca reducir al máximo el costo, cumpliendo la ley. Dada la situación, para reducir el costo de mezclar con biodiesel ANCAP debería esperar el vencimiento del contrato con Cousa y reformularlo a costo menor; también podría impulsar una modificación de la ley que reduzca o elimine la exigencia de mezclar el gasoil con biodiesel.

En el caso del etanol se está dando la situación inversa: se produce al máximo de mezcla  posible para no afectar la calidad de la nafta, es decir casi al 10%. Notoriamente, por los números expuestos, sería razonable reducir o eliminar la producción de Bella Unión (que tiene capacidad para unos 20.000 m3/año), pero el compromiso político es mantener esa industria. Por otra parte, ANCAP no quiere reducir la producción en Paysandú, pues considera que es una inversión válida y -para que sea eficiente- tiene que operar al máximo de capacidad.  

Así, ANCAP parece estar en un brete difícil con los biocombustibles, sin mucho margen de maniobra por ahora. Para bajar las tarifas (objetivo político del gobierno), está trabajando a varios otros niveles, por ejemplo en la distribución. Esto no lo ven bien los estacioneros, cuyo gremio (la UNVENU) planteó esta semana que para bajar el precio del gasoil a un nivel competitivo, se debería comenzar en plazo perentorio a definir los precios en base a paridad de importación y eximir a ANCAP de la obligación de mezclar con biodiesel, si éste es más caro que el gasoil. Según UNVENU “ANCAP debe seguir buscando eficiencias, porque hasta ahora solo se ha ajustado la distribución secundaria”.  

Agua y viento. Otra área donde las energías renovables han generado sobre costos difíciles de bajar es en el caso de la generación eléctrica. Según la evaluación que hacen las autoridades actuales, se fue más allá de lo razonable en la promoción del modo eólico, con la instalación de decenas de parques, que establecieron con UTE contratos de venta a precios fijos elevados y en dólares, con el compromiso para la empresa estatal de comprar todo lo generado… aunque a veces no se precise. En defensa de la estrategia, se argumenta que esas condiciones eran imprescindibles para fomentar la inversión y que Uruguay alcanzó un estatus de liderazgo en generación eléctrica en base a renovables. Hoy UTE paga cerca de U$S 700 millones anuales en los contratos con generadores eólicos, solares y de biomasa.

El modo eólico no solo tiene virtudes como energía renovable, sino también como modo complementario del hidroeléctrico. En efecto, en los últimos años Uruguay utilizó menos la generación térmica (en base a combustibles fósiles): el viento soplaba y el agua de los embalses se reservaba para la hora de mayor consumo. En años normales o lluviosos, la estrategia funciona. Pero ahora la lluvia escasea y como las represas están bajas y son la ‘última reserva’, hay que recurrir a la generación térmica, en la central de ciclo combinado. Aguantar el agua en los embalses puede tener su lógica energética, pero -si hay condiciones predisponentes- puede traer problemas de cianobacterias. Asimismo, en Rincón del Bonete esto estará condicionado por la planta de UPM, a la que habrá que garantizar un caudal mínimo. La fuente de energía renovable firme que tiene hoy Uruguay para generación eléctrica es la biomasa forestal (principalmente las propias plantas de celulosa).

Uruguay ha logrado ser un referente en energía verde, aunque aún dependemos mucho del clima,  La expansión de las energías renovables es compartible y tiene un apoyo amplio, pero hay que revisar los costos, tarea de corto, mediano y largo plazo. Ser ambientalmente amigables pero caros, no es sostenible.