Las plantas de generación de energía a partir de la quema de trozos de madera (chip), cáscara de arroz u otros residuos agrícolas o forestales atraviesan una situación “comprometida”. El negocio no dio los resultados que esperaban cuando se instalaron y hoy trabajan con ganancias “bajas o nulas”.
“Hay que cortar el árbol, sacarlo del monte, picarlo, llevarlo a la usina y quemarlo. Todo un proceso donde hay muchos recursos en juego, contratistas, mano de obra, costos asociados y contingencias. Las plantas no son ni cerca lo interesantes que parecían al principio, porque la biomasa era un producto muy ofrecido, abundante. Eso se ha encarecido tremendamente, los contratistas en 2006 no pagaban ni BPS y ahora tienen gremio. Las inversiones han sido mayores a las previstas y los precios (de venta de la energía) más bajos. Por eso los proyectos se han quedado con sus números en rojo”, dijo a Búsqueda el presidente de la Asociación Uruguaya de Generación Privada de Energía Eléctrica (Augpee), Miguel Fraschini.
Los generadores de energía a partir de biomasa son Alcoholes del Uruguay, Bioener, Fenirol, Galofer, Liderdat, Ponlar y Weyerhaeuser. La potencia instalada de esas siete usinas es de 70,5 MW.
Las plantas de UPM y Montes del Plata suman 340 MW y hay otras dos de pequeño porte (Lanas Trinidad y Las Rosas, de la Intendencia de Maldonado) con 1,8 MW en total.
La energía generada a partir de biomasa representa casi el 70% del consumo energético del sector fabril, según datos del Ministerio de Industria, Energía y Minería.
“Tormenta perfecta”
Fraschini, que dirige la planta de Azucarlito en Paysandú, agregó otros factores de la coyuntura que tampoco favorecen la producción de energía. Señaló que hay abundante agua en los ríos y represas, que aumentó la oferta de energía por la puesta en marcha de varios parques eólicos y bajó el precio del petróleo, lo cual hace que la UTE pague menos a los generadores privados por los contratos de suministro vigentes al sistema eléctrico nacional. “Todo eso conforma la tormenta perfecta y hace que las usinas de biomasa estén en una situación complicada y con una incertidumbre grande en cuanto al futuro”, aseguró.
“Lo que nos puede salvar es que se abra la venta a Brasil y que sea a valores razonables, o que nos bajen los costos”, planteó el titular de la Augpee.
Jorge Martínez, gerente general de la usina de energía Galofer y de la planta de Arrozur que funciona en el predio contiguo, en Treinta y Tres, aseguró que en generación se está “trabajando a pérdida”.
Explicó que en 2007 se firmó un contrato con UTE para vender a U$S 78 el megavatio (MW) y hoy ese valor se ajustó a U$S 92. Pero el costo de la generación “está por encima de los U$S 100”, por lo que se debería cobrar U$S 120 el MW, afirmó.
Dijo que a otros productores de energía a partir de biomasa la empresa estatal les ofreció pagar los costos fijos por la potencia instalada y estar a disposición para generar cuando se necesite más electricidad, lo cual aceptaron. Es el caso de Fenirol, en Tacuarembó.
Martínez explicó que esa no es una opción para Galofer puesto que no procesar las miles de toneladas de cáscara de arroz que genera la región este del país implica una problemática ambiental y una pérdida de eficiencia para la industria de parboiled, de la que es proveedora de vapor. Así es “imposible cubrir los costos de producción”, dijo.
Otra es la situación de las plantas de biomasa de las fábricas de celulosa que utilizan como combustible el licor negro, un desecho generado en el proceso de blanqueado de la pasta. Esas usinas con grandes calderas se justifican puesto que vuelven autosuficiente de energía el total del proceso productivo en esas industrias y los excedentes son subidos a la red nacional.
“No cierra”
La Augpee nuclea a los 22 productores privados de energía del país; son empresas de biomasa, molinos de viento y fotovoltaicos que en total alcanzan una capacidad de generación de 1.000 MW (lo que supera la producción de la parte uruguaya de la represa de Salto Grande).
Estas firmas pueden comercializar su producción a través de un contrato con UTE o en el mercado spot, que marca un precio del día que últimamente viene siendo cero, ya que no existe déficit de energía y, por tanto, no hay demanda. En general, las usinas de biomasa venden por contrato al ente y si tienen excedente lo comercializan en el mercado spot. Fraschini aclaró que ese complemento extra al contrato con UTE era el que en el pasado permitía “cerrar mejor” el negocio. El precio spot fue “razonablemente bueno” en 2011 y 2012 —unos U$S 250 o incluso más— por la sequía y porque el petróleo estaba caro, dijo. Agregó que eso difiere de la situación actual dado que hoy “hay abundancia de agua (…), están en operación un montón de parques eólicos y el petróleo está barato”.
A su vez, el valor al que UTE compra energía a los privados ha bajado, afirmó Fraschini.
Historió que las licitaciones eran en 2007 por entre U$S 80 y U$S 90 el MW, y dichos valores, por la aplicación de una paramétrica, evolucionaron a U$S 105. Hoy el precio es inferior a U$S 100 dada la baja cotización del petróleo, añadió.
Pero en este tiempo, según Fraschini, el costo de la mano de obra en dólares “subió más de 100%”, y el gasoil y los costos en general también se incrementaron. “Sin embargo, UTE está pagando prácticamente lo mismo que hace 10 años, por lo que la cuenta no cierra”, señaló.
Reconoció que la situación “no es tan grave” para las usinas de biomasa acopladas a un proceso industrial pero sí para las que únicamente tienen el negocio de generación.
Otras fuentes señalaron que el desfase entre la paramétrica de UTE y los costos de generación ponen en “tela de juicio la continuidad” de algunas empresas. Explicaron que en Uruguay no había experiencia en biomasa y los privados aceptaron la paramétrica que en 2006 hizo ese ente. Pero las plantas empezaron a funcionar de 2010 en adelante y en ese tiempo ya habían cambiado las condiciones. Los “aprendizajes negativos los paga el privado”, afirmaron.
Aporte
Fraschini defendió la producción de energía utilizando biomasa porque forma parte de un entramado de servicios para la industria y porque aporta empleo y valor agregado a la economía.
En esa línea, la Dirección Nacional de Energía del MIEM presentó este mes una consultoría que analizó el impacto económico y social que surge de la generación de electricidad de fuente solar fotovoltaica, biomasa, eólica y gas natural en centrales de ciclo combinado. Según ese estudio, realizado por KPMG y Seg Ingeniería, las plantas de biomasa son las más intensivas en mano de obra: emplean 32,6 puestos directos y 131,8 indirectos (presonas por año/ MW). Los parques eólicos generan 6,5 y 30,8 puestos directos e indirectos, respectivamente, los solares 9,6 y 28,9, y las centrales de ciclo combinado 5,3 y 15,3.
En cuanto al valor agregado bruto, los proyectos de biomasa son los que tienen “mayor aportación a la economía” y la brecha más reducida comparando con el precio de venta de la energía eléctrica que generan. El valor agregado medido en dólares por MW representa el 84,3% del precio, según la consultoría.
