Es inusual que un jerarca de gobierno emita una respuesta detallada y respetuosa a posiciones adversas generadas desde la sociedad civil. Desde esta óptica solo se puede agradecer al Ingeniero Méndez (en adelante RM) por haberlo hecho. También debe decirse que dicha respuesta no presenta argumentos suficientes para refutar la posición sostenida por la REDIU […]
Es inusual que un jerarca de gobierno emita una respuesta detallada y respetuosa a posiciones adversas generadas desde la sociedad civil. Desde esta óptica solo se puede agradecer al Ingeniero Méndez (en adelante RM) por haberlo hecho. También debe decirse que dicha respuesta no presenta argumentos suficientes para refutar la posición sostenida por la REDIU de que la inversión en la regasificadora es una dilapidación escandalosa de recursos públicos.
Es muy importante precisar que lo que se está discutiendo es un proyecto de inversión cuyo objetivo principal es reducir los costos de la energía que se produce y consume en el país, y en particular por su volumen, la energía eléctrica. La apuesta del gobierno es que la regasificadora reducirá significativamente los costos y eso es la que está en cuestión.
La crítica de RM a la REDIU por considerar la suma de la energía disponible en el año y no «hora a hora», ni los períodos de sequía, resulta irrelevante porque no se está discutiendo la capacidad de producir energía eléctrica en períodos críticos ─ya existen instalaciones para ello y se ampliarán con la nueva planta de ciclo combinado─, sino la diferencia de precios entre los combustibles que pueden utilizar para bajar costos: gas natural licuado (GNL) o gasoil.
La evaluación económica de la instalación de esta planta debe considerar:
a) Si la demanda de energía eléctrica es suficiente para maximizar el uso de la capacidad instalada de la regasificadora, cuanto menor sea el uso de la planta se generara una pérdida significativa o mayor será el costo fijo que deberá distribuirse entre las unidades de energía producidas.
b) La evolución de los precios internacionales de los combustibles alternativos, teniendo en cuenta que cuanto menor sea la diferencia de precios entre el gas y petróleo mayor tendrá que ser el uso de la capacidad instalada.
c) El valor de la inversión en tanto al precio internacional del GNL deberá sumársele los costos fijos de la planta regasificadora que son enormes (3 mil millones de dólares) muy superiores de los que requiere ANCAP para garantizar la disponibilidad de combustible ampliando su capacidad de recepción y almacenamiento de derivados del petróleo (entre 150 y 300 millones de dólares).
1. El precio de los combustibles es relativamente impredecible
Todo el fundamento de la regasificadora descansa en la previsión de que a partir de 2016 (año en que estaría funcionando) el precio del gas natural licuado (GNL) será significativamente inferior, a paridad energética, que el de los líquidos que se usan para producir energía eléctrica hoy. En particular, la instalación de una generadora de ciclo combinado de gran porte (530 MW) en construcción y que podría funcionar a gas natural y/o gasoil, obliga a comparar los precios de ambos combustibles para sacar conclusiones. A precios de hoy en el mercado mundial el MMBTU (millón de BTU, una medida de energía) de gasoil cuesta US$ 23. El MMBTU de GNL [1] cuesta US$ 16. Como se puede ver, la diferencia no es tan grande, apenas un 30%.
Sin embargo, basándose en una gráfica producida por una institución especializada Japonesa (el Institute of Energy Economics) RM sostiene que esta diferencia a futuro se ampliará. Intenta rebatir así la tesis de que petróleo y gas natural son esencialmente sustituibles y que sus precios tenderán a converger. De su mismo trabajo: » De hecho, el gas natural es el energético tradicional que más crece en el mundo, desplazando paulatinamente al petróleo, el carbón y el uranio. Hoy en día, el gas natural ha superado ya el 25% en la matriz energética primaria mundial global, tanto en el sector eléctrico como fuera de él«(subrayado original). Si es así, es porque los está sustituyendo, exactamente lo que la REDIU afirmaba.
Pero hay más: existe un mercado a futuro del petróleo y contrariamente a lo que afirma RM, citando a expertos y al IEE, dicho mercado predice precios menores para éste hasta 2020. En efecto, y a modo de ejemplo, para 2019 el precio promediará U$S 88 el barril, un 20% menos que el precio de contado hoy, que es de U$S 110. [2] Este dato no se presenta porque tenga gran valor predictivo, pero e s importante porque es aceptado y utilizado por quienes aseguran los precios del petróleo a futuro. Sucede que las previsiones de los más afamados equipos de expertos de poderosas agencias del mundo (incluyendo el IEE y la EIA [3] de EEUU) han fallado estrepitosamente, por ejemplo, cuando pronosticaron en 2000 que (en una hipótesis de máxima) hoy los precios del crudo no superarían los U$S 30.
Al respecto de los precios una precisión, RM en su respuesta atribuye a la REDIU haber sostenido que «el gas natural alcanzará rápidamente un precio equivalente al del petróleo» y lo que se dijo fue que: «a largo plazo apostar al gas natural licuado es lo mismo que apostar al petróleo».
El petróleo y el gas son bienes sustitutos y a largo plazo tienden a igual sus precios. La velocidad a las que se igualan depende de múltiples factores, entre otros: cuan sustitutivos son y si existe suficiente oferta de ambos para atender la demanda.
RESUMIENDO: si no existe certeza alguna de que en el futuro el precio del GNL será sensiblemente menor al del petróleo y su derivado, el gasoil, desaparecen completamente los fundamentos para esta gran inversión.
2. Los flujos de egresos e ingresos se desconocen
En su trabajo RM dice: «La terminal regasificadora permitirá introducir en Uruguay gas natural para el sector no-eléctrico a un costo no superior a los 15 dólares por millón de BTU. Esto incluye no sólo el costo de importación de gas natural licuado sino el costo de regasificación, es decir, la cuota parte del pago del canon por la escollera y el barco, del repago del dragado, del gasoducto de interconexión y de todas las demás obras de infraestructura necesarias para introducir el gas natural en nuestro país».
Véase: el país importa y utiliza hoy 172.000 m3 de gas diariamente. [4] Los importadores son Montevideo Gas (50% PETROBRAS y 50% ANCAP) a través del gasoducto Cruz del Sur y ANCAP por Paysandú. El precio CIF de dichas importaciones asciende a US$ 6 más unas detracciones que fija Argentina de US$ 17 el MMBTU. Total US$ 23, sin impuestos.
Sumados el consumo eventual de gas para producir los 900 GWh promedio de energía eléctrica (punto 2) más el consumo doméstico e industrial, expresado en MMBTU anuales serían 8.621.000. Como la regasificadora costará US$ 168.000.000 anuales, cada uno de estos MMBTU costará US$ 19,5 sin incluir el costo del GNL que habrá que importar. Partiendo de la base del precio actual del GNL (US$ 16) el precio se iría a US$ 35,5 por MMBTU. [5]
El problema que se observa claramente aquí es que los precios del GNL que se estaría utilizando en el proyecto son mucho más bajos que los actuales. Se conocen los costos fijos de la inversión, [6] pero no se tiene acceso a los flujos de ingresos y egresos, por lo cual las estimaciones de beneficios y costos no pueden ser evaluadas. Esto no es nada menor si se quiere estimar los costos y beneficios de la inversión.
RM afirma que el beneficio esperado sería de mil millones de dólares, lo cual implicaría que han estimado año por año los egresos e ingresos del proyecto, o sea, nivel de demanda, uso de la capacidad instalada, precio del GNL que se procesa, precio de venta de la energía, entre otros. Información fundamental que se desconoce. Dicha carencia se agudiza cuando en un proyecto de 20 años se presenta solamente información del Valor Actual Neto, el cual puede variar sustancialmente según sea la tasa de retorno que se utilice. En efecto, cuanto mayor sea la tasa de retorno menor será el Valor Actual Neto; si la tasa de retorno fuera 0% el costo del proyecto sería U$S 3.000 mil millones, como se usa una tasa de retorno de 10% el costo es U$S 1.125.
En cuanto a los ingresos, cuanto menor sea la diferencia entre el precio del gas natural licuado y el gasoil mayor será la cantidad que debe consumir Uruguay para alcanzar el punto en que la utilización de la regasificadora no daría ni pérdida ni ganancias utilizando uno u otro combustible. Si el precio del petróleo Brent baja, como está previsto en los mercados a futuro, [7] pasaría de U$S 108,29 promedio del último cuatrimestre de 2013 a U$S 87,97 promedio de 2019, una caída de 19%. Asumiendo que los datos anteriores son tan falibles como otros, si se mantiene la relación proporcional entre el precio del gas y gasoil dicha caída del precio del petróleo reduciría la diferencia también en 19%, por lo tanto para alcanzar el punto de equilibrio se necesitará utilizar mucho más la capacidad instalada y se agravarían los problemas de insuficiencia de demanda.
Los mismos sirven para ejemplificar el efecto de la diferencia de precios en el nivel de uso de la capacidad instalada.
EN RESUMEN : Con la información disponible hoy el gas natural producido por la regasificadora costaría US$ 12,5 por MMBTU más caro que el que nos vende Argentina. El valor a futuro dependerá de los precios de los combustibles y del uso de la capacidad instalada.
3. La demanda de energía térmica es insuficiente para que el proyecto sea rentable
Existe acuerdo en que la energía renovable es más económica que la energía térmica; que la energía eólica sería fundamental en la nueva matriz energética y se están realizando importantes inversiones que multiplican su capacidad de generación. La energía fotovoltaica es incipiente aún, pero probablemente, será muy importante dentro de no muchos años dado que el precio de los paneles solares viene bajando sustancialmente. El problema de dichas fuentes de energía es que no se controlan ni se pueden almacenar por lo cual deben ser complementadas con energías gestionables: la hidráulica y la térmica. La biomasa es gestionable pero su aporte a la matriz energética es muy bajo. La energía hidráulica puede cubrir en tiempos normales las faltas en las demás energías pero en los períodos de sequía o en picos de alta demanda debe ser complementada por la energía térmica.
Parte considerable de ambos trabajos (el de REDIU y el de RM) se dedican a prever los consumos de energía eléctrica y las fuentes que la suministrarán. Aquí, y dado lo que afirmado en el punto 1, se limita a reafirmar lo esencial del planteo que RM no intenta siquiera rebatir, excepto por una modificación menor de la previsión en el rendimiento de los molinos para generación eólica. Si lo que afirman las declaraciones de los jerarcas oficiales acerca de la cantidad de energía eléctrica que aquellos producirían para 2016 fuera atinada, hasta 2020 por lo menos el país solo necesitaría producir energía térmica para cubrir en promedio un 7-8% [8] de su consumo. Esto equivale a menos de 900 GWh. Si estos se produjeran con gas natural proveniente de la regasificadora, asumiendo un costo del GNL de US$ 16 el MMBTU y repartiendo los 168 millones de dólares de costo fijo anual de aquella entre la energía producida, cada MWH de energía producida costaría casi US$300 (US$ 187 por el costo fijo de la instalación más 110 dólares de GNL necesario, calculando un rendimiento aproximado de 50%). En comparación, producir esos MWH con gasoil a los precios actuales del mercado mundial (900 dólares la tonelada el que tiene nivel ultra bajo de azufre) costaría con la misma instalación 155 dólares.
El tema de los picos de demanda en períodos de baja hidraulicidad (sequía) que obligaría a aumentar sensiblemente la producción térmica, tal vez hasta 3.000 GWh. anuales, no modifican en absoluto los números. El razonamiento es simple: el costo de la regasificadora es fijo. Por lo tanto también es un promedio. Es posible en alguna hipótesis de máxima sequía que, un año, la utilización de la regasificadora signifique ahorro de dinero (y, reiterando, si el GNL sigue siendo más barato que el petróleo). Esto en forma alguna compensa el resto de los años en que la misma significará un costo mucho más elevado. [9]
Si Uruguay desarrolla la regasificadora es posible que a partir de 2016 Argentina compre cantidades significativas del producto. Durante ese tiempo eso justificaría económicamente la existencia de la planta. Siempre y cuando Argentina decida comprarle a Uruguay ese gas. Por ahora, no se conoce que existan contratos en ese sentido. ¿Cuál sería ese tiempo? Imposible saberlo con certeza. RM afirma que serán no menos de 7 años. Después de ese lapso Argentina estará en condiciones de exportar gas natural.
RM dice que «Tener una puerta de ingreso a gas extra-regional nos permitiría negociar mucho más adecuadamente con nuestro vecino un precio de conveniencia para el gas que eventualmente podría vendernos en el futuro.» Situación más que difícil si se tienen en cuenta que el aumento de la demanda nacional debería ser gigantesco para que se necesite importar gas de Argentina. De todas formas, la regasificadora como «ente testigo» no parece una buena idea.
EN RESUMEN: Cuando Argentina cubra su consumo interno y disponga de capacidad exportadora neta la regasificadora carecerá de sentido.
4. Un desacuerdo metodológico
Un desacuerdo metodológico y que deviene político, es el enfoque del quehacer en materia de lo que podría llamarse economía política.
RM sostiene: «Este proyecto no apunta a una empresa o un modelo de desarrollo en particular, sino a permitir que nuestro país pueda seguir creciendo sin limitaciones energéticas y a costos adecuados. ¿Para qué querremos utilizar dicha energía y cuál es el modelo de desarrollo que queremos para nuestro país? Esa es otra discusión».
El interés de la REDIU, en cuanto grupo de estudio y debate sobre la realidad económica y social, es justamente poner sobre la mesa la modalidad de desarrollo a que el país aspira. En varias ocasiones se criticó en los últimos años la renuencia de los diferentes gobiernos a impulsar reformas estructurales que pusieran de cabeza la modalidad de desarrollo seguida por el país en el pasado, para lo cual seguro hay que discutir la inserción internacional, el financiamiento de la inversión y su contraparte de soberanía, el papel del Estado como orientador del proceso, las formas de propiedad de los medios de producción y las relaciones laborales, entre otros aspectos. Estos para nada son solamente problemas técnicos de los que tanto ingenieros, economistas u otros profesionales deben ocuparse, sino que son opciones estratégicas con alto contenido político sobre los que toda la sociedad debe tener la oportunidad de expresarse e incidir en la toma de decisiones. Y, por supuesto, cualquier transformación que intente ser radical debe apoyarse para su éxito en los movimientos sociales, los trabajadores organizados, los universitarios, estudiantes, articulando intereses con otros sectores informales aislados .
Preocupa sustancialmente el pensamiento absoluto, cuando se habla de pensar el país a largo plazo, de forma prospectiva, pero se está actuando en forma reduccionista para intentar mantener un crecimiento económico sostenido sin transformar a fondo las relaciones de producción». Por supuesto, el crecimiento económico si es redistribuido en forma progresiva puede elevar la calidad de vida de la gente, pero para cualquier proyecto de cambio profundo eso es más que insuficiente. El sentido de las transformaciones debe estar en primerísimo lugar de cualquier debate, y especialmente, la forma en que se incluye a los sectores populares largamente postergados en tales transformaciones.
La discusión sobre la creación, ampliación o renovación de las infraestructuras, sean éstas de transporte, comunicaciones o energía (todas ellas íntimamente relacionadas entre sí) debe partir siempre de los objetivos de desarrollo económico que se buscan. Estos objetivos no son nunca neutrales en el escenario de la lucha de clases.
A juicio de la REDIU y dado la información que se dispone, la regasificadora sigue siendo un proyecto caro, improcedente en la actualidad e inconveniente en el mediano plazo, salvo que se esté pensando en nuevos megaproyectos que no sean de conocimiento público. La discusión programática sigue siendo un gran pendiente de la discusión política uruguaya.
Notas
[1] Se consideró el precio a que Argentina está comprando los cargamentos de GNL. Éste es el precio que obtendría Uruguay hoy si lo hiciera. Ver: http://www.ferc.gov/oversight y fuentes de prensa argentinas al respecto.
[2] http://www.barchart.com/futures/commodities/ITI
[3] http://www.eia.gov/FTPROOT/presentations/market511/sld010.htm Esta gráfica está elaborada en base a dólares de 1998. Aplicando el necesario ajuste el precio para estas fechas rondaría a lo sumo los 30 dólares.
[4] http://www.aduanas.gub.uy/innovaportal/v/9125/8/innova.front/lucia.html
[5] Supuestos del cálculo: precio del gasoil US$ 905 la tonelada. Eficiencia de la central 50%. 1 MMBTU=26 m3 de gas natural. 1 MMBTU=0.29 MWH.
[6] La REDIU solicitó información sobre el proyecto a la DNE y recibió información muy detallada sobre la inversión por parte de su Director.
[7] http://www.barchart.com/commodityfutures/Crude_Oil_Brent_Futures/CB
[8] http://www.espectador.com/noticias/269685/mendez-energia-eolica-sera-la-base-del-sistema-electrico
[9] Para el lector interesado remitirse a: http://www.rediu.org donde están ambos trabajos (el de REDIU y el de RM) completos.
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