Uruguay completó una primera transición energética que el mundo todavía estudia. El 98% de la electricidad que entregó a la red el año pasado provino de fuentes renovables. Pero casi toda esa potencia está comprometida en contratos de largo plazo, de modo que un proyecto de escala no puede servirse del parque existente, obliga a construir capacidad nueva. La etapa que sigue consiste en convertir la energía en un bien exportable -metanol, combustibles sintéticos, etc.-, que es donde el mundo va a necesitar descarbonizar aquello que la electricidad no resuelve por sí sola: transporte marítimo, aviación, industria pesada.

El proyecto que se propone instalar en Paysandú apunta a eso: US$ 5.385 millones en cuatro módulos, 1.400 empleos durante la construcción y unos 300 puestos permanentes. Para abastecerse requeriría la incorporación de casi 2.300 MW de generación eólica y solar propia, más del 40% de la potencia instalada que hoy tiene el país. No es una industria que viene a consumir la energía disponible, es una industria que trae consigo la ampliación de la matriz.

En diciembre de 2025 se firmó un memorándum de entendimiento. Ocho meses después no hay acuerdo definitivo. El nudo es, según trascendió, el precio al que UTE le vendería energía: la empresa reclama un valor de entre US$ 40 y US$ 45 por megavatio hora. Si ese número es razonable o no, el público en general no tiene manera de formarse una opinión. La cuenta no es pública.

Se puede, al menos, dimensionar. Los parques que alimentarían la planta ya tienen potencia declarada: unos 2.300 MW entre eólica y solar. Una cuenta simple sobre los datos del Ministerio -donde la eólica rinde del orden de un tercio de su potencia nominal y la solar en torno al 17%- sugiere una generación de unos 5.000 GWh al año, cerca del 40% de los 13.040 GWh que Uruguay entregó a la red en 2025. Cuánto de esa energía se compraría y cuánto se autoabastecería no es público, y sin ese dato no hay cálculo posible desde afuera. Lo que sí circula son dos estimaciones: una fuente del Ministerio de Industria dijo que el respaldo térmico para los momentos sin viento ni sol podría rondar los US$ 50 millones anuales, y el presidente del sindicato de UTE estimó la pérdida para el ente en unos US$ 75 millones al año.

Producir energéticos verdes no es barato. Uruguay no es la excepción. Tampoco es la primera vez que el país decide pagar un sobreprecio. Hace 20 años resolvió sostener la producción de bioetanol, y al año siguiente lo instrumentó por la vía de la mezcla obligatoria en las naftas. Es un subsidio cruzado, no figura como una línea del presupuesto, lo abonan quienes cargan nafta y se contabiliza en Ancap.

La planta de bioetanol de Paysandú libera por su chimenea dióxido de carbono biogénico que hoy no tiene destino. Una planta de combustibles sintéticos lo necesita como materia prima: el proyecto preveía comprarle a ALUR unas 150.000 toneladas anuales, del orden de un sexto de las 900.000 que requiere. Visto así, parte del sobreprecio que el país ya pagó por tener una industria de biocombustibles dejaría de ser solo un subsidio para convertirse en insumo de otra industria. Ese acuerdo caducó a fines de marzo.

Tampoco es nuevo que el Estado acompañe una inversión de escala apostando a un saldo positivo en la cuenta macro. En 2017, para viabilizar la segunda planta de UPM, UTE se comprometió a comprarle los excedentes de energía durante 20 años. Se autorizó una zona franca por 30 años. Se construyó el Ferrocarril Central bajo un contrato de participación público-privada de 18 años.

Mientras tanto, en estos días se estudia en el Parlamento un proyecto de Ley de Competitividad y Reducción del Costo de Vida: 240 disposiciones sobre trámites, comercio exterior, competencia e innovación. Es una reforma ambiciosa en materia de calidad regulatoria. En todo su articulado, las palabras “eléctrica”, “UTE” y “Ancap” no aparecen. Estamos ordenando el costo país por el lado del expediente.

El presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables, Diego Oroño, lo planteó con claridad a fines de julio: hay que tratar iguales a los que son iguales, pero cuando aparece un proyecto de infraestructura capaz de volcar externalidades positivas sobre el país hay que analizarlo particularmente. Y reclamó un esquema de atención estilo ventanilla única, para que un inversor no tenga que ir a golpear la puerta organismo por organismo.

El gasto tributario del país -lo que se deja de recaudar por un tratamiento impositivo diferente o excepcional- equivalió a 6,6% del producto en 2024. No se trata de agregar un beneficio más ni de fijarle a nadie un precio. Nadie discute, tampoco, que una empresa pública no debería vender por debajo de su costo (el nivel de esos costos es una discusión que nos excede). Si lo hiciera, la diferencia la terminaríamos pagando los demás. Pero ese es precisamente el cálculo que hoy no podemos hacer desde afuera. Falta la cuenta: cuánto cuesta, cuánto rinde, en cuántos años se recupera y qué se pone en juego si no se hace la inversión. Publicada, y comparable con las que el país ya aprobó antes.

Las oportunidades de posicionarse en un mercado sostenible que todavía no terminó de nacer no se presentan muchas veces. Sería una lástima dejar pasar esta sin saber cuánto valía.

(*) Director ejecutivo de Deres. Las opiniones expresadas son de exclusiva responsabilidad del autor y no representan necesariamente la posición de las empresas socias.