Biocombustibles en Chile. II. Evaluación económica de la elaboración de biocombustibles

Biofuels in Chile. II. Economical evaluation of biofuels elaboration

Roberto E. Muñoz–Lagos^*, Rodrigo A. Ortega–Blu, Luis G. Acosta–Espejo, Rodrigo A. González–Platteau

Departamento de Industrias, Universidad Técnica Federico Santa María. Avenida Santa María 6400, Vitacura, Santiago–Chile. Código Postal 7660251. *Autor responsable: (roberto.munoz@usm.cl).

Resumen

Para determinar si la producción de biocombustibles en Chile es económicamente factible se realizó una evaluación a nivel de productor agrícola y de planta productora, considerando cinco especies cultivadas en distintos sistemas productivos. El análisis de los resultados mostró que la rentabilidad agrícola varió entre –43.2 % y 30.4 %, esto es, algunas opciones serían no sostenibles. En planta, la producción de etanol y biodiésel fue rentable al usar maíz (Zea mays L.) y raps (Brassica napus L.) como insumo. Sin embargo, sólo la producción doméstica de biodiésel a base de raps pudo abastecer un 2 % de sustitución de combustibles fósiles por biocombustibles. Finalmente, en junio 2008, el precio del petróleo WTI que justificaría la producción de etanol y biodiésel sería US$144.6 barril^–1 y US$184.6 barril^–1.

Palabras clave: etanol, biodiésel, Zea mays L., Brassica napus L.

Abstract

In order to determine whether the production of biofuels in Chile is economically feasible, an evaluation at farmer and plant production level was carried out, considering five species grown in different productive systems. Analysis of results showed that agricultural profitability ranged between –43.2 % and 30.4 %, that is, some options would be unsustainable. In plant, the ethanol and biodiésel production was profitable by using corn (Zea mays L.) and rapeseed (Brassica napus L.) as an input. However, only the domestic production of rapeseed–based biodiésel could provide a 2 % substitution of fossil fuels by biofuels. Finally, by June 2008, WTI oil prices required to justify the production of ethanol and biodiésel would be US$144.6 barrel^–1 and US$184.6 barrel^–1.

Key words: ethanol, biodiésel, Zea mays L., Brassica napus L.

INTRODUCCIÓN

La alta volatilidad en los precios del petróleo ha generado inestabilidad en el crecimiento económico de muchos países, tanto exportadores como importadores de crudo (FAO, 2008). Esto ha llevado a varios países importadores a considerar alternativas energéticas, para desconcentrar su matriz y para evaluar sus posibilidades de independencia energética. Quizás la alternativa más estudiada ha sido la de los biocombustibles.

Chile tiene una agricultura altamente tecnificada, con producciones de elevados rendimientos, un clima favorable y una amplia diversidad de instrumentos de fomento del Estado, lo que genera un escenario favorable para desarrollar una industria de biocombustibles con base a cultivos agrícolas. Sin embargo, hay importantes limitaciones, como la escasez de suelos y la ausencia de un marco regulatorio, lo que junto a la permanente amenaza de importación de estos energéticos impactaría el interés de potenciales productores por ingresar al mercado (ODEPA, 2007).

Tiffany y Eidman (2003) y Van Gerpen et al. (2005) coinciden en que los granos constituyen el componente más importante del costo de producción de biocombustibles y, en consecuencia, determinan en gran medida el precio final. Sin embargo, sus resultados no son directamente extrapolables al caso chileno, principalmente por las marcadas diferencias en las políticas del sector, así como la disponibilidad y el precio de otros insumos. Una evaluación específica para cada país es indispensable.

El presente artículo corresponde a la parte II de un estudio desarrollado para evaluar el potencial de producción de biocombustibles en Chile. El objetivo central en esta parte fue evaluar la factibilidad económica de producir etanol o biodiésel con base a distintos cultivos extensivos. Los resultados se complementan con un análisis de sensibilidad en función de las variables que resultaron determinantes, así como una discusión de escenarios esperado, pesimista y optimista.

MATERIALES Y MÉTODOS

El arroz (Oryza sativa), maíz (Zea mays) y trigo (Triticum aestivum) se consideraron como insumos para el etanol, mientras que el raps (Brassica napus) y la maravilla (Helianthus annus) para el biodiésel. Además se consideraron los sistemas productivos identificados por Ortega et al. (2010). Se usó el precio real promedio de los granos durante 10 temporadas (1997 a 2006) reportados por ODEPA (2006). Los precios no incluyen impuesto al valor agregado (IVA) y están en moneda de septiembre de 2006. Además, se consideró la tasa de cambio vigente a septiembre 2006 (CH$531 =USD). En general se consideró la ley de un solo precio que establece que en una economía abierta el precio interno refleja el costo marginal de producción nacional y el precio CIF (Cost, Insurance and Freight) al cual se puede adquirir el bien en el mercado internacional, más los costos de internación y aranceles. En el Cuadro 1 se presenta los precios usados en la evaluación para arroz, maíz, trigo, maravilla y raps.

Para determinar el potencial productivo de los granos se calculó su rendimiento en campo, con base a información proporcionada por ODEPA (2006). Se consideraron valores conservadores para los factores de conversión (m de biocombustible port de grano) dados por: arroz (0.37), maíz (0.40), trigo (0.37), raps (0.46) y maravilla (0.42).

Para evaluar las posibilidades de independencia energética se obtuvo el consumo nacional de cada grano, sumando las importaciones y la producción nacional al 2006. Esta se tradujo en superficie dividiendo el consumo por el rendimiento actual publicado por ODEPA (2006). Los resultados se contrastaron con la superficie máxima disponible para cada cultivo, la cual se calculó con información histórica de cultivos factibles en distintas zonas agroecológicas de Chile. La información base se encontraba a nivel de comuna, la que fue agregada para obtener un total nacional.

Para la tecnología de producción de biocombustibles, se seleccionó la molienda seca de grano como método para la elaboración de etanol y la transesterificación del aceite con catalizador alcalino para la producción de biodiésel.

Para definir los tamaños de planta se decidió equilibrar los beneficios de las economías de escala con las ventajas logísticas de plantas de menor tamaño, lo que implicó dos tipos de planta de tamaño mediano para cada biocombustible (Cuadro 3). Se usaron los costos de instalación de una planta de etanol propuesta por Tiffany y Eidman (2003) y el de una planta de biodiésel propuesta por Van Gerpen et al. (2005); los costos fueron corregidos de acuerdo al índice CEPCI (Chemical Engineering Plant Cost Index), en el período correspondiente. Además, se sumó un 20 % por la instalación y entrenamiento de personal en Chile. Para el biodiésel se sumó el costo de inversión requerido para producir aceite vegetal usando granos, como lo reporta Searle (2005); además se corrigió por el índice CEPCI y un 20 % adicional debido a la instalación en Chile. En el Cuadro 3 se resume la información de inversión para cada capacidad considerada.

Para determinar los costos de operación de las plantas se adoptaron los supuestos técnicos establecidos por Ortega et al. (2010) y además:

1) El costo de producción de aceite calculado fue US$ 0.1104 L^–1 (Ferchau, 2000).

2) El costo unitario de la mano de obra se calculó en función del margen por sobre el salario mínimo pagado a un trabajador en una planta de EE.UU. (Tiffany y Eidman, 2003). Se aplicó el mismo margen al salario mínimo en Chile.

3) El precio de la electricidad fue US$ 0.054 kWh^–1, de acuerdo con lo reportado por la CNE (2008) como Precio Medio de Mercado (PMM) del Sistema Interconectado Central (SIC).

5) Los precios de los insumos químicos fueron: US$ 0.159 kg para el ácido clorhídrico; US$ 0.159 kg para el hidróxido de sodio; y US$ 0.311 L para el metanol; según cotizaciones a empresas químicas proveedoras de insumos.

6) El costo calculado de tratamiento de RILES (Residuos Industriales Líquidos) para una planta de etanol fue US$ 0.002 L^–1 (Shapouri y Gallagher, 2003), y el doble para una planta de biodiésel; considerando los requerimientos de purificación por la generación de glicerina y jabones (Van Gerpen et al., 2005).

7) El costo de acopio de grano calculado para un mes fue 1 % del precio del grano (COTRISA, 2006).

8) El precio del grano usualmente incluye el costo de despacho por los primeros 50 km recorridos y la planta enfrentaría sobreprecio por distancias mayores. En promedio, se paga sobreprecio para la mitad de los granos por 25 km, lo que corresponde a US$ 0.003 kg^–1.

9) La producción de etanol genera dos subproductos: DDGS (distiller's dried grains with solubles; granos secos de destilería con solubles) usado para alimentación animal, y CO₂ que se usa en bebidas gaseosas. El precio para el DDGS fue US$ 116 t^–1 y del CO₂ US$ 168 t^–1 (ODEPA, 2006). Los factores de conversión fueron tomados de Ortega et al. (2010).

10) La producción de biodiésel genera dos subproductos: tortas para alimentación animal y glicerina usada en la industria cosmética. El precio para la torta de raps y de maravilla fue US$ 154 t^–1 y US$ 147 t^–1 (valores basados en su contenido proteínico). El precio de la glicerina fue US$ 50 t^–1, considerando el precio de mercado US$ 100 t^–1, según Johnson y Taconi (2007) y que un escenario de producción de biocombustible generaría un fuerte aumento en la oferta. Los factores de conversión fueron tomados de Ortega et al. (2010).

11) El precio de otros ítems menores fue tomado de Tiffany y Eidman (2003) y Van Gerpen et al. (2005).

El horizonte de vida útil de los activos se fijó en 15 años; sin embargo, las evaluaciones se realizaron a 10 años. El cálculo del valor actual neto (VAN) consideró una depreciación normal y que al final del plazo la planta se liquida al valor de libros. El precio de cada biocombustible se calculó para obtener una tasa interna de retorno (TIR) para el proyecto puro a nivel de planta del 12 %. Se consideró el impuesto general vigente en Chile de 17 %.

Se realizaron análisis de sensibilidad considerando plantas de etanol de 100 000 m³ a base de maíz y plantas de biodiésel de 60 000 m³ a base de raps, para determinar el efecto de cambios en los precios de los principales insumos, cambios en montos de inversión asociados a distintos factores de extracción y reemplazo de gas natural por propano.

El precio combustible fósil equivalente (PCFE), correspondiente a gasolina para el etanol y diesel para el biodiésel, se calculó dividiendo el precio del biocombustible a salida de planta por un factor de contenido energético de 0.67 para etanol y 0.90 para biodiésel, según lo sugiere ENAP (2007).

El precio crudo WTI equivalente (PCE) se calculó de la correlación histórica entre los precios de los combustibles fósiles y el del crudo, llevados ambos a m³ con base en información de ENAP (2007) y la EIA (2007). El multiplicador fue 0.74 para el etanol y 0.72 para el biodiésel.

El PCFE al consumidor se calculó así: PCFE + MD + CT + IVA + IE; donde MD es el margen de distribución que es US$ 0.096 L^–1; CT son los costos de transporte de US$ 0.013 L^–1; el IVA es el impuesto al valor agregado; e IE es el impuesto específico igual a US$ 363.91 m³ para gasolina y US$ 90.977 m³ para el diesel (ENAP, 2007).

El análisis económico se realizó en Excel 2003 a través de planillas automatizadas. Además se usó STATA 8.2 para estimar elasticidades de oferta nacional de cada grano.

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

El trigo cultivado con riego (TVC–R VII) en la VII  Región presentó la más alta rentabilidad anual por hectárea con un retorno de 30.4 %; le siguieron el maíz de la VI Región (MI VI) y el arroz de la VIII  Región (AR3 VIII). El raps cultivado en cero labranza (RPCL–IX) en la precordillera de la IX Región presentó una baja tasa de retorno (Cuadro 4). La rentabilidad fue negativa en todos los escenarios evaluados para la maravilla cultivada en la VII Región (G2 VIII). Al final del Cuadro 4 se presenta el precio que deberían alcanzar los granos para obtener una rentabilidad a nivel de productor igual al 12 % (precio límite).

En el Cuadro 5 se muestra que la opción económicamente más favorable de biocombustible corresponde al etanol a base de maíz; sin embargo, se generaría una fuerte dependencia de las importaciones dado que la producción nacional del grano no podría abastecer la demanda interna (Cuadro 6). Por ello, si el objetivo es lograr algún nivel de independencia energética resulta más atractiva la producción de biodiésel usando raps (Cuadros 5 y 6).

En la evaluación base se determinó que la producción máxima de etanol, dada la superficie disponible actual, con plantas que permiten múltiples insumos (maíz, trigo y arroz) es de 124 351 m³ (Cuadro 6, suma de esos granos en la última hilera). Este volumen sólo permitiría abastecer el escenario de 2 % de sustitución de gasolina proyectada al 2010 (65 000 m³). Una demanda superior desplazaría los usos actuales del grano y obligaría a incrementar las importaciones. Análogamente, para biodiésel, la capacidad de producción nacional se calculó en 423 521 m³ (Cuadro 6, suma para maravilla y raps en la última hilera), obtenida principalmente con raps. Este volumen permitiría cubrir holgadamente la demanda en escenarios de 2 y 5 % de sustitución del diesel establecidas en el Cuadro 2.

Como se muestra en la Figura 1, tanto los ingresos como los costos de producción de biocombustibles están altamente concentrados. En la Figura 2 se reporta un análisis de sensibilidad del precio de los biocombustibles a salida de planta respecto a aumentos en el precio de los principales factores de producción. Si bien el efecto directo de la inversión resultó poco significativo, mayores montos de inversión podrían estar asociados a mayores factores de conversión. En los Cuadros 7 y 8 se muestra el impacto conjunto de estas variables en escenarios factibles.

Considerando los inconvenientes en el suministro de gas natural argentino, se evaluó un escenario donde éste es reemplazado por gas propano. Si bien los costos energéticos en una planta de etanol se duplicaron, el precio final del etanol subió sólo 13 %. En el caso del biodiésel los costos energéticos subieron en 73 %, pero el precio final del biocombustible subió sólo 1.5 %.

En el Cuadro 9 se muestra un escenario optimista (precio del grano igual al promedio menos una desviación estándar) y uno pesimista (promedio más una desviación estándar) para plantas de etanol de 100 000 m³ y de biodiésel de 60 000 m³.

Si se considera que el precio del crudo WTI en noviembre de 2006 era US$ 58.94 barril^–1 (CNE, 2008), se concluye que aún en el mejor escenario el precio equivalente del etanol sería US$ 109–22 barril^–1, un 85 % mayor que el precio del crudo. Algo similar ocurre con el biodiésel producido usando raps, ya que su precio equivalente en el mejor escenario sería US$ 75.67 barril^–1, que supera en 22 % al precio observado del crudo.

Finalmente, ante el sostenido aumento del precio internacional del petróleo desde el 2007 hasta mediados del 2008, el precio crudo WTI equivalente (sin IE) fue recalculado, obteniéndose valores de US$ 144.6 barril^–1 y US$ 184.6 barril^–1, para el etanol y el raps. Nuevamente, estos precios fueron muy superiores al precio del barril de petróleo en junio 2008 (US$ 134.1 barril^–1).

CONCLUSIONES

La producción de etanol usando maíz representa la mejor opción de biocombustible para Chile si el objetivo es diversificar la matriz energética. En tal caso debería evaluarse también la alternativa de importación directa de biocombustibles. Si el objetivo es independencia energética, la producción de biodiésel usando raps resulta más conveniente, debido al elevado potencial de producción nacional del grano y la menor dependencia de las importaciones. En cualquier caso, la producción de biocombustibles sólo se justificaría a valores muy altos del precio del crudo WTI, conclusión que es robusta a los análisis de sensibilidad realizados.

AGRADECIMIENTOS

Los autores agradecen a ODEPA, en especial al Doctor André Laroze, a la CNE y a la Fundación para la Innovación Agraria, por financiar este estudio. Además agradecen a las personas y empresas privadas en general que entregaron valiosa información para el desarrollo de la investigación.

LITERATURA CITADA

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NOTA

¹ Esto implica un cobro de aproximadamente US$ 10 por millón de BTU (British Thermal Units). Para convertir a volumen se considera que un pie cúbico de gas natural genera en promedio 1000 BTU.