La negociación por el suministro eléctrico al proyecto de → HIF Global en Paysandú continúa abierta y se ha convertido en uno de los puntos decisivos para una inversión estimada en US$ 5.385 millones. UTE sostiene que ya entregó al Poder Ejecutivo sus costos y las condiciones técnicas del sistema, mientras el Gobierno debe evaluar el equilibrio entre la viabilidad del emprendimiento, el costo para el sistema eléctrico y el interés económico general del país.
El vicepresidente de → UTE, Roberto Bentancor, señaló este 23 de septiembre que la empresa pública ya proporcionó la información económica y técnica necesaria para la negociación. Según explicó en una entrevista con la diaria Radio, la decisión final no corresponde a UTE, que comunicó al Poder Ejecutivo los costos y las condiciones que entiende deben considerarse para un eventual suministro.
El debate se concentra particularmente en el precio de la electricidad y en quién deberá asumir el costo de abastecer a la futura planta durante períodos en los que la generación renovable disponible no resulte suficiente.
La discusión adquiere una dimensión considerable por la escala del emprendimiento. La información actualizada por HIF para Paysandú establece una inversión aproximada de US$ 5.385 millones, una capacidad de producción de hasta 876.000 toneladas anuales de e-metanol y un electrolizador de aproximadamente 1,1 GW.
El precio de la electricidad está en el centro de la negociación
Los combustibles sintéticos requieren grandes cantidades de electricidad. En el proyecto de Paysandú, la energía renovable se utilizará principalmente para producir hidrógeno mediante electrólisis, que posteriormente se combinará con dióxido de carbono de origen biogénico para obtener e-metanol.
Por esa razón, pequeñas diferencias en el precio de cada MWh adquieren una magnitud económica considerable cuando se trasladan a un consumo industrial de esta escala y durante varios años de operación.
En el debate público se ha mencionado un valor de US$ 45/MWh. El exdirector nacional de Energía Ramón Méndez sostuvo que vender electricidad a ese precio podría representar varias decenas de millones de dólares anuales de subsidio directo. Esa cifra corresponde a su evaluación y no constituye una tarifa acordada: la negociación permanece abierta y no existe hasta el momento un precio definitivo anunciado oficialmente.
Bentancor señaló que UTE ya determinó sus costos y transmitió esos números al → Ministerio de Industria, Energía y Minería. También sostuvo que la empresa pública no plantea subsidiar ni regalar electricidad, aunque indicó que una negociación de estas características debe considerar no solamente el resultado económico de UTE, sino también el efecto para el Estado en su conjunto.
El vicepresidente de UTE introdujo además una pregunta sobre los antecedentes de la negociación, iniciada durante el período de gobierno anterior: “¿Por qué no avanzó si era tan bueno el negocio?”. Su planteo fue que las conversaciones comenzaron entre fines de 2022 y comienzos de 2023 y que las condiciones energéticas tampoco pudieron cerrarse entonces.
El problema aparece cuando falta generación renovable
Uno de los aspectos técnicamente más relevantes es qué ocurrirá cuando la generación solar, eólica e hidráulica disponible no alcance para satisfacer simultáneamente la demanda nacional y los requerimientos de grandes nuevos consumidores.
Uruguay produjo en 2025 aproximadamente el 98% de su electricidad a partir de fuentes renovables. Sin embargo, esa elevada participación anual no significa que exista generación renovable excedentaria durante todas las horas del año.
En determinados períodos, la combinación de baja hidraulicidad, menor disponibilidad eólica, ausencia de generación solar durante la noche y elevados niveles de demanda puede requerir generación térmica, importaciones u otras fuentes de flexibilidad.
Ese riesgo explica parte de la discusión sobre el suministro a HIF. Si para garantizar energía a un gran consumidor industrial fuera necesario recurrir a centrales térmicas como Punta del Tigre utilizando gas natural o gasoil, deberá establecerse contractualmente quién asume ese costo adicional.
Bentancor cuestionó que se dé por supuesto que UTE absorbería automáticamente ese riesgo. El precio, según su planteo, debe construirse considerando escenarios exigentes para el sistema y no solamente los períodos de abundancia renovable.
HIF proyecta unos 2,3 GW de generación solar y eólica propia
La discusión tampoco implica que el proyecto pretenda abastecer toda su operación directamente desde UTE. El diseño actualizado de HIF contempla una infraestructura renovable propia de gran escala asociada a la planta.
La compañía informa que el proyecto incluye el parque solar fotovoltaico Lucía, con una capacidad máxima de 1.162 MWp, y el parque eólico Elena, con aproximadamente 1.137,6 MW de potencia instalada. En conjunto representan alrededor de 2,3 GW de capacidad renovable proyectada.
La planta industrial utilizaría un electrolizador de aproximadamente 1,1 GW. La conexión con el Sistema Interconectado Nacional permitiría complementar la operación y aportar respaldo y flexibilidad, pero introduce necesariamente una interacción con el resto del sistema eléctrico uruguayo.
El punto central, por lo tanto, no es únicamente cuánta electricidad consumirá HIF, sino cuándo la demandará, qué proporción será cubierta por sus parques propios, qué energía intercambiará con la red y cómo se distribuirán los costos asociados al respaldo.
El carbono biogénico conecta el proyecto con otras cadenas productivas
La escala energética se complementa con una cadena de carbono de origen biológico. HIF proyecta reciclar aproximadamente 900.000 toneladas de CO₂ por año para producir e-metanol.
La compañía informa que aseguró unas 150.000 toneladas anuales de CO₂ procedentes de la producción de bioetanol de → ALUR y prevé recurrir a otras fuentes biogénicas para completar sus necesidades.
Esta característica vincula el proyecto con una discusión de especial interés para el sector productivo uruguayo: el aprovechamiento futuro de corrientes de carbono biogénico provenientes de procesos basados en biomasa, incluida potencialmente la cadena forestal-industrial, siempre que existan condiciones técnicas, económicas y ambientales adecuadas.
La propia documentación de ALUR ya había identificado el aprovechamiento de CO₂ generado por fermentación de granos y combustión de biomasa, además de carbono biogénico procedente de la combustión de residuos forestales, como una posibilidad vinculada a la producción de combustibles sintéticos renovables.
Esto no significa que cualquier corriente de CO₂ de origen forestal pueda utilizarse automáticamente. Deben evaluarse concentración, pureza, distancia hasta la planta, tecnología de captura, transporte, consumo energético y balance de emisiones del proceso completo.
Una inversión de US$ 5.385 millones que todavía atraviesa el proceso ambiental
El proyecto ha cambiado desde sus primeras presentaciones. La configuración actualmente comunicada por HIF establece una inversión aproximada de US$ 5.385 millones y una producción potencial de hasta 876.000 toneladas anuales de e-metanol.
En marzo de 2026, la compañía presentó la solicitud de Autorización Ambiental Previa y el correspondiente Estudio de Impacto Ambiental ante la Dirección Nacional de Calidad y Evaluación Ambiental del → Ministerio de Ambiente.
La planta está prevista en cuatro etapas o “trenes de producción”. El proceso ambiental había comenzado en 2024 y obtuvo la Viabilidad Ambiental de Localización durante el último trimestre de 2025. La documentación del proyecto y las actuaciones ambientales pueden consultarse en el Observatorio Ambiental Nacional.
HIF informa actualmente una estimación de aproximadamente 3.000 empleos durante la construcción y unos 300 puestos directos durante la operación. En el memorando firmado con el Gobierno en diciembre de 2025 se manejaba un promedio aproximado de 1.400 trabajadores durante la construcción y 300 permanentes durante la operación. Las diferencias responden a la forma y etapa en que se contabiliza el empleo proyectado y, en todos los casos, se trata de estimaciones sujetas a la ejecución efectiva del proyecto.
El proyecto todavía no tiene cerradas todas las condiciones
El 18 de diciembre de 2025, el Gobierno nacional y HIF firmaron un memorando de entendimiento que estableció una hoja de ruta para avanzar en el desarrollo del emprendimiento. El documento confirmó a Paysandú como departamento de localización y estableció mecanismos de seguimiento entre el Estado y la compañía.
El comité de alto nivel previsto por el acuerdo incorpora, además de Presidencia, a los ministerios de Economía y Finanzas; Industria, Energía y Minería; Ambiente; Transporte y Obras Públicas, junto con representantes de HIF.
Por lo tanto, la discusión actual sobre la electricidad no debe interpretarse como un detalle posterior de un proyecto ya decidido. Forma parte de las condiciones económicas, técnicas y regulatorias que deben resolverse antes de consolidar la inversión.
HIF también informa acuerdos preliminares de compra con empresas internacionales, entre ellos uno con la alemana eFuel One. Estos avances permiten construir demanda potencial para la producción, aunque no sustituyen la necesidad de cerrar financiamiento, permisos, infraestructura y condiciones energéticas.
UTE prepara una red para una demanda eléctrica mayor
La negociación ocurre mientras UTE prepara nuevas inversiones destinadas a reforzar generación, transmisión y distribución ante el crecimiento previsto de la demanda.
Bentancor señaló que durante el actual período se prevén inversiones del orden de US$ 2.500 millones, incluyendo nueva generación solar, refuerzos de distribución y el tercer corredor de transmisión en 500 kV entre Chamberlain, Cardal y Pando.
La necesidad de ese corredor está incluida en la planificación estratégica de UTE. La empresa señala que el corredor central de 500 kV se aproxima al límite de su capacidad y que el aumento de la demanda hace necesario desarrollar una nueva línea norte-sur. En septiembre de 2026, UTE abrió además el Data Room correspondiente al proyecto Chamberlain–Cardal–Pando.
En este escenario, HIF no representa solamente una negociación sobre el precio que pagará una empresa. También plantea una cuestión de planificación: cuánto debe invertir Uruguay para atender nuevos consumos electrointensivos, quién debe financiar las infraestructuras específicamente asociadas y cómo se distribuyen los beneficios y riesgos entre el inversor, UTE y el Estado.
El antecedente del ferry eléctrico muestra otra negociación energética
Bentancor utilizó como comparación la llegada a Uruguay del ferry eléctrico China Zorrilla, de → Buquebus. Según explicó, el precio de la electricidad para esa operación también demandó meses de negociación antes de alcanzar un acuerdo.
El ferry y una planta de e-combustibles son proyectos de naturaleza y escala muy diferentes. Sin embargo, ambos reflejan un cambio que comienza a experimentar Uruguay: disponer de una matriz eléctrica altamente renovable genera oportunidades para sustituir combustibles fósiles y desarrollar nuevas actividades, pero también obliga a determinar cuánto vale esa electricidad cuando aparecen consumos adicionales de gran magnitud.
El precio no puede analizarse aislado del impacto total
Una tarifa eléctrica inferior al costo económico completo podría trasladar parte del costo del proyecto al sistema eléctrico o reducir recursos disponibles para UTE y el Estado. En sentido contrario, una tarifa demasiado elevada podría afectar la competitividad de una industria cuyo principal insumo es precisamente la electricidad renovable.
El análisis económico requiere considerar simultáneamente el precio de la energía, las inversiones requeridas por la red, el costo del respaldo, los ingresos que recibiría UTE, la inversión privada movilizada, el empleo, las exportaciones, la recaudación y las infraestructuras que eventualmente permanezcan en el país.
La cuestión decisiva no es establecer aisladamente si US$ 45/MWh es un precio alto o bajo, sino determinar cuál sería el costo incremental real de atender al proyecto bajo diferentes condiciones de generación y qué beneficios económicos verificables recibiría Uruguay como resultado de la inversión.
Mientras esos números no estén cerrados, HIF Paysandú continúa siendo una de las mayores inversiones industriales planteadas para Uruguay y, al mismo tiempo, una prueba concreta de cómo el país administrará económicamente la siguiente etapa de su transición energética.
Fuentes principales
→ Ministerio de Industria, Energía y Minería. Proyectos de hidrógeno verde y derivados en Uruguay.
→ UTE. Proyecto del Tercer Corredor 500 kV Chamberlain–Cardal–Pando y proceso de Data Room.
→ ALUR. Información institucional sobre bioetanol, biomasa y aprovechamiento de CO₂ biogénico.
ICI Forestal – Elaboración propia a partir de fuentes oficiales, empresariales y periodísticas. 23 de septiembre de 2026.