Jaime Aristy Escuder Santo Domingo, RD
Fuente: Listín Diario
En un artículo previo comenté sobre la necesidad de que el país disponga de generación térmica competitiva adicional desde inicios de 2024. Se recomendó a las autoridades la instalación de 450 MW a gas natural, que utilice la infraestructura disponible en el país, como es la terminal de gas de Andrés Dominicana y los 85 Km de gasoducto que cubren desde el Distrito Nacional hasta San Pedro de Macorís.
Esa recomendación cobra una gran importancia al tomar en consideración los escollos que tendrá que enfrentar el proceso de licitación y construcción de la terminal de gas natural y las dos unidades de generación termoeléctrica a gas natural, cada una de 400 MW, que se instalarían en Manzanillo, Montecristi, y suplirían electricidad al país, en el mejor de los casos, a partir de 2026.
La insolvencia de las empresas de distribución de electricidad (EDE) es una severa dificultad para atraer oferentes internacionales a realizar inversiones en la generación eléctrica. Una muestra de debilidad operativa y financiera se presenta en el reporte de desempeño de las EDE enero-mayo 2021, donde se indica que las tres distribuidoras combinadas compraron energía por 755.1 millones de dólares, pero solo lograron cobrar 550.6 millones de dólares, equivalente a un 72.9%. Esas cifras revelan un deterioro significativo en la gestión de las EDE, pues en el mismo período enero-mayo del año anterior compraron 655.5 millones de dólares en energía y cobraron 542.1 millones de dólares, equivalente a un 82.7%. Esa insolvencia financiera, unida a otros factores que aquí se presentan, explican el porqué de las 60 empresas que inicialmente dieron muestras de interés apenas 16 enviaron la documentación requerida, quedando a la fecha sólo 12 precalificadas con el potencial, no con la seguridad, de presentar ofertas para la construcción y contratación de esa generación eléctrica en Manzanillo.
Es altamente probable que los oferentes requerirán que los contratos de compra de energía y potencia (PPA) a ser firmados con las EDE por un período de 15 años, tengan garantía soberana. A pesar de que el gobierno del presidente Abinader tiene mayoría en el Congreso Nacional, es poco probable que se obtenga esa garantía soberana. En consecuencia, muchas empresas que tienen la capacidad de participar en la generación eléctrica en el país preferirían realizar inversiones en otras naciones.
Hay que recordar que, los proyectos de energía renovable que se han instalado con contratos PPA lo han hecho en el marco de la Ley de Incentivo a las Energías Renovables No. 57-07. Esa legislación brinda beneficios extraordinarios a esas empresas, que no son consideradas como energía base del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) debido a que su despacho no puede ser programado.
La restricción geográfica del proyecto de Manzanillo implica un costo significativo. Un análisis riguroso de la ruta óptima de expansión de la generación de electricidad del SENI revela que obligar a que se instale esa capacidad en una zona de muy baja demanda, sin aprovechar la infraestructura disponible en el país vinculada con el sector eléctrico, obligaría a producir electricidad con costos medios mayores al nivel óptimo. Esto provocaría que el precio de venta monómico de electricidad del proyecto Manzanillo se mueva alrededor de 100 dólares por megavatio, superando en más de 20% el precio al que pudiera suplir otro proyecto de generación que aproveche la infraestructura disponible y pueda minimizar el costo medio de producción de electricidad.
La disponibilidad de gas natural para el proyecto Manzanillo también es un escollo difícil de sortear. El primer bloque de la licitación de Manzanillo implica construir una terminal de gas natural y un ciclo combinado de 400 MW y contratar el suministro de gas natural, lo cual significa poner sobre la mesa una garantía bancaria de varios miles de millones de dólares. Dado el tamaño del mercado nacional y la energía eléctrica que sería generada en ese proyecto, es seguro que los suplidores de gas natural le exigirán un contrato del tipo pague lo contratado (take or pay). Ese tipo de acuerdo de gas natural obliga al comprador a pagar un determinado volumen del gas contratado, independientemente de que lo utilice o no, pues ese es un producto industrializado cuyo almacenamiento resulta muy costoso por la extremadamente baja temperatura a la cual hay que mantenerlo.
Esa incertidumbre, relacionada con la disponibilidad de gas natural, hace que el riesgo de ejecutar el segundo bloque de la licitación, que consiste en otro ciclo combinado de 400 MW, aumente exponencialmente. Esto incrementaría la tasa de descuento del proyecto y significaría un mayor precio monómico de energía eléctrica en perjuicio de las finanzas de las EDE y del gobierno dominicano.
Aquí cabe recordar que en el pasado se intentó instalar una terminal flotante de gas natural en la zona de San Pedro de Macorís, pero no se logró asegurar el suministro del gas natural en condiciones aceptables. En otra ocasión se realizaron intensas diligencias en los Estados Unidos para obtener un contrato de gas natural y no se logró debido a que los suplidores internacionales exigían una garantía bancaria en el entorno de los 4 mil millones de dólares para asegurar el contrato de suministro del combustible.
La información anterior revela la importancia del papel de AES Dominicana en el abastecimiento de gas natural a la República Dominicana. Esa empresa logró un contrato con British Petroleum (BP) hace casi 20 años para suplir principalmente las unidades de AES-Andrés y AES-DPP, el cual le ha permitido al país obtener ese producto para la generación de electricidad a precios extraordinariamente competitivos. Incluso ha logrado ampliar la disponibilidad de ese combustible proveniente de otras fuentes, permitiendo que Energas, Quisqueya I & II, entre otras, puedan utilizar gas natural, reduciendo la dependencia de los volátiles precios de los derivados del petróleo.
La incertidumbre relacionada con el terreno, incluyendo el fondo marino debido a las obras que se deberán realizar en ese entorno, es otro factor que influye sobre la probabilidad de que se ejecute ese proyecto. Manzanillo es una zona con un elevado valor medioambiental, que es reconocido y defendido por la población que allí habita y por las autoridades del Ministerio de Medio Ambiente. Antes de que se invierta un dólar en ese proyecto hay que realizar los estudios medioambientales, incluyendo el análisis de la calidad y el acondicionamiento requerido del terreno, así como obtener todos los permisos correspondientes para evitar atrasos y aumento de costos en la construcción, lo cual se traduciría en mayores precios de venta de la electricidad a ser producida por esa central eléctrica.
La disponibilidad de financiamiento es otra restricción que salvar. A pesar de la inmensa liquidez que existe en los mercados de capitales internacionales, el financiamiento del proyecto de Manzanillo, que oscilaría en el entorno de los 1,500 millones de dólares, será difícil, pues pocas empresas serán capaces de obtener ese nivel de capital, combinado en forma de patrimonio y deuda, debido a que la contraparte de esas inversiones es un flujo de pago incierto como el que tienen las EDE. Por eso pienso que los posibles oferentes del proceso de licitación de Manzanillo exigirán un contrato PPA con garantía soberana.
En resumen, el gobierno del presidente Abinader tiene un gran reto por delante en materia de generación eléctrica. En 2024-2025, el país necesitará energía base a precios competitivos para evitar que el déficit financiero del sector eléctrico aumente entre 300 y 400 millones de dólares. La apuesta en el proyecto de Manzanillo implica un riesgo difícil de amortiguar, que, en el mejor de los casos, produciría electricidad a partir de 2026 y 20% más cara que otras opciones de generación basadas a gas natural.
