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Los escollos de la Central Eléctrica de Manzanillo

REDACCIÓN Por REDACCIÓN
agosto 14, 2021
en Opinión
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Los escollos de la Central Eléctrica de Manzanillo
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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.

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