AA pocas semanas de haber asumido la presente administración, la CDEEE anunció que uno de los pilares fundamentales del plan integral para la solución del problema eléctrico era la modificación de la matriz de generación de electricidad. Más carbón, más gas y menos derivados de petróleo como combustibles para la generación.
En el caso del carbón se han dado algunos pasos. El consorcio conformado por Odebrecht-Tecnimont-Estrella ganó la Licitación Pública Internacional que la CDEEE convocó en el 2013 para un Contrato de Ingeniería, Procura y Construcción (EPC) de dos plantas de carbón pulverizado con una generación de 300 MWe (+/- 20%) cada una. El Presidente Medina, a finales del 2013, dejó iniciado los trabajos para la construcción de las dos plantas de carbón con una generación neta aproximada neta de 675 MWe. Se espera que próximamente sea sometido al Congreso Nacional, para su ponderación y aprobación, el Contrato de EPC y los respectivos contratos de financiamiento que harán posible la realización de este importante proyecto.
En el ámbito del gas natural, sin embargo, el avance es más lento. Al país le ha tomado un tiempo reconocer que no existe un mercado de gas comerciable internacionalmente que nos permita adquirir ese combustible al precio Henry Hub (NYMEX), que ha oscilado entre US$1.85 y US$6.00 el millón de Btu en los últimos 5 años. Se pensó que el contrato que AES había firmado en el 2003 con BP para la compra de gas a un precio de Henry Hub más una prima de US$0.20 por MMBtu era repetible. Ese contrato ha generado beneficios extraordinarios al país al permitir una generación de electricidad a muy bajo costo, evitando que el déficit del sector eléctrico fuese mucho mayor.
Convencidos de que contratos como ése ya no podían conseguirse, y consciente el país de que la compra de gas en el volátil, costoso e impredecible mercado spot no constituía una alternativa sensata para el sector eléctrico, representantes de los sectores público y privado del país se dedicaron a buscar opciones de suministro de gas más baratas y predecibles.
Es así como se descubre la existencia de un mercado de gas comerciable internacionalmente que en los últimos años ha mostrado un dinamismo considerable, debido en gran parte al éxito que ha tenido la tecnología del fraccionamiento hidráulico para extraer el gas de esquisto en los EUA.
El periplo público-privado se orientó hacia ese mercado. A medida que fueron analizando este mercado, percibieron que era posible obtener gas a un precio intermedio entre el Henry Hub (NYMEX) y el precio del gas en el mercado spot representado por los mercados de NBP, Europa y Japón. Comprobaron que algunas empresas de energía han estado firmando desde el 2011 una serie de contratos para vender gas a empresas de diferentes sectores, incluyendo empresas eléctricas de España, India, Corea, EUA, Inglaterra e Indonesia, a precios que usan como punto de partida el Henry Hub (NYMEX). Descubrieron, por ejemplo, que la empresa Cheniere Energy ha firmado contratos con Gas Natural Aprovisionamientos SDG (Noviembre, 2011), Gail (India) Ltd (Diciembre, 2011), Korea Gas Corporation (Enero, 2012), BG Gulf Coast LNG (Abril, 2012), Total Gas & Power North America, Inc (Diciembre, 2012), Centrica plc (Marzo, 2013), PT Pertamina (Diciembre, 2013) y Endesa (Abril, 2014), cobrando un precio equivalente al 115% del precio Henry Hub (NYMEX) más un cargo fijo que ha ido subiendo desde US$2.25 en el contrato con BG a US$3.50 el MMBtu en el firmado la semana pasada con Endesa. En todos estos contratos, los compradores se han comprometido a recoger el gas en las terminales de exportación de Sabine Pass y Corpus Christi que desarrolla Cheniere.
Hasta ahora, Cheniere no ha firmado contratos donde ésta asume también la responsabilidad de cargar el gas en el barco y proveer el servicio de transportación hasta la terminal de importación, en cuyo caso, habría que agregar al cargo fijo de US$3.50 el MMBtu, el costo del flete marítimo.
Todos estos contratos, al igual que los firmados por las demás empresas dedicadas al desarrollo y explotación de campos de gas, su transporte a través de gasoducto a la costa, y su ingreso a los trenes de licuefacción, tienen como norma lo siguiente: son contratos de compra y venta de gas a 20 años bajo la modalidad de “take-or-pay”.
¿Porqué esta inflexibilidad? Sencillamente porque el vendedor, dada la enorme inversión de recursos que tiene que hacer para montar la cadena que permite construir los trenes de licuefacción del gas que será luego cargado en los buques, está forzado por las entidades bancarias que facilitarán el financiamiento de estas infraestructuras, a tener contratos de largo plazo.
Las inversiones son de tal magnitud que sólo en el largo plazo pueden recuperarse. Por ejemplo, los trenes de licuefacción que Cheniere está construyendo en Sabine Pass y planea construir en Corpus Christi requieren una inversión de US$21,300 millones, la tercera parte del PIB de República Dominicana. Como se advierte, se trata de proyectos muy intensivos en capital, cuya recuperación sólo es posible a largo plazo. Si quisiera recuperar la inversión en 10 años, el precio a que tendrían que vender el gas probablemente sería similar o superior al del mercado spot, invalidando el racional del proyecto.
El que alegue sorpresa por la duración de 20 años como norma para los contratos de compra y venta de gas, estaría reflejando un desconocimiento sobre la historia de este mercado.
Los primeros contratos de venta de gas se firmaron en los años 60s. Dos de esos contratos se firmaron a 15 años y el resto a 25 años. A partir de los años 70s, los 20 años se constituyeron en la norma que ha prevalecido en ese mercado durante los últimos 44 años. Como se observa, desde los años 70s se conoce que en el mercado del gas “20 años no es nada”. ¿Puede eso cambiar en el futuro? Quizás sí, pero la pregunta correcta debería ser otra: ¿Puede un país con déficit en su sector eléctrico de US$1,400 millones sentarse a esperar 5 ó 10 años hasta que se flexibilice, si es que sucede, el mercado de gas, para entonces firmar contratos de compra de gas por 10 ó 15 años en vez de los 20 años que se exigen en la actualidad?
Por otra parte, los bancos que financian a estas empresas, requieren además que los contratos de largo plazo por 20 años, sean bajo la modalidad de “take-or-pay”, para garantizar que el riesgo de la operación de venta sea compartido entre el vendedor y el comprador.
Los bancos consideran que el vendedor asume el riesgo del precio al acordar una fórmula que generaría un precio inferior al del mercado spot. El riesgo de la cantidad, sin embargo, lo asume el comprador. ¿Qué quiere decir esto? Que si una terminal de importación en RD firma un contrato de compra de gas con Cheniere o cualquier otro suplidor, el valor del contrato se paga independientemente de que la terminal venda o no el gas a las empresas generadoras.
En otras palabras, la terminal de importación de gas sólo firmaría el contrato, si tiene garantías de que las generadoras comprarán y pagarán el gas. Exceptuando únicamente a los organismos unicelulares, todos entendemos lo que esto implica: esas generadoras, para poder comprometerse a comprar el gas a la terminal, tendrían que tener un Contrato de Compra de Energía (PPA) a 20 años que les garantice que las empresas 100% estatales (CDEEE o EDES) les pagarán no sólo el cargo por capacidad sino también el costo del gas, aún en el caso de que el Organismo Coordinador decidiese no autorizar el despacho de esas generadoras.
Los bancos requieren además a empresas como Cheniere, que los compradores exhiban niveles de calificación de riesgo correspondiente al rango de grado de inversión o muy cercanos a este. En el caso de los contratos firmados por Cheniere, las calificaciones otorgadas por S&P, Moody’s y Fitch a las empresas compradoras eran: Gas Natural Aprovisionamientos (BBB/Ba2/BBB+), BG Gulf Coast LNG (A-/A2/A-), Gail (India) Ltd (NR/Baa2/BBB-), Korea Gas Corporation (A+/A1/AA), PT Pertamina (BB+/Ba3/BBB+), Total Gas & Power North America, Inc. (AA-/Aa1/AA), Centrica plc (A-/A3/A-) y Endesa (BBB/Baa2/BBB+). Para que se tenga una idea, el riesgo soberano de RD (B+/B1/B) estaría entre 4 y 5 escalones por debajo del de Gail (India), que es la de más baja calificación entre las empresas con las cuales Cheniere ha firmado contratos SPA. Dado que la calificación de riesgo de la CDEEE y/o las EDES cae en el rango (D) de incumplimiento permanente pues los pagos no se realizan en la fecha de vencimiento, nadie debería rasgarse las vestiduras si los bancos que financian a la empresa que proveería el gas a RD, exigiesen que los contratos PPAs que CDEEE o las EDES firmen con las empresas generadoras a gas, cuenten con una garantía soberana de B+/B1/B.
Los mensajes para nosotros los dominicanos son muy claros. Si queremos aumentar la generación con gas natural, es posible hacerlo. Pero no a los precios de “maná del cielo” que AES nos pudo ofrecer y nos ofrecerá en la generación de DPP y Andrés hasta que venzan los contratos en julio y diciembre del 2018. La generación con gas del parque del parque del Este conformado por CESPM, Quisqueya I, II y III (en proyecto), La Sultana del Este y Los Orígenes, sólo es posible con un contrato de compra de gas a largo plazo de 20 años bajo la modalidad “take-or-pay”. Las implicaciones de lo anterior, entendemos, deben haber sido comprendidas. Si no se comprenden y asimilan, avanzaremos sólo en el carbón. l
