El gas natural es el combustible menos contaminante entre todos los combustibles fósiles utilizados para generar electricidad. El año pasado las generadoras con gas natural en los EE. UU. emitieron, en promedio, 417 gCO2/kWh, muy por debajo de lo emitido por las generadoras a partir de derivados de petróleo (909 gCO2/kWh) y carbón (1,029 gCO2/kWh). Aunque en nuestro país las informaciones publicadas corresponden al año 2013, el hecho de que las tres plantas de carbón que operaban en ese año, Itabo I/II y Barahona, emitieron, en promedio, 1,027 gCO2/kWh, las de fuel oil #6 lanzaron 771 gCO2/kWh, y la de AES Andrés a gas natural emitió 438 gCO2/kWh, deja ver que las emisiones de dióxido de carbono de las tecnologías de generación que tenemos en el país no son muy diferentes a las de EE. UU., exceptuando el caso de la Central Termoeléctrica Punta Catalina, una planta de carbón diseñada e instalada con tecnología para mitigar las emisiones, lo que reduce sus emisiones garantizadas a 789 gCO2/kWh.
Este hecho incontrovertible fue el que llevó al Estado dominicano a fomentar la instalación de nuevas plantas de generación a partir de gas natural, la conversión a gas natural de plantas que operaban con fuel oil o diésel, y la sustitución del fuel oil por gas natural en plantas “dual-fuel”. Nuestro país ha percibido que la generación en base a gas natural es el puente ideal para el tránsito hacia la tierra prometida de la energía limpia que anuncian las energías renovables. Ha sido esa decisión del Estado dominicano la responsable de que la generación de electricidad en base a gas natural en el país, que apenas representaba el 19.1% de la generación total en el 2009, aumentase a 40.9% en el 2022, un nivel que se coloca entre el 43.0% de Perú y el 19.1% de Chile.
El desplazamiento de electricidad generada a partir de petróleo por energía generada a partir de gas natural ha sido el factor fundamental detrás de la reducción de las emisiones totales de dióxido de carbono que se ha verificado en nuestro país entre 2009 y 2022. Sólo la conversión de Energas (CESPM) a gas natural y la migración de Quisqueya I y II desde el fuel-oil al gas natural han generado una reducción superior a 4,000,000 de toneladas métricas en sus emisiones de CO2 y ahorros por más de US$500 millones al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
Este tránsito no ha sido fácil pues a diferencia de otros mercados de combustibles, el de gas natural es el que mayor grado de inflexibilidad registra. En efecto, cuando un país toma la decisión de migrar desde los combustibles fósiles más contaminantes al menos contaminante entre estos, rápidamente descubre que, a diferencia del carbón y los derivados del petróleo, el mercado de gas natural es excepcionalmente rígido. Los contratos de compraventa de gas natural son generalmente contratos de largo plazo dado que las empresas suplidoras requieren de estos contratos para poder obtener los financiamientos bancarios necesarios para ejecutar sus proyectos de inversión. Sin esos contratos a largo plazo, los bancos no prestan.
Pero la rigidez no se limita a la duración de los contratos. A ello hay que agregar que la mayoría de contratos de compraventa de gas natural son contratos “take-or-pay” (de compra y pago obligatorios).
¿Qué significa esto? Que el comprador, una vez firma el contrato por una cantidad determinada de gas por año, está obligado a pagar la cantidad completa contratada y despachada por el vendedor, independientemente de que el comprador lo use o no para generar electricidad, cualquier otro uso que desee hacer del gas natural o botarlo. Cuando el comprador del gas natural es un generador de electricidad, la cláusula “take-or-pay” de los contratos de compraventa de gas natural, les crea una situación extremadamente difícil y riesgosa pues, si por alguna razón, el generador no tiene totalmente asegurada la venta de la electricidad que va a entregar a la empresa distribuidora, descubrirá que la inversión realizada para instalar una nueva generadora a gas natural o convertir otra de petróleo a gas natural, sería cuasi-equivalente a colocar sus recursos con Mantequilla en 3.14 Inversiones World Wide, SRL. Está obligado a comprar y pagar anticipadamente el combustible, pero desconoce si podrá generar, vender y cobrar la electricidad que se generaría con un combustible que ya ha pagado.
Es por eso que los organismos regulatorios y coordinadores del mercado eléctrico en los países cuyos gobiernos saben aquilatar y valorar la necesidad de estimular la generación de electricidad en base a gas natural, han ajustado la normativa para adecuarla a la evidente inflexibilidad que exhibe el mercado internacional de gas natural. ¿Cómo lo han hecho países como Chile y Perú? En primer lugar, reconociendo que cuando la compra del gas natural para la generación está amparada en un contrato de compraventa con cláusula “take-or-pay”, el costo de combustible deja de ser un costo variable para transformarse en un costo fijo. ¿Por qué? Porque es un costo que la empresa generadora de electricidad tendrá que pagar, aunque no produzca un solo kilovatio hora de energía. Al establecer que el costo del combustible para esos generadores, en lugar de ser un costo variable es un costo fijo, la regulación en esos países establece que “las unidades GNL (gas natural licuado) que se encuentren operando en condición de suministro inflexible (contratos con cláusula “take-or-pay”) deberán ser consideradas para efectos del cálculo del costo marginal del sistema con un costo variable total igual a cero”. Así ha sucedido en Chile y Perú.
En nuestro país, la Superintendencia de Electricidad no ha llegado tan lejos como el regulador chileno, la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile, o el peruano, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), países en los cuales las generadoras con gas natural están autorizadas a declarar el costo variable en cero y de facto convertirse en las primeras plantas a ser despachadas en la lista de méritos. Aquí, por razones que desconocemos, el único componente de costo que la Superintendencia de Electricidad acepta como fijo es el cargo por el uso del tanque de almacenamiento y el gasoducto, al reconocer que las empresas generadoras a gas natural, para poder recibir el gas natural en sus plantas, tuvieron que firmar un contrato por uso del tanque de almacenamiento y gasoducto con ENADOM, que incluye una cláusula “take-or-pay”. En otras palabras, las generadoras en base a gas natural han aceptado pagar por el almacenamiento en el tanque y el transporte en gasoducto de una determinada cantidad de gas al año, independientemente de que lo usen o no. De nuevo, sólo así era posible que ENADOM obtuviese el financiamiento bancario para construir el tanque de almacenamiento y el gasoducto para el transporte del gas.
Algunos generadores a base de derivados de petróleo que se sienten perjudicados por la mayor participación que tiene el gas natural en la generación de electricidad, han criticado la Resolución de la SIE que acepta que la tarifa por el uso del tanque de almacenamiento y el gasoducto pagada a ENADOM sea considerada, como debe ser, un costo fijo, dada la cláusula “take-or-pay” de ese contrato. La preocupación de estos generadores puede ser resuelta rápidamente con la emisión de una Resolución adicional de la SIE que establezca el mismo tratamiento para las generadoras a partir de petróleo (fuel-oil y diésel) cuando se vean precisadas a alquilar tanques de almacenamiento y equipos de transporte de terceros bajo contratos “take-or-pay”, es decir, que establezcan en el contrato el pago de un monto anual fijo por una cantidad determinada a ser almacenada o transportada, independientemente de que se haya o no almacenado o transportado fuel-oil o diésel durante ese año. Emitiendo esa resolución, nadie en su sano juicio podrá argumentar que se ha producido un tratamiento desigual. Si nuestros generadores en base a petróleo echan un vistazo a la matriz de generación de Chile y Perú y observan que la participación de la generación a partir de petróleo es de apenas 2.2% y 0.2% de la generación total, descubrirán que su problema no lo está generando una Resolución sensata de la SIE, sino el deseo de la humanidad de moverse gradualmente a una generación de electricidad cada vez más limpia. Ir contra eso no sería recomendable. Solo serviría para justificar, en la reforma fiscal del 2024, el establecimiento de un impuesto selectivo al consumo a los combustibles utilizados en la generación en función de la cantidad de emisiones de CO2 generada por las diferentes tecnologías. Como decía el gran Salomón, “el que se va a joder, no calcula”.
