La empresa estatal China National Petroleum Corp (CNPC) y la también estatal rusa Gazprom firmaron el pasado mes de mayo el contrato más grande en la historia del sector de gas natural de Rusia. La CNPC acordó pagar US$400 billones a Gazprom durante un período de 30 años, por el suministro anual a través de gasoducto de 38 billones de metros cúbicos de gas natural.
British Petroleum (BP) anunció el pasado 17 de junio que firmará un contrato de US$20 billones para suministrar anualmente 1.5 millones de toneladas de gas natural licuado a la empresa estatal China National Offshore Oil Corporation (CNOOC). El contrato, que implica el envío de 26 barcos cargados de LNG por año, será por un período de 20 años.
Contratos similares han firmado empresas estatales y privadas de España, Corea del Sur, India, Inglaterra, Indonesia, Taiwán, Japón y Estados Unidos. Todos por 20 años.
Podría pensarse que estos países, al igual que República Dominicana, están tratando de modificar sus matrices de generación de electricidad desde derivados de petróleo a gas natural. Pero no es así. La generación de electricidad con derivados de petróleo en esos países es inferior al 10%. La mayor parte de la electricidad en China, India, Estados Unidos, Japón, España, Taiwán, Indonesia y Corea del Sur es generada con carbón, gas natural, plantas nucleares e hidroeléctricas.
En realidad, la mayor demanda de gas natural en el caso de los países mencionados refleja el compromiso que han asumido sus gobiernos para aumentar la generación con combustibles más limpios y menos contaminantes.
Existe una creciente preocupación por el evidente calentamiento global y no hay dudas de que la fuerte participación que tiene el carbón en la generación de electricidad en el mundo ha sido uno de los factores que han incidido en el calentamiento global. En China, por ejemplo, cerca del 70% de la electricidad es generada con carbón, mientras que un 5% es generada con gas natural. Eso explica el porqué de la reciente agresividad que exhiben las empresas estatales chinas firmando contratos de largo plazo para la compra de gas natural.
En el caso de los países del Caribe, el Banco Interamericano de Desarrollo ha recomendado la conversión de sus matrices de generación, las cuales exhiben una elevadísima participación de los derivados de petróleo, para abaratar el costo de generación y mejorar sus cuentas externas. La mayoría de las islas del Caribe generan electricidad a partir de fuel oil No. 6 y No. 2. Eso explica el porqué las tarifas de electricidad en las islas del Caribe van desde 18.5 centavos de dólar el kWh en República Dominicana a más de 50 centavos en el caso de las US Islas Vírgenes.
A diferencia del petróleo, sin embargo, el gas natural se transa en un mercado caracterizado por contratos de largo plazo. Algunos proyectan que eso podría cambiar en el futuro cuando existan suficientes infraestructuras de licuefacción en los países exportadores. La construcción de estas infraestructuras toma mucho tiempo y su costo es extraordinariamente alto. Actualmente, en los EUA, la Federal Energy Regulatory Commission ha recibido 13 solicitudes de aprobación para proyectos de licuefacción. Hasta el día de hoy, sólo el proyecto de Sabine Pass (trenes 1-4) ha recibido la aprobación. El costo total de las inversiones que realizará Cheniere para construir los seis trenes de Sabine Pass y los tres que tiene proyectado en Corpus Christi asciende a US$31,000 millones, la mitad del PIB de República Dominicana.
El Gobierno dominicano, a través de la CDEEE, ha manifestado en varias ocasiones su compromiso de modificar la matriz de generación de electricidad para aumentar la participación del carbón y el gas natural, y reducir la de los derivados de petróleo. En el caso del carbón, el proceso ha comenzado con la construcción de las dos plantas de carbón en Punta Catalina.
En el caso del gas natural, sin embargo, el Gobierno tiene pendiente todavía tomar decisiones fundamentales. A diferencia de los demás países de la región del Caribe, República Dominicana tiene la ventaja de contar con una terminal de importación de gas natural, la terminal de AES Andrés. Adicionalmente, el 18 de febrero de este año, con la presencia del presidente Danilo Medina, se dio el primer picazo para la construcción de la terminal de Antillean Gas (AG) en San Pedro de Macorís. Los ejecutivos del consorcio, Juan Vicini (Ipson), Rolando González Bunster (InterEnergy), Arturo Santana (Propagas) y Carlos Martí (Tropigas), se comprometieron a realizar, junto con Promigás de Colombia y BW de Singapur, una inversión de US$300 millones para la construcción de la nueva terminal de importación de gas. Los ejecutivos de AG han llegado a un acuerdo preliminar con Cheniere para un contrato de compra de gas natural por 20 años a un precio referenciado a Henry Hub (Nymex), que permitiría a la República Dominicana comprar gas a un precio entre US$5 y US$6 por debajo del precio spot que paga Japón. Este gas estaría disponible a partir del 2018, teniendo en cuenta que el mismo se originaría de los trenes de licuefacción del proyecto de Corpus Christi.
La CDEEE tiene interés de recibir gas a principios del 2016, cuando se prevé que CESPM estará convertida a gas natural licuado. Lo ideal para el país sería poder contar con un suministro de gas de corto plazo, que permita por lo menos la generación de CESPM con gas natural, en lo que entra en vigencia la recepción de gas natural de Cheniere en la terminal de AG. Si el gas de corto plazo, por ejemplo, pudiese ser suministrado por la terminal de AES a un precio que permita a CESPM generar a 12 o 13 centavos de dólar el kWh, el deseado cambio en la matriz de generación en el caso del gas natural habría comenzado. Estaríamos enviando una señal muy positiva como país, pues la mayor generación con gas natural, sustituyendo derivados de petróleo, contribuiría a compensar el impacto medioambiental de la mayor generación con carbón.
A partir del 2018, cuando la terminal de AG comience a importar el gas de Cheniere, las plantas de Quisqueya I y II, que son dual-fuel, dejarían de utilizar FO#6 para utilizar gas natural licuado a un precio mucho más bajo, reduciendo el costo de generación de ambas plantas. La Sultana del Este, de 150 MW, propiedad de EGEHaina al igual que Quisqueya II, podría ser convertida a gas natural. Los Orígenes sería otro potencial cliente de la terminal de AG. Propagas y Tropigas podrían ser clientes de creciente importancia en la medida en que puedan tener acceso a gas a un precio inferior al que hoy enfrentan. Y posiblemente la propia CESPM, cuando haya concluido el suministro de corto plazo a través de la terminal de AES.
No debemos temer a los contratos de gas a largo plazo; menos aún si el precio del gas contratado es referenciado al precio del Henry Hub (Nymex). El precio de gas Henry Hub ha sido mucho más barato y estable que el precio de estos derivados de petróleo. Los expertos indican que los precios relativos no van a variar de manera significativa en los próximos años, de manera que la generación con gas natural seguiría siendo más barata que la generación con FO No. 6. Y claro, menos contaminante.
