OPINIÓN
Para entender a Catalina
05/12/2016 12:00 AM - ANDRÉS DAUHAJRE HIJO
¿Porqué el Gobierno decidió construir las dos plantas de carbón en Punta Catalina?
Porque aumentando la participación del carbón en la matriz de generación entendía que contribuiría a reducir el precio de la electricidad a que compran las EDES, lo que bajaría el déficit del sector eléctrico y la volatilidad del precio de la energía, pues el precio del carbón ha exhibido siempre menor volatilidad que los fuel-oil y el gas natural. No olvidemos que en el 2012, el déficit eléctrico alcanzó US$1,368 millones. Esto se debió en parte a que las EDES compraron la energía a un precio promedio de 17.67 centavos de dólar el kWh.
¿A qué precio estimó el Gobierno que Catalina podía vender a las EDES?
En mayo del 2014, asumiendo un precio del carbón FOB (Puerto Bolívar) en Colombia de US$107.70 la TM, se estimó que Catalina vendería a 9.80 centavos de dólar el kWh.
¿Cuánto sería el ahorro anual para las EDES?
Partiendo del precio promedio de 18.10 centavos a que vendían las plantas a ser desplazadas por Catalina, el ahorro anual alcanzaría US$441.6 millones. Eso ha cambiado pues los precios del Fuel Oil #6 y #2 han bajado dramáticamente, mucho más que la baja de 56.4% en el precio del carbón. Al precio promedio del carbón de enero-agosto del 2016, Catalina vendería a 7.52 centavos (1.92 de energía y 5.59 de potencia). Las plantas que Catalina desplazaría están vendiendo actualmente a 11.02 centavos. El ahorro que generaría Catalina, con los precios actuales del FO#6, #2 y carbón, sería de US$186.2 millones. El déficit operativo anual de las EDES bajaría de US$296 millones en el 2016 a US$110 con la entrada de Catalina.
¿Porqué el Gobierno no consideró mejor invertir en dos plantas de gas natural?
Esa era precisamente la opción preferencial de las autoridades. Salieron a buscar gas por todas partes, pero nadie estaba en capacidad o en disposición de ofertar un contrato de largo plazo de compra-venta de gas natural al precio de Henry Hub + US$0.20 por MM Btu que AES firmó con BP en el 2003. Incluso, el Presidente Obama comunicó a los Presidentes de Centroamérica y República Dominicana que posiblemente a partir del 2020, las empresas norteamericanas podrían ofertar contratos de gas natural a largo plazo, aunque a precios 4 ó 5 veces mayores que el obtenido por AES.
¿Porqué el Gobierno no optó por esperar al 2020?
Esa era una opción, pero con un déficit financiero en el sector eléctrico de US$1,368 millones en el 2012, cruzarse de brazos durante 8 años hasta que apareciese gas, implicaba buscar, a los precios vigentes del petróleo en ese momento, US$10,944 millones para transferir al sector eléctrico.
¿Pero los precios del fuel-oil y el diesel comenzaron a bajar a finales del 2014?
Es cierto, pero durante el 2012-2013 nadie en el mundo previó que eso iba a ocurrir. Nosotros elegimos cada 4 años presidentes, no brujos. A propósito, ningún brujo en el mundo pronosticó el desplome que se iniciaría a finales del 2014 en los precios del petróleo y sus derivados.
¿Cuánto es que terminará costando Catalina?
El contrato establece un precio de US$1,945.0 millones. Ese fue el precio base negociado finalmente, pues el Consorcio ganador ofertó US$2,040.7 millones. Antes de iniciarse la redacción del contrato, el Presidente Medina solicitó que el precio fuese rebajado a US$1,945.0 millones, acuerdo al que finalmente se llegó sobre la base de realizar una ingeniería de valor que simultáneamente con una exención de impuesto sobre la renta generada por el Proyecto a las empresas que conforman el Consorcio, produjese un ahorro de US$95.7 millones.
¿Pero ese será el precio final?
No. Recuerde que el contrato estableció que ese era el precio base, el cual se va ajustando en la medida que se van facturando las cubicaciones dentro de los hitos del proyecto. El ajuste se deriva de la aplicación de una fórmula polinómica que incorpora tres índices de precios publicados por el Bureau of Labor Statistics del Gobierno de EUA: los Indices de Precios del Productor para Servicios de Ingeniería, Manufactura de Maquinarias y Nuevas Construcciones.
¿Pero eso podría disparar considerablemente el costo de las plantas?
Todo dependerá de cómo evolucionen esos tres índices. El precio base de US$1,945.0 millones arranca en septiembre del 2013. A ese monto, habría que deducirle US$150 millones que el Gobierno otorgó como avance. En consecuencia, la base del precio sujeta a ajuste asciende a US$1,745 millones. Cada vez que se presenta una cubicación, se observa cómo ha evolucionado el índice de ajuste, que es una ponderación de los tres índices mencionados anteriormente. Para que se tenga una idea, entre septiembre del 2013 y octubre del 2016, el índice de ajuste ha aumentado en 4.68%, a razón de 1.49% por año. En consecuencia, el ajuste aplicado a la fecha no debería arrojar montos significativos.
¿Pero mucha gente afirma que esas plantas fueron sobrevaluadas cuando se ofertó el precio de US$2,040.7 millones?
Porque aumentando la participación del carbón en la matriz de generación entendía que contribuiría a reducir el precio de la electricidad a que compran las EDES, lo que bajaría el déficit del sector eléctrico y la volatilidad del precio de la energía, pues el precio del carbón ha exhibido siempre menor volatilidad que los fuel-oil y el gas natural. No olvidemos que en el 2012, el déficit eléctrico alcanzó US$1,368 millones. Esto se debió en parte a que las EDES compraron la energía a un precio promedio de 17.67 centavos de dólar el kWh.
¿A qué precio estimó el Gobierno que Catalina podía vender a las EDES?
En mayo del 2014, asumiendo un precio del carbón FOB (Puerto Bolívar) en Colombia de US$107.70 la TM, se estimó que Catalina vendería a 9.80 centavos de dólar el kWh.
¿Cuánto sería el ahorro anual para las EDES?
Partiendo del precio promedio de 18.10 centavos a que vendían las plantas a ser desplazadas por Catalina, el ahorro anual alcanzaría US$441.6 millones. Eso ha cambiado pues los precios del Fuel Oil #6 y #2 han bajado dramáticamente, mucho más que la baja de 56.4% en el precio del carbón. Al precio promedio del carbón de enero-agosto del 2016, Catalina vendería a 7.52 centavos (1.92 de energía y 5.59 de potencia). Las plantas que Catalina desplazaría están vendiendo actualmente a 11.02 centavos. El ahorro que generaría Catalina, con los precios actuales del FO#6, #2 y carbón, sería de US$186.2 millones. El déficit operativo anual de las EDES bajaría de US$296 millones en el 2016 a US$110 con la entrada de Catalina.
¿Porqué el Gobierno no consideró mejor invertir en dos plantas de gas natural?
Esa era precisamente la opción preferencial de las autoridades. Salieron a buscar gas por todas partes, pero nadie estaba en capacidad o en disposición de ofertar un contrato de largo plazo de compra-venta de gas natural al precio de Henry Hub + US$0.20 por MM Btu que AES firmó con BP en el 2003. Incluso, el Presidente Obama comunicó a los Presidentes de Centroamérica y República Dominicana que posiblemente a partir del 2020, las empresas norteamericanas podrían ofertar contratos de gas natural a largo plazo, aunque a precios 4 ó 5 veces mayores que el obtenido por AES.
¿Porqué el Gobierno no optó por esperar al 2020?
Esa era una opción, pero con un déficit financiero en el sector eléctrico de US$1,368 millones en el 2012, cruzarse de brazos durante 8 años hasta que apareciese gas, implicaba buscar, a los precios vigentes del petróleo en ese momento, US$10,944 millones para transferir al sector eléctrico.
¿Pero los precios del fuel-oil y el diesel comenzaron a bajar a finales del 2014?
Es cierto, pero durante el 2012-2013 nadie en el mundo previó que eso iba a ocurrir. Nosotros elegimos cada 4 años presidentes, no brujos. A propósito, ningún brujo en el mundo pronosticó el desplome que se iniciaría a finales del 2014 en los precios del petróleo y sus derivados.
¿Cuánto es que terminará costando Catalina?
El contrato establece un precio de US$1,945.0 millones. Ese fue el precio base negociado finalmente, pues el Consorcio ganador ofertó US$2,040.7 millones. Antes de iniciarse la redacción del contrato, el Presidente Medina solicitó que el precio fuese rebajado a US$1,945.0 millones, acuerdo al que finalmente se llegó sobre la base de realizar una ingeniería de valor que simultáneamente con una exención de impuesto sobre la renta generada por el Proyecto a las empresas que conforman el Consorcio, produjese un ahorro de US$95.7 millones.
¿Pero ese será el precio final?
No. Recuerde que el contrato estableció que ese era el precio base, el cual se va ajustando en la medida que se van facturando las cubicaciones dentro de los hitos del proyecto. El ajuste se deriva de la aplicación de una fórmula polinómica que incorpora tres índices de precios publicados por el Bureau of Labor Statistics del Gobierno de EUA: los Indices de Precios del Productor para Servicios de Ingeniería, Manufactura de Maquinarias y Nuevas Construcciones.
¿Pero eso podría disparar considerablemente el costo de las plantas?
Todo dependerá de cómo evolucionen esos tres índices. El precio base de US$1,945.0 millones arranca en septiembre del 2013. A ese monto, habría que deducirle US$150 millones que el Gobierno otorgó como avance. En consecuencia, la base del precio sujeta a ajuste asciende a US$1,745 millones. Cada vez que se presenta una cubicación, se observa cómo ha evolucionado el índice de ajuste, que es una ponderación de los tres índices mencionados anteriormente. Para que se tenga una idea, entre septiembre del 2013 y octubre del 2016, el índice de ajuste ha aumentado en 4.68%, a razón de 1.49% por año. En consecuencia, el ajuste aplicado a la fecha no debería arrojar montos significativos.
¿Pero mucha gente afirma que esas plantas fueron sobrevaluadas cuando se ofertó el precio de US$2,040.7 millones?
El precio de US$2,040.7 millones incluye la construcción de un puerto y la correa de descarga del carbón, con un costo de US$95.5 millones. El precio neto ofertado por las dos plantas de carbón asciende a US$1,945.2 millones. Dejemos fuera el descuento adicional de US$95.7 millones mencionado anteriormente. Ambas plantas son de 360 MW, para un total de 720 MW, lo que arroja un precio de US$2.70 millones por MW.
Según la Agencia de Información de Energía del Gobierno de EUA, el precio del MW de este tipo de planta de carbón pulverizado es US$3.25 millones. Doce plantas de carbón “subcríticas” construidas en EUA y América Latina entre 1983 y 2013 exhibieron un rango de precios -en dólares del 2013- que osciló entre US$2.55 y US$3.38 millones.
Recientemente, Jaguar Energy en Guatemala puso en operación una planta de carbón de 300 MW construida por empresas chinas. El costo total ascendió a US$950 millones: US$3.17 millones el MW.
La tecnología de generar con carbón es cara. En el caso de Catalina debe agregarse que los equipos y máquinas principales son construidos por las norteamericanas General Electric, Babcock Wilcox, Hammon, Flowserve, Gardner Denver Nash y Clyde Bergemann, empresas que cotizan equipos de mejor calidad y mayor precio que los ofrecidos por empresas como China Machine Energy y Xi Bei.
¿Es cierto que el contrato es nulo porque el Contratista no obtuvo el financiamiento que ofreció?
Catalina pertenece al Estado. Quien gestiona y obtiene el financiamiento es el Ministerio de Hacienda. Así lo establece el contrato en el numeral 6.5.2. El Contratista debe colaborar con el Gobierno en el proceso de gestión de las diferentes ofertas de financiamiento.
Es cierto que el Consorcio ganador presentó una Oferta de Financiamiento. Luego de que el 18 de noviembre del 2013 el Comité de Licitación seleccionó al ganador, una de las ofertas de financiamiento, la del US Eximbank, por US$847.3 millones, que incluía US$106.3 millones de la prima del seguro de riesgo-país, se cayó. ¿Por culpa del Gobierno dominicano o del Consorcio? No. Sencillamente, el “Climate Action Plan” anunciado por el Presidente Obama, llevó el 12 diciembre del 2013 al US Eximbank a retirarse del financiamiento de proyectos de plantas de carbón. US Eximbank era el principal financiador de Catalina dado que los principales equipos y maquinarias serían provistos por empresas norteamericanas. Al salir US Eximbank, el Gobierno, con la colaboración del Consorcio, gestionó y obtuvo un financiamiento por US$632.5 millones provisto por un conjunto de bancos europeos con el aseguramiento de la Agencia de Crédito a la Exportación de Italia (SACE), que incluye US$82.5 millones de la prima del seguro riesgo-país.
El segundo financiamiento era el del BNDES de Brasil, por US$656 millones. Las investigaciones por corrupción en el caso Lava Jato que involucró a Petrobras y una serie de empresas brasileñas, llevó al BNDES a suspender el desembolso por US$4,700 millones a proyectos en Argentina, Cuba, Venezuela, Guatemala, Honduras, República Dominicana, Angola, Mozambique y Ghana. Esa fue una decisión del BNDES, no del Gobierno dominicano ni del Consorcio que construye Punta Catalina. Lo sucedido, por tanto, no dispara cláusula alguna de anulación del contrato.
¿Cuánto CO2, Dióxido de Azufre (SO2), Oxido de Nitrógeno (NOx) y Partículas Materiales (PM) generará Catalina y cómo compara con las demás plantas del país?
Catalina es una planta “subcrítica” con un nivel de eficiencia neta de 36.5%, en el rango de las “supercríticas”. Catalina generará 788 gramos de CO2 por kWh. En el 2014, nuestro parque de plantas con combustibles fósiles generó 758 g CO2/kWh. Pero ahí están las plantas de gas natural. Catalina desplazará plantas de FO#6 y FO#2. El impacto final dependerá del promedio de CO2 que generan las plantas que se desplazarán. En EUA, en el 2014, las plantas de FO#6 y FO#2 generaron 799 y 745 g CO2/kWh.
Es cierto que Catalina emitirá SO2, NOx y PM. Para reducir las emisiones de SO2 en 90% o más, llevándolas a 400 mg/Nm3, las plantas incluirán un sistema de desulfurización de gases de combustión a través de depuradores de calderas de lecho fluidizado. Para reducir las emisiones de PM hasta un 99%, limitándolas a 30 mg/Nm3, incluirán un filtro de manga. Y para garantizar bajas emisiones de NOx (400 mg/Nm3), utilizarán quemadores de baja emisión.
Sin la inclusión de esas tecnologías mitigantes del impacto medioambiental, SACE y los bancos europeos, no habrían concedido el financiamiento de US$632.5 millones.
¿Qué cantidad de cenizas producirá anualmente Catalina? ¿Es cierto, como han señalado algunos medioambientalistas, que produciría 14 millones de toneladas?
Una planta de carbón pulverizado en EUA produce una tonelada métrica (TM) de cenizas por cada 12.067 megavatios hora (MWh) de energía. Operando con un factor de capacidad de 90%, Catalina generaría 5,320,123 MWh al año. Por tanto, produciría 440,864 TM de cenizas si utilizamos el ratio promedio en EUA. El Consorcio ha asegurado que Catalina generaría entre 388,647 y 413,772 TM de cenizas volantes, del economizador y de fondo, dependiendo del rendimiento del carbón utilizado, muy distante de 14 millones de TM.
Es de vital importancia disponer de un impecable sistema de disposición final de las cenizas y que se promueva su utilización beneficiosa. En los EUA, 46 de las 130 millones de TM de cenizas generadas por las 491 plantas de carbón que operaron en el 2014, fueron utilizadas, bajo la supervisión de la Agencia de Protección Ambiental de los EUA, en la construcción y elaboración de paneles de pared, material de cubierta, ladrillos, hormigón, rellenos estructurales y terraplenes.
Según la Agencia de Información de Energía del Gobierno de EUA, el precio del MW de este tipo de planta de carbón pulverizado es US$3.25 millones. Doce plantas de carbón “subcríticas” construidas en EUA y América Latina entre 1983 y 2013 exhibieron un rango de precios -en dólares del 2013- que osciló entre US$2.55 y US$3.38 millones.
Recientemente, Jaguar Energy en Guatemala puso en operación una planta de carbón de 300 MW construida por empresas chinas. El costo total ascendió a US$950 millones: US$3.17 millones el MW.
La tecnología de generar con carbón es cara. En el caso de Catalina debe agregarse que los equipos y máquinas principales son construidos por las norteamericanas General Electric, Babcock Wilcox, Hammon, Flowserve, Gardner Denver Nash y Clyde Bergemann, empresas que cotizan equipos de mejor calidad y mayor precio que los ofrecidos por empresas como China Machine Energy y Xi Bei.
¿Es cierto que el contrato es nulo porque el Contratista no obtuvo el financiamiento que ofreció?
Catalina pertenece al Estado. Quien gestiona y obtiene el financiamiento es el Ministerio de Hacienda. Así lo establece el contrato en el numeral 6.5.2. El Contratista debe colaborar con el Gobierno en el proceso de gestión de las diferentes ofertas de financiamiento.
Es cierto que el Consorcio ganador presentó una Oferta de Financiamiento. Luego de que el 18 de noviembre del 2013 el Comité de Licitación seleccionó al ganador, una de las ofertas de financiamiento, la del US Eximbank, por US$847.3 millones, que incluía US$106.3 millones de la prima del seguro de riesgo-país, se cayó. ¿Por culpa del Gobierno dominicano o del Consorcio? No. Sencillamente, el “Climate Action Plan” anunciado por el Presidente Obama, llevó el 12 diciembre del 2013 al US Eximbank a retirarse del financiamiento de proyectos de plantas de carbón. US Eximbank era el principal financiador de Catalina dado que los principales equipos y maquinarias serían provistos por empresas norteamericanas. Al salir US Eximbank, el Gobierno, con la colaboración del Consorcio, gestionó y obtuvo un financiamiento por US$632.5 millones provisto por un conjunto de bancos europeos con el aseguramiento de la Agencia de Crédito a la Exportación de Italia (SACE), que incluye US$82.5 millones de la prima del seguro riesgo-país.
El segundo financiamiento era el del BNDES de Brasil, por US$656 millones. Las investigaciones por corrupción en el caso Lava Jato que involucró a Petrobras y una serie de empresas brasileñas, llevó al BNDES a suspender el desembolso por US$4,700 millones a proyectos en Argentina, Cuba, Venezuela, Guatemala, Honduras, República Dominicana, Angola, Mozambique y Ghana. Esa fue una decisión del BNDES, no del Gobierno dominicano ni del Consorcio que construye Punta Catalina. Lo sucedido, por tanto, no dispara cláusula alguna de anulación del contrato.
¿Cuánto CO2, Dióxido de Azufre (SO2), Oxido de Nitrógeno (NOx) y Partículas Materiales (PM) generará Catalina y cómo compara con las demás plantas del país?
Catalina es una planta “subcrítica” con un nivel de eficiencia neta de 36.5%, en el rango de las “supercríticas”. Catalina generará 788 gramos de CO2 por kWh. En el 2014, nuestro parque de plantas con combustibles fósiles generó 758 g CO2/kWh. Pero ahí están las plantas de gas natural. Catalina desplazará plantas de FO#6 y FO#2. El impacto final dependerá del promedio de CO2 que generan las plantas que se desplazarán. En EUA, en el 2014, las plantas de FO#6 y FO#2 generaron 799 y 745 g CO2/kWh.
Es cierto que Catalina emitirá SO2, NOx y PM. Para reducir las emisiones de SO2 en 90% o más, llevándolas a 400 mg/Nm3, las plantas incluirán un sistema de desulfurización de gases de combustión a través de depuradores de calderas de lecho fluidizado. Para reducir las emisiones de PM hasta un 99%, limitándolas a 30 mg/Nm3, incluirán un filtro de manga. Y para garantizar bajas emisiones de NOx (400 mg/Nm3), utilizarán quemadores de baja emisión.
Sin la inclusión de esas tecnologías mitigantes del impacto medioambiental, SACE y los bancos europeos, no habrían concedido el financiamiento de US$632.5 millones.
¿Qué cantidad de cenizas producirá anualmente Catalina? ¿Es cierto, como han señalado algunos medioambientalistas, que produciría 14 millones de toneladas?
Una planta de carbón pulverizado en EUA produce una tonelada métrica (TM) de cenizas por cada 12.067 megavatios hora (MWh) de energía. Operando con un factor de capacidad de 90%, Catalina generaría 5,320,123 MWh al año. Por tanto, produciría 440,864 TM de cenizas si utilizamos el ratio promedio en EUA. El Consorcio ha asegurado que Catalina generaría entre 388,647 y 413,772 TM de cenizas volantes, del economizador y de fondo, dependiendo del rendimiento del carbón utilizado, muy distante de 14 millones de TM.
Es de vital importancia disponer de un impecable sistema de disposición final de las cenizas y que se promueva su utilización beneficiosa. En los EUA, 46 de las 130 millones de TM de cenizas generadas por las 491 plantas de carbón que operaron en el 2014, fueron utilizadas, bajo la supervisión de la Agencia de Protección Ambiental de los EUA, en la construcción y elaboración de paneles de pared, material de cubierta, ladrillos, hormigón, rellenos estructurales y terraplenes.
http://www.elcaribe.com.do/2016/12/05/para-entender-catalina
Para entender a Catalina (II)
12/12/2016 12:00 AM - ANDRÉS DAUHAJRE HIJO
¿Cómo se ha ido pagando la construcción de las dos plantas si los financiamientos del US Eximbank y BNDES de Brasil se cayeron o suspendieron?
Inicialmente, se tenía previsto que el aporte de capital que haría el Gobierno sería de US$306 millones. A la fecha el Gobierno ha aportado US$1,075 millones -incluyendo el avance de US$150 millones-, 3.5 veces más que lo previsto. El resto de lo pagado a la fecha, US$237.6 millones, ha sido provisto por el financiamiento de los bancos europeos bajo la sombrilla de la Agencia de Crédito a la Exportación de Italia (SACE). En total se han pagado RD$1,312.6 millones, 67.5% del precio de US$1,945 millones acordado en el contrato.
El Gobierno ha podido aportar más de lo previsto debido a que la caída dramática de los precios de los combustibles que ha tenido lugar desde finales del 2014, ha permitido reducir el déficit operacional de las EDES de manera significativa. De US$883 millones en el 2013, el déficit operacional de las EDES se proyecta que cerrará en US$296 millones este año. Gracias a ese choque positivo inesperado, el Gobierno ha podido liberar recursos que inicialmente se destinarían a cubrir déficits corrientes de las EDES para recanalizarlos a inversiones de capital en Punta Catalina, un proyecto que contribuirá a reducir aún más el déficit de las EDES una vez esa central termoeléctrica entre en operación.
¿Entonces la baja de los precios del petróleo la cayó como maná del cielo al Gobierno para salvar este proyecto luego de la desaparición de los dos financiamientos más importantes?
Así es. Si los precios del petróleo no hubiesen caído de la manera en que lo han hecho desde finales del 2014, la ejecución de la inversión en Punta Catalina habría sido mucho más lenta.
¿Cómo se tiene previsto pagar los restantes US$632.4 millones?
Del financiamiento de SACE y los bancos europeos queda por desembolsar US$312.4 millones. Los restantes US$320 millones, el Gobierno tendrá que aportarlos de los recursos que obtenga a través del cobro de impuestos y de desembolsos de colocaciones de bonos domésticos y globales en el marco del ejercicio presupuestario del 2017.
¿Y los US$600 millones de bonos globales que el Congreso aprobó para Punta Catalina, en sustitución de los US$656 millones del BNDES?
El Gobierno ha hecho un esfuerzo para manejarse con la más absoluta transparencia. Tanto así, que ha llegado a pasar por alto las restricciones que enfrentan los bancos globales para participar en financiamientos de proyectos de generación de energía a partir de carbón.
Dada la creciente preocupación que existe en el país con el tema de la deuda pública y las necesidades de financiamiento para pagar las amortizaciones y el déficit del sector público, el Poder Ejecutivo consideró que lo transparente era que en un mismo proyecto se anulase el financiamiento del BNDES de US$656 millones y se sustituyese por un bono global de US$600 millones. De esa manera quería enviar una señal clara de que no estaba solicitando autorización para un nuevo endeudamiento sino sustituyendo uno que ya había sido aprobado -pero con posibilidades remotas de ser desembolsado-, por otro de fácil colocación.
Resulta, sin embargo, que varios bancos globales, específicamente Bank of America, Citigroup, Morgan Stanley, Wells Fargo, Credit Agricole, ING Bank y J.P. Morgan, se habían comprometido con una estructura de política social y medioambiental cónsona con los Principios de Ecuador, que les impide participar en el financiamiento de proyectos de minería de carbón y de generación de energía basada en carbón.
Algunos podrían participar en el financiamiento de centrales ultra supercríticas que, al operar con una eficiencia sobre 45%, queman menos carbón por megavatio-hora y generan menos de 722 gramos de CO2 por kWh (contra 788 de Catalina). Dado que en el proyecto de bonos de US$600 millones estableció de manera taxativa que el objetivo de la colocación era para invertir en las dos unidades subcríticas de Punta Catalina, los bancos tuvieron que mantenerse fieles al compromiso asumido.
El Gobierno pagó un precio por ser transparente. Una alternativa habría sido emitir US$750 ó US$1,000 millones en octubre pasado para pre-financiar parte del presupuesto del 2017, fundamentándose en la incertidumbre sobre el resultado de las elecciones en los EUA y en las expectativas de aumentos en las tasas del FED en la segunda semana de diciembre del 2016. Ese bono se habría colocado fácilmente, probablemente a 100 puntos básicos más bajos que en este momento. Luego de la colocación, se habría enviado al Congreso un proyecto cancelando el financiamiento de US$656 millones del BNDES. Esta opción, sin embargo, era menos transparente que la elegida por el Poder Ejecutivo.
¿Porqué el Gobierno no optó desde un principio por plantas supercríticas o ultra supercríticas?
En primer lugar, porque la subcrítica es una tecnología mas confiable y probada. Y segundo porque las unidades supercríticas o ultra supercríticas se construyen con una capacidad sobre los 400 MW y el sistema de transmisión existente en nuestro país no permite la conexión de unidades superiores a 350 MW. Si hubiésemos elegido unidades supercríticas o ultra supercríticas, habríamos botado dinero pues necesariamente tendrían que operar por debajo de su capacidad. ¿Qué optó por hacerse? Elegir dos unidades subcríticas pero con tecnología accesoria que permitiesen moderar el impacto medioambiental a niveles no muy distanciados del que exhiben las supercríticas.
¿Cuándo entrarán en operación las dos plantas de Punta Catalina?
La tecnología del carbón no sólo es cara, también es compleja. La experiencia internacional revela que los proyectos de plantas de carbón generalmente tienden a retrasarse. Tomemos el caso más reciente en la región.
El 28 de mayo del 2008 se firmó el contrato para el proyecto de la planta de carbón de 300 MW de Jaguar Energy en Guatemala, el cual fijó el 1ro. de mayo del 2012 como fecha de entrada en operación comercial. Como se observa, la construcción tomaría unos 4 años.
La fecha de entrada en operación comercial se movió luego para el 1ro de mayo del 2013 y de nuevo para el 1ro de mayo del 2015. El 2 de agosto del 2015 arrancó el funcionamiento de las dos unidades luego de que el 4 de julio la unidad 1 salió por fallas técnicas.
Entre enero y abril del 2016 fallaron las dos turbinas y fueron enviadas a China para su reparación. El 9 de junio del 2016 el problema de las turbinas quedó resuelto y las plantas entraron finalmente en operación comercial a mediados de junio del 2016, 8 años después de la firma del contrato.
Aunque inicialmente se había indicado que las primeras pruebas de una de las unidades de Punta Catalina se harían en el último trimestre del 2017, resulta previsible que con los rezagos provocados por los contratiempos en la obtención del financiamiento externo, las primeras pruebas tengan lugar durante el primer semestre del 2018.
La entrada en operación comercial dependerá de la ejecución de una serie de infraestructuras que aunque no forman parte intrínseca de Catalina, son necesarias para que toda la electricidad capaz de generar la central pueda ser acogida por el sistema de transmisión e ingresada al sistema interconectado. Algunas se están construyendo, como la Línea 345 kV desde Catalina hasta la subestación Julio Sauri; otras están siendo ponderadas para ser iniciadas cuanto antes, como una nueva subestación y un transformador de interconexión en la subestación de la central.
Hay que decidir también si se va a construir una planta de producción cal o se optará por la importación, lo que requeriría adecuar el puerto de descarga del carbón para recibir también cal. Catalina demandaría 144,000 TM de cal al año. Debe seleccionarse la opción más económica para el país. Recordemos que la cal, al mezclarse con las partículas de carbón en la fase de fluidización permite absorber hasta el 95% del dióxido de azufre generado por la combustión.
A lo anterior habría que añadir el sistema de mantenimiento de entrada agua en circulación y definitivamente, un sistema eficiente y suficiente de disposición de las cenizas.
¿Si el mundo se está saliendo del carbón, porqué nosotros tomamos la decisión de entrar?
Es cierto, la mayoría de los países del mundo, luego de haber fomentado su crecimiento económico e industrialización durante varias décadas en la generación eléctrica a partir de combustibles fósiles, especialmente el carbón, ha comenzado a enviar señales de que generará cada vez menos electricidad con carbón.
Pero conviene observar la dinámica de lo que ha sucedido a la fecha. En 1973, el 38.3% de toda la generación de electricidad en el mundo se originó en plantas de carbón. En el 2014, cuatro décadas después, la generación con carbón representó el 40.8% de toda la electricidad producida en el mundo.
Es cierto que en EUA la participación del carbón en la matriz de generación se ha ido reduciendo, bajando de 38.6% en el 2014 a 29.9% en enero-septiembre del 2016. Pero todavía sigue siendo un combustible fundamental en la generación de electricidad en ese país.
Si la administración Trump -como parece indicar-, no sigue el Clean Power Act de la administración Obama, en el 2040 cerca del 26% de la generación de electricidad en EUA sería provista por plantas de carbón, el doble de lo que se generará con carbón (13.3%) este año en República Dominicana. En el 2040, si sólo agregamos Catalina a la matriz de generación, el carbón representará el 18% de la generación total en el país, inferior al 26% que exhibiría EUA.
El Gobierno tomó la decisión de expandir la participación del carbón en la matriz de generación para abaratar el costo y reducir el déficit de las EDES. Tomada esa decisión, lo que procede ahora, en vez de perder tiempo en la Torre de Babel del Pacto Eléctrico, es viabilizar la utilización y conversión a gas natural del parque de generación del Este (Quisqueya I y II, CESPM y Sultana), con lo cual se contribuiría a reducir aún más el costo de la energía y las emisiones de CO2 al sustituir el FO#6 y FO#2 por gas natural. Hay que construir el gasoducto desde la terminal de AES hasta San Pedro de Macorís y aprovechar las perspectivas de bajos precios del gas natural, luego del anuncio de la administración Trump de que desmantelará las restricciones al “fracking” impuestas por la administración Obama. Punta Catalina pronto será una realidad. Ahora debería ponerse igual énfasis en “gasnaturalizar” el parque del Este. Ahí la inversión sería totalmente privada. l
Inicialmente, se tenía previsto que el aporte de capital que haría el Gobierno sería de US$306 millones. A la fecha el Gobierno ha aportado US$1,075 millones -incluyendo el avance de US$150 millones-, 3.5 veces más que lo previsto. El resto de lo pagado a la fecha, US$237.6 millones, ha sido provisto por el financiamiento de los bancos europeos bajo la sombrilla de la Agencia de Crédito a la Exportación de Italia (SACE). En total se han pagado RD$1,312.6 millones, 67.5% del precio de US$1,945 millones acordado en el contrato.
El Gobierno ha podido aportar más de lo previsto debido a que la caída dramática de los precios de los combustibles que ha tenido lugar desde finales del 2014, ha permitido reducir el déficit operacional de las EDES de manera significativa. De US$883 millones en el 2013, el déficit operacional de las EDES se proyecta que cerrará en US$296 millones este año. Gracias a ese choque positivo inesperado, el Gobierno ha podido liberar recursos que inicialmente se destinarían a cubrir déficits corrientes de las EDES para recanalizarlos a inversiones de capital en Punta Catalina, un proyecto que contribuirá a reducir aún más el déficit de las EDES una vez esa central termoeléctrica entre en operación.
¿Entonces la baja de los precios del petróleo la cayó como maná del cielo al Gobierno para salvar este proyecto luego de la desaparición de los dos financiamientos más importantes?
Así es. Si los precios del petróleo no hubiesen caído de la manera en que lo han hecho desde finales del 2014, la ejecución de la inversión en Punta Catalina habría sido mucho más lenta.
¿Cómo se tiene previsto pagar los restantes US$632.4 millones?
Del financiamiento de SACE y los bancos europeos queda por desembolsar US$312.4 millones. Los restantes US$320 millones, el Gobierno tendrá que aportarlos de los recursos que obtenga a través del cobro de impuestos y de desembolsos de colocaciones de bonos domésticos y globales en el marco del ejercicio presupuestario del 2017.
¿Y los US$600 millones de bonos globales que el Congreso aprobó para Punta Catalina, en sustitución de los US$656 millones del BNDES?
El Gobierno ha hecho un esfuerzo para manejarse con la más absoluta transparencia. Tanto así, que ha llegado a pasar por alto las restricciones que enfrentan los bancos globales para participar en financiamientos de proyectos de generación de energía a partir de carbón.
Dada la creciente preocupación que existe en el país con el tema de la deuda pública y las necesidades de financiamiento para pagar las amortizaciones y el déficit del sector público, el Poder Ejecutivo consideró que lo transparente era que en un mismo proyecto se anulase el financiamiento del BNDES de US$656 millones y se sustituyese por un bono global de US$600 millones. De esa manera quería enviar una señal clara de que no estaba solicitando autorización para un nuevo endeudamiento sino sustituyendo uno que ya había sido aprobado -pero con posibilidades remotas de ser desembolsado-, por otro de fácil colocación.
Resulta, sin embargo, que varios bancos globales, específicamente Bank of America, Citigroup, Morgan Stanley, Wells Fargo, Credit Agricole, ING Bank y J.P. Morgan, se habían comprometido con una estructura de política social y medioambiental cónsona con los Principios de Ecuador, que les impide participar en el financiamiento de proyectos de minería de carbón y de generación de energía basada en carbón.
Algunos podrían participar en el financiamiento de centrales ultra supercríticas que, al operar con una eficiencia sobre 45%, queman menos carbón por megavatio-hora y generan menos de 722 gramos de CO2 por kWh (contra 788 de Catalina). Dado que en el proyecto de bonos de US$600 millones estableció de manera taxativa que el objetivo de la colocación era para invertir en las dos unidades subcríticas de Punta Catalina, los bancos tuvieron que mantenerse fieles al compromiso asumido.
El Gobierno pagó un precio por ser transparente. Una alternativa habría sido emitir US$750 ó US$1,000 millones en octubre pasado para pre-financiar parte del presupuesto del 2017, fundamentándose en la incertidumbre sobre el resultado de las elecciones en los EUA y en las expectativas de aumentos en las tasas del FED en la segunda semana de diciembre del 2016. Ese bono se habría colocado fácilmente, probablemente a 100 puntos básicos más bajos que en este momento. Luego de la colocación, se habría enviado al Congreso un proyecto cancelando el financiamiento de US$656 millones del BNDES. Esta opción, sin embargo, era menos transparente que la elegida por el Poder Ejecutivo.
¿Porqué el Gobierno no optó desde un principio por plantas supercríticas o ultra supercríticas?
En primer lugar, porque la subcrítica es una tecnología mas confiable y probada. Y segundo porque las unidades supercríticas o ultra supercríticas se construyen con una capacidad sobre los 400 MW y el sistema de transmisión existente en nuestro país no permite la conexión de unidades superiores a 350 MW. Si hubiésemos elegido unidades supercríticas o ultra supercríticas, habríamos botado dinero pues necesariamente tendrían que operar por debajo de su capacidad. ¿Qué optó por hacerse? Elegir dos unidades subcríticas pero con tecnología accesoria que permitiesen moderar el impacto medioambiental a niveles no muy distanciados del que exhiben las supercríticas.
¿Cuándo entrarán en operación las dos plantas de Punta Catalina?
La tecnología del carbón no sólo es cara, también es compleja. La experiencia internacional revela que los proyectos de plantas de carbón generalmente tienden a retrasarse. Tomemos el caso más reciente en la región.
El 28 de mayo del 2008 se firmó el contrato para el proyecto de la planta de carbón de 300 MW de Jaguar Energy en Guatemala, el cual fijó el 1ro. de mayo del 2012 como fecha de entrada en operación comercial. Como se observa, la construcción tomaría unos 4 años.
La fecha de entrada en operación comercial se movió luego para el 1ro de mayo del 2013 y de nuevo para el 1ro de mayo del 2015. El 2 de agosto del 2015 arrancó el funcionamiento de las dos unidades luego de que el 4 de julio la unidad 1 salió por fallas técnicas.
Entre enero y abril del 2016 fallaron las dos turbinas y fueron enviadas a China para su reparación. El 9 de junio del 2016 el problema de las turbinas quedó resuelto y las plantas entraron finalmente en operación comercial a mediados de junio del 2016, 8 años después de la firma del contrato.
Aunque inicialmente se había indicado que las primeras pruebas de una de las unidades de Punta Catalina se harían en el último trimestre del 2017, resulta previsible que con los rezagos provocados por los contratiempos en la obtención del financiamiento externo, las primeras pruebas tengan lugar durante el primer semestre del 2018.
La entrada en operación comercial dependerá de la ejecución de una serie de infraestructuras que aunque no forman parte intrínseca de Catalina, son necesarias para que toda la electricidad capaz de generar la central pueda ser acogida por el sistema de transmisión e ingresada al sistema interconectado. Algunas se están construyendo, como la Línea 345 kV desde Catalina hasta la subestación Julio Sauri; otras están siendo ponderadas para ser iniciadas cuanto antes, como una nueva subestación y un transformador de interconexión en la subestación de la central.
Hay que decidir también si se va a construir una planta de producción cal o se optará por la importación, lo que requeriría adecuar el puerto de descarga del carbón para recibir también cal. Catalina demandaría 144,000 TM de cal al año. Debe seleccionarse la opción más económica para el país. Recordemos que la cal, al mezclarse con las partículas de carbón en la fase de fluidización permite absorber hasta el 95% del dióxido de azufre generado por la combustión.
A lo anterior habría que añadir el sistema de mantenimiento de entrada agua en circulación y definitivamente, un sistema eficiente y suficiente de disposición de las cenizas.
¿Si el mundo se está saliendo del carbón, porqué nosotros tomamos la decisión de entrar?
Es cierto, la mayoría de los países del mundo, luego de haber fomentado su crecimiento económico e industrialización durante varias décadas en la generación eléctrica a partir de combustibles fósiles, especialmente el carbón, ha comenzado a enviar señales de que generará cada vez menos electricidad con carbón.
Pero conviene observar la dinámica de lo que ha sucedido a la fecha. En 1973, el 38.3% de toda la generación de electricidad en el mundo se originó en plantas de carbón. En el 2014, cuatro décadas después, la generación con carbón representó el 40.8% de toda la electricidad producida en el mundo.
Es cierto que en EUA la participación del carbón en la matriz de generación se ha ido reduciendo, bajando de 38.6% en el 2014 a 29.9% en enero-septiembre del 2016. Pero todavía sigue siendo un combustible fundamental en la generación de electricidad en ese país.
Si la administración Trump -como parece indicar-, no sigue el Clean Power Act de la administración Obama, en el 2040 cerca del 26% de la generación de electricidad en EUA sería provista por plantas de carbón, el doble de lo que se generará con carbón (13.3%) este año en República Dominicana. En el 2040, si sólo agregamos Catalina a la matriz de generación, el carbón representará el 18% de la generación total en el país, inferior al 26% que exhibiría EUA.
El Gobierno tomó la decisión de expandir la participación del carbón en la matriz de generación para abaratar el costo y reducir el déficit de las EDES. Tomada esa decisión, lo que procede ahora, en vez de perder tiempo en la Torre de Babel del Pacto Eléctrico, es viabilizar la utilización y conversión a gas natural del parque de generación del Este (Quisqueya I y II, CESPM y Sultana), con lo cual se contribuiría a reducir aún más el costo de la energía y las emisiones de CO2 al sustituir el FO#6 y FO#2 por gas natural. Hay que construir el gasoducto desde la terminal de AES hasta San Pedro de Macorís y aprovechar las perspectivas de bajos precios del gas natural, luego del anuncio de la administración Trump de que desmantelará las restricciones al “fracking” impuestas por la administración Obama. Punta Catalina pronto será una realidad. Ahora debería ponerse igual énfasis en “gasnaturalizar” el parque del Este. Ahí la inversión sería totalmente privada. l
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