SANTO DOMINGO,R.D.- Mientras en la negociación conocida como el Acuerdo de Madrid, el Estado se liberó de contratos bajo la modalidad take or pay convirtiéndolos en contratos acordes con las leyes, reglamentos y normativas del mercado eléctrico que creo el proceso de Capitalización, en donde los riesgos y perdidas de las inversiones los asume el inversionista privado y el Estado no garantiza absolutamente nada a dichos inversionistas, en el caso del acuerdo de negociación anunciado con Cogentrix, se mantiene el privilegio de garantía soberana por parte del Estado por quince (15) años más que solo disfruta el contrato de Cogentrix. En adición, se mantiene el privilegio de la modalidad de contrato take or pay en donde el Estado asume todos los riesgos y perdidas de la inversión privada, garantizando el retorno del capital invertido y de la rentabilidad o utilidad esperada por el inversionista privado, mientras el privado solo disfruta de los beneficios En otras palabras se estatizan las perdidas y los riesgos y se privatizan solo las ganancias.
Mientras los contratos renegociados bajo la sombrilla del Acuerdo de Madrid se hicieron en concordancia a las leyes, reglamentos y normativa que rigen el mercado eléctrico respetando el espíritu de la reforma del proceso de Capitalización y eliminando el rol improductivo, costoso, innecesario e ineficiente de la intermediación de la CDEEE en esos contratos, el acuerdo con Cogentrix se hace en contraposición al espíritu de la reforma del sector eléctrico, su Ley, Reglamento y Normativa, extendiendo por quince (15) años más el rol innecesario, improductivo, costoso e ineficiente de la CDEEE para de esa manera justificar una burocracia excesiva, hipertrofiada y costosa.
La empresa Cogentrix sería la gran beneficiaria y gananciosa en la operación acordada con la CDEEE de conversión a gas natural de su planta generadora.
Los beneficios que obtendría dicha empresa en base a informaciones que se han filtrado en los medios de comunicación serian:
1) El Costo de la conversión más el costo del gasoducto lo asume el Estado a través de la CDEEE, no el inversionista privado.
2) Sus ingresos anuales casi se triplicarían con relación a la actualidad, con un incremento anual de unos US$200 millones fruto del incremento en la generación de energía que en la actualidad es prácticamente inexistente o nula.
3) Todos los riesgos asociados a la inversión los asume el Estado a través de la CDEEE.
4) El riesgo del no despacho de la planta lo asume el Estado a través de la CDEEE. La esencia del contrato actual (take or pay más garantía soberana) se mantienen, con lo cual si la planta no es despachada por cualquier razón y no genera un kwh en un mes hay que pagarles igual a como existe en la actualidad.
5) Los riesgos del contrato de compra de combustible los asume el Estado a través de la CDEEE. Si en un mes dado Cogentrix no compra la cantidad de combustible acordado con el suplidor, el Estado a través de la CDEEE, debe asumir el costo del combustible no comprado Algo similar a lo que ocurre con el peaje sombra de la autopista Santo Domingo Samaná.
En adición:
a) El valor presente neto del flujo de caja por pago por capacidad a Cogentrix es el mismo al contrato existente en la actualidad. No hay tal disminución.
b) En el contrato actual vigente, el pago por capacidad a Cogentrix disminuiría drásticamente a partir del año 2016 donde se pagaría para ese año un total de US$27 millones en comparación a los US$58 millones que se pagarían en el 2014 A partir del 2017 hasta la finalización del contrato (2022) el pago anual por capacidad se sitúa alrededor de US$8 millones lo que significa una reducción de alrededor un 86% con relación al pago actual.
c) A partir del 2017 cuando el pago por capacidad instalada se reduce a unos US$8 millones anuales (menos de US$700 mil mensuales), el contrato de Cogentrix dejaría de ser deficitario para la CDEEE pues recibiría ingresos por pago por capacidad superiores a los que debería pagar a Cogentrix, generando en consecuencia un flujo positivo a favor de CDEEE. Tomando como referencia el monto del pago por capacidad actual en el mercado spot, unos US$8.5/Kw/mes, a partir del 2017 la CDEEE recibiría un ingreso anual estimado por pago por la capacidad de Cogentrix de unos US$30 millones frente a un compromiso con Cogentrix de US$8 millones anuales. Esta situación generaría un excedente a favor de CDEEE de unos US$22 millones anuales (unos US$1.8 millones mensuales) por concepto de pago por capacidad.
d) Cabría preguntarse, si con un ingreso mensual de menos de US$700 mil Cogentrix estaría en capacidad de cubrir sus costos de operación y mantenimiento de una planta totalmente apagada. Quizás la respuesta a esta interrogante sea la explicación del por qué la prisa por firmar el acuerdo que extiende el contrato take or pay, garantía soberana y privilegios asociados por quince (15) años mas.
e) Ningún contrato de suministro de combustible garantiza precios fijos a largo plazo. Los precios varían según las fluctuaciones del mercado bursátil que se utilice como referencia (Nymex Henry Hub, etc.), precios de transporte marítimo, cargo por almacenamiento en la terminal de gas natural, cargo por uso del gasoducto, prima adicional que pudiera pagarse sobre el precio de referencia que se utilice en el contrato.
f) Se mantiene la esencia del contrato original vigente en la actualidad donde se estatizan las perdidas y los riesgos y se privatizan solo las ganancias con una extensión adicional de quince (15) años incluido la extensión de la garantía soberana.
g) Con el contrato tipo take or pay de Cogentrix, a través del pago por capacidad que se realiza mensualmente, independientemente de si la planta genera o no, el inversionista privado recupera no solo la totalidad del capital invertido, sino que también recupera el retorno esperado sobre la inversión. Al finalizar el contrato de Cogentrix, la planta ha sido totalmente pagada por el Estado a través de la CDEEE, más sin embargo, dicha planta en lugar de pasar a ser propiedad de quien no solo pago la totalidad de la inversión sino que además pago la rentabilidad esperada al inversionista privado sobre la inversión, permanece en manos del inversionista privado quien ha recibido el pago total de su inversión y rentabilidad esperada.
h) En la Republica Dominicana existe el precedente exitoso del 2001 en donde dentro del Acuerdo de Madrid se negoció la conversión de las plantas de DPP (Los Minas V y VI)de 230 Mw de capacidad instalada, para que trabajaran con gas natural en lugar de Fuel Oíl No.2. Dicha conversión se realizó sin que fuera necesario firmar un contrato tipo take or pay con la CDEEE, ni otorgar garantía soberana, sino que el inversionista asumió los costos totales de la inversión y los riesgos propios de su inversión. Se firmaron contrato con las distribuidoras apegados a la Ley General de Electricidad, Reglamento y Normativas del mercado eléctrico que se creó a partir del proceso de Capitalización. En dicha negociación, el Estado ni garantizo el capital invertido por el inversionista, ni asumió el pago de la conversión, ni pago por el gasoducto, ni asumió los riesgos ni perdidas posibles asociadas a la conversión.
i) También se tiene el precedente exitoso de la instalación de la planta Aes Andres de 300 Mw que opera con gas natural, la cual se realizó sin que tampoco el Estado tuviera que firmar un contrato con la CDEEE del tipo take or pay, ni otorgar garantía soberana, ni garantizar el capital invertido por el inversionista en la nueva planta, ni asumir los riesgos ni perdidas posibles de la nueva planta. Dicha planta se instaló, asumiendo el inversionista la totalidad de los costos de la inversión y los riesgos propios de su inversión.
j) La inversión asociada a la conversión de las plantas de DPP para que operen a gas natural y de la instalación de Aes Andres, que en totalidad significo un aporte de 530 Mw de capacidad de generación con combustible más eficiente y barato que se reflejó en una disminución del precio de compra de la energía por parte de las distribuidoras, más la terminal de gas natural localizada en Andres, más el gasoducto de la terminal de Andres hasta Los Minas donde están las plantas de DPP, significo alrededor de US$500 millones. Esta inversión representa un poco más de ocho (8) veces la inversión anunciada para convertir a gas natural los 300 Mw de Cogentrix (US$60 millones) y un cuarenta porciento (40%) mayor que la conversión de Cogentrix más el costo de la anunciada terminal a gas natural a instalarse en San Pedro de Macorís (US$60 millones + US$300 millones).
k) Si en el 2001-2003 el sector privado pudo invertir a riesgo propio sin contratos tipo take or pay, sin utilizar un intermediario innecesario, ineficiente y costoso como la CDEEE y sin garantía soberana, ¿Por qué trece (13) años después no se puede repetir la misma experiencia exitosa y beneficiosa para el Estado y tiene el Estado que asumir todos los riesgos y posibles pérdidas de la inversión privada, garantizando el retorno del capital invertido y de las utilidades esperadas y en el caso de la conversión de Cogentrix asumir la totalidad de los costos de la conversión y gasoducto?
Reflexión Final
Por años, tanto el sector privado como la sociedad en su conjunto, han venido reclamando la institucionalización del País, de sus instituciones y estructuras así como el respeto al orden jurídico y reglas de juego claras para todos sin privilegios.
La extensión del contrato de Cogentrix con la CDEEE en los términos en que está planteado el acuerdo arribado, según las informaciones que han salido en los medios de comunicación, es una decisión que va en el sentido contrario a los reclamos y anhelos que por años han venido pidiendo y exigiendo tanto el sector privado como la sociedad.
El espíritu de la Ley General de Electricidad que crea el mercado eléctrico, así como del Reglamento yNormativas, es que los contratos de compra y venta de energía, se realice o entre generadores y/o distribuidores con consumidores finales autorizados por la Ley (Usuarios No Regulados) o entre generadores y distribuidoras que son las únicas autorizadas por el marco jurídico existente a vender la energía a los usuarios regulados.
La figura del intermediario entre el generador y la distribuidora, si bien es cierto no está prohibido en la Ley, también es cierto que en el espíritu de la misma ni en el espíritu de la reforma del sector eléctrico propiciada por el proceso de Capitalización, no aparece esa figura, pues la misma es innecesaria, no brinda ningún valor agregado al servicio ni en términos cualitativos ni cuantitativos, sino todo lo contrario produce un elemento de distorsión que ocasiona un incremento de costos que tiene que ser cubierto o;
1) Por un subsidio estatal (como ocurre en la actualidad);
2) O por un incremento en el precio de venta de la energía a las distribuidoras que se reflejaría en un aumento en la tarifa al usuario regulado que manejan las distribuidoras;
3) O por un aumento en el subsidio a esas empresas;
4) O por una combinación de los tres (3) puntos señalados anteriormente
Por eso, la extensión del contrato de Cogentrix con la CDEEE como intermediaria, va en contra del espíritu de la reforma eléctrica, de la Ley, su Reglamento y Normativa.
Cuando el sistema eléctrico era cien porciento (100%)propiedad Estatal, donde no existía una ley especial sobre el sector eléctrico, sino la ley que creaba a la empresa estatal, ni tampoco existía mercado eléctrico, ni regulador, sino que solo existía una empresa estatal verticalmente integrada que era agente y regulador a la vez, es en la época en que se firman la totalidad de los contratos tipo take or pay con productores independiente (generadores IPP).
Luego del proceso de Capitalización, con la creación del mercado eléctrico, no se ha vuelto a firmar ni extender ningún contrato IPP con generadores privados bajo la modalidad de contrato take or pay ni otorgando garantía soberana todo lo contrario, bajo el Acuerdo de Madrid se negociaron y terminaron una serie de contratos tipo take or pay convirtiéndoles en contratos acorde al nuevo esquema de mercado eléctrico y eliminando el rol de intermediación innecesaria, inoperante, ineficiente y costosa de la CDEEE.
Los contratos tipo take or pay en los sistemas eléctricos que han sido reformados y donde se ha introducido el concepto de mercado eléctrico y ente regulador, prácticamente han desaparecido y son inexistentes y solo se encuentran en sistemas eléctricos, como el caso de Puerto Rico, donde no se ha producido una reforma del sector eléctrico, donde no existe un ente regulador, sino que lo que existe es una sola empresa estatal verticalmente integrada tal y como existía en la Republica Dominicana antes del proceso de reforma del sector eléctrico a partir de la Capitalización.
En Panamá, hace alrededor de un (1) año, se llevó a cabo una licitación pública, transparente, supervisada por el regulador del mercado eléctrico tal y como manda la ley de electricidad de ese país, en donde se adjudicó un contrato de venta de energía (PPA) con las tres (3) empresas distribuidoras, el cual posee una duración de quince (15) años. La empresa privada ganadora de la licitación, instalara una planta de ciclo combinado a gas natural con una capacidad instalada de unos 550 Mw. La inversión estimada del proyecto que incluye además una terminal de recepción y almacenamiento del gas natural se estima alrededor de los US$1,000 millones (mil millones de dólares). Los inversionistas privados socios de la empresa asumen todos los riesgos de su inversión sin que el Estado panameño les asegure ni el retorno del capital a invertir, ni la rentabilidad esperada ni ningún riesgo asociado a la inversión.
Los contratos firmados de compra y venta de energíaentre la empresa privada dueña de la planta de generación de 550 Mw y las distribuidoras, son acordes al marco jurídico existente en el mercado eléctrico panameño. Ninguno de los contratos firmados con las distribuidoras son del tipo take or pay ni tampoco poseen la garantía soberana del Estado panameño.
El mercado eléctrico panameño es alrededor de tres (3) veces menor que el mercado eléctrico dominicano. Si los panameños han podido, ¿Por qué los dominicanos no podemos?
Si finalmente no se materializara la firma del acuerdo anunciado de extensión del contrato tipo take or pay y garantía soberana (lo cual es mi deseo por las implicaciones negativas y riesgos sobre las finanzas públicas y el Estado), una vez llegado el 2022 cuando finalice el contrato existente, ¿Cuál sería la suerte de Cogentrix?
1) Desistirán los inversionistas privados de realizar la conversión a gas natural a riesgo propio y venderán la planta como chatarra debido a que habrán recuperado la totalidad de su inversión más la rentabilidad esperada a través del pago por capacidad? o
2) ¿Se decidirán a asumir los riesgos propios que todo inversionista privado asume cuando encara y enfrenta una oportunidad de negocios a través de una inversión,decidiéndose a asumir los costos y riesgos de la conversión a gas natural, tratando de vender potencia y energía de la planta a través de contratos de largo plazo con las distribuidoras obtenidos en procesos de licitaciones públicas, transparente y supervisada por la Superintendencia de Electricidad (SIE), como manda el Artículo 110 de la Ley General de Electricidad? Es lo deseable.
Todo luce indicar que las autoridades han tomado la firme decisión, contra viento y marea y que a su vez luce irreversible, de extender el contrato tipo take or pay entre la CDEEE y Cogentrix y la garantía soberana asociada, en donde el Estado a través de la CDEEE hasta el año 2037, asume todos los riesgos y posibles pérdidas mientras el privado solo las ganancias, garantizando el Estado no solo el retorno del capital privado sino las utilidades esperadas.
Recientemente el Administrador de la CDEEE manifestó su deseo y voluntad de extender dicho contrato y los privilegios asociados, por cien (100) años más si fuese necesario. Se pretende que dicha extensión del contrato de Cogentrix sea bendecida, santificada y canonizada en el Pacto Eléctrico.
Estamos convencidos que la extensión del contrato take or pay y garantía soberana asociada de Cogentrix, con todos los privilegios asociados que solo disfruta ese generador, constituye un retroceso injustificable e indefendible en el sector eléctrico, que lo coloca en los finales de los años 80 que es cuando se inicia la historia de la firma de contratos tipo take or pay entre la CDE de entonces (empresa estatal verticalmente integrada, juez y parte) y los generadores privados independientes (IPP), la cual ha resultado ser nefasta y perjudicial para las finanzas públicascuyas consecuencias, cuarenta (40) años después, seguimos padeciendo los dominicanos con los contratos deficitarios de Cogentrix y Smith and Enron (San Felipe) y ahora se pretende extender uno de esos contratos hasta el 2037. Mientras tanto, el deterioro financiero del sector eléctrico va en aumento y la calidad del servicio va disminuyendo, pues la frecuencia e intensidad de los apagones han aumentado considerablemente según los reportes de los medios de comunicación.
La de por si debilitada institucionalidad del sector eléctrico, se debilita aún más de lo que está, con la extensión del contrato tipo take or pay de Cogentrix y de la garantía soberana asociada.
http://acento.com.do/2014/economia/8146113-un-balance-sector-electrico-cogentrix-y-acuerdo-de-madrid/#disqus_thread
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