Santo Domingo,R.D.- Desde que los dominicanos escuchamos la palabra contrato en el
sector eléctrico, tendemos a asociarla a lo pecaminoso. La percepción
negativa sobre los contratos eléctricos que tenemos se origina en una
serie de contratos que se firmaron o se intentaron firmar en el pasado,
en tiempos en que el sector eléctrico había prácticamente colapsado, la
imagen del país en el exterior como destino de inversión era una de las
peores de la región y/o la economía mundial estaba en crisis.
Todos recordamos el escándalo alrededor del contrato firmado el 1 de junio de 1990 con Hidro-Québec Sofati (HQS) para la rehabilitación, ampliación y operación de la red de distribución eléctrica de Santo Domingo, el cual fue muy criticado por el Banco Mundial. Al final la empresa canadiense no ejecutó el proyecto, pero el país terminó pagando unos US$24 millones, US$4 millones girados contra una cuenta especial que manejaba el Presidente Balaguer con fondos de los impuestos pagados por Falconbridge y US$20 millones con la ejecución de un depósito que sustentaba la carta de crédito que el Gobierno, a través del Banco de Reservas, abrió en el Barclays Bank de New York, y que la empresa cobraría si la CDE “incumplía sus obligaciones de pago en términos del contrato comercial”. Aparentemente, el Banco de Reservas informó al Barclays de dicho incumplimiento y la empresa canadiense cobró el dinero.
El 4 de abril de 1991, durante la sesión ordinaria de la Cámara de Diputados, el entonces diputado Danilo Medina, solicitó una investigación profunda de dicho contrato, resaltando la pérdida que para un país pobre como el nuestro representaban esos US$20 millones.
Exigió que se indagaran los detalles que llevaron al Banco de Reservas a certificar el supuesto incumplimiento de la CDE, teniendo en consideración que la administración de la CDE no reconocía las facturas entregadas por HQS ya que el contrato estaba en proceso de revisión.
Un contrato de venta y suministro de energía, bajo la modalidad de generador privado independiente (IPP), muy criticado por ser considerado lesivo a los intereses del país fue el firmado el 26 de julio de 1993 con Smith-Enron (hoy, Generadora San Felipe).
Recordemos el contexto en el cual se firmó este contrato. El país recién estaba saliendo de una de las crisis económicas más dramáticas de su historia, con las finanzas públicas afectadas por un déficit gigantesco, una inflación galopante, escasez de combustibles, ausencia de divisas para cubrir el déficit de la balanza de pagos, agotamiento de las reservas del Banco Central, y apagones interminables.
Cualquier inversionista extranjero que entrase en ese momento al país, iba a exigir condiciones muy ventajosas para hacerlo, dado el elevadísimo riesgo-país que prevalecía.
Eso explica en parte el porqué durante el período 2004-2011 el precio por capacidad, que es lo que el inversionista exige para amortizar la inversión más un retorno, cobrado por Smith-Enron fue prácticamente el triple del precio por capacidad que cobran las empresas que participan en el mercado spot y las que operan bajo contratos de Acuerdo de Compra de Energía (PPA).
El Gobierno, probablemente desesperado ante la situación que enfrentaba, accedió a firmar un contrato que al poco tiempo, cuando la economía comenzó a crecer y a estabilizase, resultaba lesivo a los intereses nacionales.
El contrato con Smith-Enron, que vence en el 2014, ha generado pérdidas cuantiosas a la CDEEE. Sólo en el período 2009-2012 ascendieron a US$264 millones. ¿La razón? En el 2012, por ejemplo, CDEEE pagó el kWh a Smith-Enron a US$0.233 y lo vendió a las EDES a US$0.150.
Quizás el más conocido y criticado de los contratos existentes con IPPs es el de Cogentrix, hoy CESPM. Este contrato se firmó el 16 de septiembre del 1998, por un período de 20 años a partir del año en que las plantas comenzaran a operar, lo que ocurrió en el 2002.
Recordar el contexto también es importante en el caso de este contrato. Las plantas de la CDEEE habían colapsado y el Gobierno acababa de lanzar el programa de capitalización. Rehabilitar las plantas viejas de la CDEEE, ahora capitalizadas, iba a tomar tiempo y la oferta instalada no permitía satisfacer la demanda. Era necesario aumentar la generación.
A eso agreguemos las crisis financiera del Asia y de Rusia de los años 1997-1998. El Gobierno, frente a lo anterior, decidió ofrecer condiciones muy ventajosas a los inversionistas.
El precio por capacidad, aunque más bajo que el de Smith-Enron, fue estructurado de tal manera que fuese mayor en los primeros años, para permitir a los inversionistas recuperar más rápidamente la inversión, y más bajo a partir del 2016.
Para la CDEEE este contrato genera pérdidas considerables, primero porque Cogentrix (296.4 MW) es más grande que Smith-Enron (184 MW) y segundo, porque Cogentrix opera únicamente con un gasoil de bajo contenido de azufre (0.5%) mucho más caro que la mezcla de LFO y HFO que utiliza Smith-Enron. Durante el período 2009-2012, Cogentrix generó pérdidas a la CDEEE por US$322 millones.
El año pasado, CDEEE pagó a Cogentrix un precio por kWh de US$0.325, energía que luego vendió a las EDES a US$0.150, para una pérdida de US$0.175 por kWh. Ese contrato vence en el año 2022. Se piensa convertir Cogentrix a gas natural en el corto plazo, lo que eliminaría la pérdida de CDEEE si se consiguiese gas a un precio razonable.
La sumatoria de las críticas hechas a los contratos de Smith-Enron y Cogentrix, sin embargo, no llega a la mitad de las recibidas por los contratos renegociados bajo el llamado Acuerdo de Madrid. ¿Cuáles fueron esos contratos? Los contratos que se firmaron en 1999 -el de la crisis brasileña que siguió a la asiática y la rusa-, dentro del marco de la Ley General de Reforma y Modernización de la Empresa Pública, que adoptó en el ámbito eléctrico, el modelo de la capitalización.
Esos contratos se firmaron en bloques que iban venciendo de manera sucesiva a partir del 2003. En el 2001, Gobierno consideró que las tarifas acordadas en los contratos de generación bajo la capitalización eran muy altas, producto en parte de formulas de indexación incorrectas. En agosto de ese año forzó una renegociación para reducirlas.
Como el Gobierno no tenía dinero para compensar a las empresas por la baja de sus beneficios como consecuencia de la reducción de la tarifa, se decidió compensar a través de la extensión del vencimiento de los contratos hasta el 2016.
Otros casos que también contribuyeron a generar percepción negativa sobre los contratos eléctricos fueron los de la Sichuan y Emirates Power para la instalación de plantas de carbón.
Cuando los resultados de la licitación fueron anunciados en el 2007, se criticó que dichos contratos otorgaban condiciones excesivamente favorables para las empresas, las cuales dejaban a la CDEEE muy desprotegida. Posteriormente, fueron desestimados.
Son estos casos los que más han incidido en crear una mala imagen a la figura del contrato de compra de energía en nuestro sector eléctrico.
Lamentablemente, es muy poco lo que se ha dicho de contratos muy buenos que también se han firmado en el país bajo el esquema PPA. El más beneficioso de todos ha sido el contrato firmado en marzo del 2002 entre AES Andrés y Edeeste, por un período de 15 años que vence en julio del 2018.
Gracias a este contrato, Edeeste compra electricidad a AES Andrés pagando el precio de capacidad que se determina en el mercado spot en base a potencia firme, es decir, la potencia que puede suministrar la planta durante las horas pico con una seguridad de 95%-98%, más un costo variable a partir de una generación a gas natural a precio Henry Hub (Nymex). Edeeste compra energía bajo este PPA a US$0.0625 el kWh.
Otro PPA muy beneficioso para el país es del de DPP (conocida también como Los Minas I) con Edeeste. Esta generación, también a gas natural, es adquirida por Edeeste a un precio cercano a US$0.0825 el kWh. Este contrato se firmó en el 2001 y termina en julio del 2016.
Este breve recuento de la historia de los contratos eléctricos en el país, nos permite extraer lecciones y conclusiones importantes.
En primer lugar, hay que evitar en la medida de lo posible, firmar contratos eléctricos en momentos de graves crisis económicas en el país y en el mundo que den lugar a fuerte inestabilidad e incertidumbre, pues esto lleva a los inversionistas a demandar condiciones muy ventajosas para ellos poder compensar los riesgos.
En ocasiones en el país las cosas pueden andar bien, pero si la economía mundial está afectada por oscuros nubarrones que dificultan la percepción de riesgo por parte de los inversionistas, el Gobierno podría terminar ofertando ventajas excesivas a los inversionistas.
Hay ejemplos muy claros que nos pueden servir de lección. Cuando en 1997 se aprobó la Ley General de Reforma y Modernización de la Empresa Pública, la economía mundial fue sacudida por la crisis del Asia que se inició en el verano de 1997. A está le siguió la crisis rusa de 1998 y a los pocos meses, la crisis brasileña de 1999.
Fue en ese período que tuvo lugar la capitalización de las empresas estatales eléctricas en el país. Eran muy pocos los inversionistas que se atrevían a invertir en esos años. Los que decidieron hacerlo, exigieron niveles de protección que una vez desaparecida la incertidumbre, resultaron excesivos. Los contratos de Smith-Enron y Cogentrix, como vimos, tuvieron lugar en contextos adversos de la economía nacional y/o mundial.
En segundo lugar, los contratos bajo esquemas PPA si son bien negociados, pueden generar grandes beneficios al país, independientemente de que hayan sido el fruto o no de un proceso de licitación. Si son el fruto de una licitación tienen la ventaja adicional de generar mayor confianza en el Gobierno.
En tercer lugar, el 88% de la energía que compran la CDEEE y las EDES bajo contratos, es un porcentaje parecido al 94% de Panamá, 91% de Nicaragua, 88% de Guatemala y 73% de El Salvador. El problema, por tanto, no es si la energía que compran las EDES es bajo contrato
o no. El problema es si los contratos son o no son buenos contratos.
Y claro, si una vez comprada la energía, cuánto de la misma termina siendo cobrada por las EDES a los usuarios. Edeeste compró el año pasado a un precio promedio de US$0.1284 el kWh y lo vendió a US$0.1954. A pesar de eso, perdió US$218 millones. Necesitamos buenos contratos y mejores cobradores.
http://www.elcaribe.com.do/2013/05/20/los-contratos-sector-electrico
Todos recordamos el escándalo alrededor del contrato firmado el 1 de junio de 1990 con Hidro-Québec Sofati (HQS) para la rehabilitación, ampliación y operación de la red de distribución eléctrica de Santo Domingo, el cual fue muy criticado por el Banco Mundial. Al final la empresa canadiense no ejecutó el proyecto, pero el país terminó pagando unos US$24 millones, US$4 millones girados contra una cuenta especial que manejaba el Presidente Balaguer con fondos de los impuestos pagados por Falconbridge y US$20 millones con la ejecución de un depósito que sustentaba la carta de crédito que el Gobierno, a través del Banco de Reservas, abrió en el Barclays Bank de New York, y que la empresa cobraría si la CDE “incumplía sus obligaciones de pago en términos del contrato comercial”. Aparentemente, el Banco de Reservas informó al Barclays de dicho incumplimiento y la empresa canadiense cobró el dinero.
El 4 de abril de 1991, durante la sesión ordinaria de la Cámara de Diputados, el entonces diputado Danilo Medina, solicitó una investigación profunda de dicho contrato, resaltando la pérdida que para un país pobre como el nuestro representaban esos US$20 millones.
Exigió que se indagaran los detalles que llevaron al Banco de Reservas a certificar el supuesto incumplimiento de la CDE, teniendo en consideración que la administración de la CDE no reconocía las facturas entregadas por HQS ya que el contrato estaba en proceso de revisión.
Un contrato de venta y suministro de energía, bajo la modalidad de generador privado independiente (IPP), muy criticado por ser considerado lesivo a los intereses del país fue el firmado el 26 de julio de 1993 con Smith-Enron (hoy, Generadora San Felipe).
Recordemos el contexto en el cual se firmó este contrato. El país recién estaba saliendo de una de las crisis económicas más dramáticas de su historia, con las finanzas públicas afectadas por un déficit gigantesco, una inflación galopante, escasez de combustibles, ausencia de divisas para cubrir el déficit de la balanza de pagos, agotamiento de las reservas del Banco Central, y apagones interminables.
Cualquier inversionista extranjero que entrase en ese momento al país, iba a exigir condiciones muy ventajosas para hacerlo, dado el elevadísimo riesgo-país que prevalecía.
Eso explica en parte el porqué durante el período 2004-2011 el precio por capacidad, que es lo que el inversionista exige para amortizar la inversión más un retorno, cobrado por Smith-Enron fue prácticamente el triple del precio por capacidad que cobran las empresas que participan en el mercado spot y las que operan bajo contratos de Acuerdo de Compra de Energía (PPA).
El Gobierno, probablemente desesperado ante la situación que enfrentaba, accedió a firmar un contrato que al poco tiempo, cuando la economía comenzó a crecer y a estabilizase, resultaba lesivo a los intereses nacionales.
El contrato con Smith-Enron, que vence en el 2014, ha generado pérdidas cuantiosas a la CDEEE. Sólo en el período 2009-2012 ascendieron a US$264 millones. ¿La razón? En el 2012, por ejemplo, CDEEE pagó el kWh a Smith-Enron a US$0.233 y lo vendió a las EDES a US$0.150.
Quizás el más conocido y criticado de los contratos existentes con IPPs es el de Cogentrix, hoy CESPM. Este contrato se firmó el 16 de septiembre del 1998, por un período de 20 años a partir del año en que las plantas comenzaran a operar, lo que ocurrió en el 2002.
Recordar el contexto también es importante en el caso de este contrato. Las plantas de la CDEEE habían colapsado y el Gobierno acababa de lanzar el programa de capitalización. Rehabilitar las plantas viejas de la CDEEE, ahora capitalizadas, iba a tomar tiempo y la oferta instalada no permitía satisfacer la demanda. Era necesario aumentar la generación.
A eso agreguemos las crisis financiera del Asia y de Rusia de los años 1997-1998. El Gobierno, frente a lo anterior, decidió ofrecer condiciones muy ventajosas a los inversionistas.
El precio por capacidad, aunque más bajo que el de Smith-Enron, fue estructurado de tal manera que fuese mayor en los primeros años, para permitir a los inversionistas recuperar más rápidamente la inversión, y más bajo a partir del 2016.
Para la CDEEE este contrato genera pérdidas considerables, primero porque Cogentrix (296.4 MW) es más grande que Smith-Enron (184 MW) y segundo, porque Cogentrix opera únicamente con un gasoil de bajo contenido de azufre (0.5%) mucho más caro que la mezcla de LFO y HFO que utiliza Smith-Enron. Durante el período 2009-2012, Cogentrix generó pérdidas a la CDEEE por US$322 millones.
El año pasado, CDEEE pagó a Cogentrix un precio por kWh de US$0.325, energía que luego vendió a las EDES a US$0.150, para una pérdida de US$0.175 por kWh. Ese contrato vence en el año 2022. Se piensa convertir Cogentrix a gas natural en el corto plazo, lo que eliminaría la pérdida de CDEEE si se consiguiese gas a un precio razonable.
La sumatoria de las críticas hechas a los contratos de Smith-Enron y Cogentrix, sin embargo, no llega a la mitad de las recibidas por los contratos renegociados bajo el llamado Acuerdo de Madrid. ¿Cuáles fueron esos contratos? Los contratos que se firmaron en 1999 -el de la crisis brasileña que siguió a la asiática y la rusa-, dentro del marco de la Ley General de Reforma y Modernización de la Empresa Pública, que adoptó en el ámbito eléctrico, el modelo de la capitalización.
Esos contratos se firmaron en bloques que iban venciendo de manera sucesiva a partir del 2003. En el 2001, Gobierno consideró que las tarifas acordadas en los contratos de generación bajo la capitalización eran muy altas, producto en parte de formulas de indexación incorrectas. En agosto de ese año forzó una renegociación para reducirlas.
Como el Gobierno no tenía dinero para compensar a las empresas por la baja de sus beneficios como consecuencia de la reducción de la tarifa, se decidió compensar a través de la extensión del vencimiento de los contratos hasta el 2016.
Otros casos que también contribuyeron a generar percepción negativa sobre los contratos eléctricos fueron los de la Sichuan y Emirates Power para la instalación de plantas de carbón.
Cuando los resultados de la licitación fueron anunciados en el 2007, se criticó que dichos contratos otorgaban condiciones excesivamente favorables para las empresas, las cuales dejaban a la CDEEE muy desprotegida. Posteriormente, fueron desestimados.
Son estos casos los que más han incidido en crear una mala imagen a la figura del contrato de compra de energía en nuestro sector eléctrico.
Lamentablemente, es muy poco lo que se ha dicho de contratos muy buenos que también se han firmado en el país bajo el esquema PPA. El más beneficioso de todos ha sido el contrato firmado en marzo del 2002 entre AES Andrés y Edeeste, por un período de 15 años que vence en julio del 2018.
Gracias a este contrato, Edeeste compra electricidad a AES Andrés pagando el precio de capacidad que se determina en el mercado spot en base a potencia firme, es decir, la potencia que puede suministrar la planta durante las horas pico con una seguridad de 95%-98%, más un costo variable a partir de una generación a gas natural a precio Henry Hub (Nymex). Edeeste compra energía bajo este PPA a US$0.0625 el kWh.
Otro PPA muy beneficioso para el país es del de DPP (conocida también como Los Minas I) con Edeeste. Esta generación, también a gas natural, es adquirida por Edeeste a un precio cercano a US$0.0825 el kWh. Este contrato se firmó en el 2001 y termina en julio del 2016.
Este breve recuento de la historia de los contratos eléctricos en el país, nos permite extraer lecciones y conclusiones importantes.
En primer lugar, hay que evitar en la medida de lo posible, firmar contratos eléctricos en momentos de graves crisis económicas en el país y en el mundo que den lugar a fuerte inestabilidad e incertidumbre, pues esto lleva a los inversionistas a demandar condiciones muy ventajosas para ellos poder compensar los riesgos.
En ocasiones en el país las cosas pueden andar bien, pero si la economía mundial está afectada por oscuros nubarrones que dificultan la percepción de riesgo por parte de los inversionistas, el Gobierno podría terminar ofertando ventajas excesivas a los inversionistas.
Hay ejemplos muy claros que nos pueden servir de lección. Cuando en 1997 se aprobó la Ley General de Reforma y Modernización de la Empresa Pública, la economía mundial fue sacudida por la crisis del Asia que se inició en el verano de 1997. A está le siguió la crisis rusa de 1998 y a los pocos meses, la crisis brasileña de 1999.
Fue en ese período que tuvo lugar la capitalización de las empresas estatales eléctricas en el país. Eran muy pocos los inversionistas que se atrevían a invertir en esos años. Los que decidieron hacerlo, exigieron niveles de protección que una vez desaparecida la incertidumbre, resultaron excesivos. Los contratos de Smith-Enron y Cogentrix, como vimos, tuvieron lugar en contextos adversos de la economía nacional y/o mundial.
En segundo lugar, los contratos bajo esquemas PPA si son bien negociados, pueden generar grandes beneficios al país, independientemente de que hayan sido el fruto o no de un proceso de licitación. Si son el fruto de una licitación tienen la ventaja adicional de generar mayor confianza en el Gobierno.
En tercer lugar, el 88% de la energía que compran la CDEEE y las EDES bajo contratos, es un porcentaje parecido al 94% de Panamá, 91% de Nicaragua, 88% de Guatemala y 73% de El Salvador. El problema, por tanto, no es si la energía que compran las EDES es bajo contrato
o no. El problema es si los contratos son o no son buenos contratos.
Y claro, si una vez comprada la energía, cuánto de la misma termina siendo cobrada por las EDES a los usuarios. Edeeste compró el año pasado a un precio promedio de US$0.1284 el kWh y lo vendió a US$0.1954. A pesar de eso, perdió US$218 millones. Necesitamos buenos contratos y mejores cobradores.
http://www.elcaribe.com.do/2013/05/20/los-contratos-sector-electrico
