8 de julio 2022
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El anuncio hecho por el presidente del Cosep de que la central eléctrica que la estadounidense New Fortress Energy (NFE) construye en Puerto Sandino, comenzará a operar hasta abril de 2023, generó dudas sobre la viabilidad económica (pero también técnica y político) de la obra proyectada para generar hasta 300 MW, quemando gas natural licuado (GNL).
En febrero de 2020, Salvador Mansell, titular del Ministerio de Energía y Minas, y Wes Edens, cofundador y codirector de NFE, anunciaron que Disnorte y Dissur habían firmado un contrato de venta de potencia firme y energía asociada (conocido en la industria como Power Purchase Agreement, o PPA) de 25 años de duración, con planes para que comenzara a trabajar en el segundo semestre de 2021.
Luego, en el primer semestre del año pasado, la empresa informó a sus accionistas, que esperaban tener la central en línea a partir de septiembre de ese año. Luego, en octubre, el ministro Mansell anunció el inicio de pruebas de encendido, y a partir de ahí, su esperanza porque la planta comenzara a generar en muy poco tiempo. Nada de eso sucedió.
El tema volvió a la agenda nacional, cuando en la segunda decena de junio, el presidente del Consejo Superior de la Empresa Privada (Cosep), César Zamora, admitió que “las inversiones en el sector energético se han parado un poco; [aunque] NFE a punto de entrar al país, en abril de 2023, lo que irá acomodando las cargas, y será una adición importante para el sector energético, porque generar electricidad con gas garantiza una energía relativamente más competitiva”.
Eso se acerca a la aseveración que hizo la compañía durante su ‘presentación a los inversionistas’, en diciembre de 2021, cuando anunció su intención de que la planta de Puerto Sandino estuviera en operación en los siguientes 18 meses, o sea, a más tardar el 30 de junio de 2023.
Si se cumple el anuncio de Zamora (también presidente de la Cámara de Energía de Nicaragua, CEN), la puesta en servicio de la central a gas, ocurriría con siete trimestres de retraso, y aunque eso ya sería un incumplimiento mayor, cuatro fuentes del sector privado que accedieron a hablar con CONFIDENCIAL a condición del anonimato, no descartan que el problema de fondo sea económico, pero también político y técnico.
¿Invertir… para perder?
La razón por la que las fuentes creen que el atraso de NFE está ligado con el dinero es bastante básica, y parte de un hecho ineludible: al momento de firmar contrato con Disnorte y Dissur para generar electricidad y vender a 110 dólares el megavatio, el millón de BTU de gas licuado se cotizaba en menos de 20 dólares por unidad.
Al 4 de julio de 2022, la misma cantidad de gas cuesta un poco más de 165 dólares. Los contratos a futuro, negociados en la TTF (Title Transfer Facility, el punto de comercio virtual de gas natural que opera en los Países Bajos), prevén que siga subiendo, y que desciendan a 138.5 dólares en abril 2023.
“NFE está retrasando el proyecto, porque les renta más vender [el gas] en Estados Unidos y Canadá, que traerlo a Nicaragua para generar energía. Les sale más barato pagar la penalización por el atraso en las obras, que cumplir el contrato”, dijo un industrial que tiene contactos con funcionarios de Gobierno que están familiarizados con el proyecto.
Un ejecutivo de una empresa del sector energético nicaragüense admite esa tesis, pero opina que quizás no sea un tema de “vender más caro en otro lado, sino que simplemente no les salen los números en Nicaragua con los precios actuales... y eso no cambiará, salvo que estén proyectando que el precio internacional del gas baje en el corto plazo”.
La costumbre es que este tipo de contratos tiene una cláusula de cambio de ley, pero no de cambio de precios, porque una planta que genera con gas, bunker o diésel, tiene un precio indexado a alguna referencia internacional. El ejecutivo supone que NFE “se atrevió a aceptar un precio no variable, algo que las empresas no aceptan jamás para un proyecto de ese tipo, porque nunca se ha visto que un caso así tenga éxito”.
“También hay que ver qué dice su PPA. Si el precio negociado es fijo, sin indexación, es posible que estén retrasando a propósito para no tener que generar a pérdida. El problema es que no tenemos acceso a ese contrato”, confirmó.
Pero si NFE firmó contrato con un precio fijo, quizás lo hizo creyendo que el precio del gas se iba a desplomar, o al menos, que se iba a mantener estable “pero los números se pusieron en su contra. Como esa empresa no se financia con la banca, no tienen los mismos controles que tendría un proyecto que deba rendir cuentas a los prestamistas”, ilustró el ejecutivo.
El lastre de los sancionados
Al problema de precios de su principal materia prima, la empresa también debe sumar otros de tipo técnico, aunque los que más pesan son los regulatorios, que pueden descarrilar toda la operación, en especial, cuando sus contrapartes son funcionarios sancionados por Estados Unidos, como el ministro Salvador Mansell, el gerente del Despacho de Carga, Rodolfo López Gutiérrez, y el presidente del Consejo de Dirección del Instituto Nicaragüense de Energía (INE), José Antonio Castañeda.
“El Departamento de Estado tiene una estrategia definida para sancionar las inversiones en telecomunicaciones, minería y energía. Parece que los de NFE sentían que estaban bien conectados, porque tenían el padrinazgo directo de Trump, así que ignoraron a la embajada [de Estados Unidos en Managua]. No se les acercaron, ni mucho menos”, dijo un consultor con experiencia en el campo de la atracción de inversiones.
En el informe al 31 de marzo de 2022, presentado ante la Comisión de Bolsa y Valores (SEC, por sus siglas en inglés), la empresa admite que “es posible que podamos invertir tiempo y capital en un proyecto que involucre a una contraparte que pueda ser objeto de sanciones”.
“Si alguna de nuestras contrapartes queda sujeta a sanciones como resultado de estas leyes y regulaciones, cambios a las mismas o de otra manera, podemos enfrentar una serie de problemas, que incluyen, entre otros, (i) tener que suspender nuestro desarrollo u operaciones de forma temporal o permanente, (ii) no poder recuperarnos antes”, añade el documento.
Finalmente, las fuentes no descartan que las dificultades técnicas también sean responsables del atraso que presenta el proyecto. El consultor citado antes, dijo que “efectivamente, hay problemas técnicos no resueltos con la conexión de la tubería de gas”, pero una fuente del ámbito profesional que presta servicios a empresas del sector eléctrico, dijo que “no parece que sea por la tubería de gas, porque no hay tubería. Es un problema con el descargue del gas, porque no hay gasoducto. Al menos, no veo obras por ahí”.
“Lo último que supe a través de una colega extranjera, es que efectivamente tuvieron un problema en el primer descargue del gas y se hundió la plana, (en referencia a la barcaza que transportaba el gas), por lo que encargaron una mejor estructura de descargue y están a la espera que se las entreguen”, añadió.
“Habría que ver si lograron montar la planta, porque si no está lista, la conversación es otra”, dijo el ejecutivo citado antes, indicando que toma de tres a cuatro años construirlas. “Lo que pasa es que en Nicaragua siempre decían que se iba a hacer relámpago, así que la explicación puede ser tan sencilla como que sobrevendieron el plazo para terminarla y ahora están ‘atrasados’, pero siempre se supo que esos plazos eran muy exagerados”, sentenció.
