Reportajes y Entrevistas
GNL. Negocio Inflamable

Artículo correspondiente al número 253 (29 de mayo al 11 de junio de 2009)

 

El Gas Natural Licuado esta próximo a desembarcar en la flamante planta de Quintero, transformando en realidad esa promesa de un abastecimiento más seguro e independiente del veleidoso suministro argentino. Pero su llegada no esta exenta de problemas: Enap quiere vender el excedente de GNL para no comprometer su recuperacion financiera. La idea genera rechazo entre los socios del proyecto, mientras los eventuales compradores dicen que el precio no es competitivo. En este contexto, interviene el gobierno: o compran o quedan en duda sus permisos ambientales. ¿Arde el GNL? Por Cristian Rivas Neira.

 

Al interior de la Enap la noticia sorprendió casi a todos. Avanzaba la tarde del 6 de mayo de 2004 y el entonces presidente Ricardo Lagos anunciaba por cadena nacional que la petrolera estatal lideraría la construcción de un terminal de regasificación de gas natural licuado (GNL).

 

 

Pocos estaban lo suficientemente familiarizados con el concepto en Chile. Tampoco en la compañía tenían una idea muy clara de cómo desarrollarían la iniciativa. Pero desde la óptica política –con el corte del suministro de gas desde Argentina y la amenaza de desabastecimiento ocupando las portadas de los periódicos– urgía concretar algún anuncio que permitiera calmar los ánimos y, a la vez, sirviera de “mensaje” al gobierno trasandino.

Como órdenes son órdenes, a los ejecutivos de la estatal no les quedó más alternativa que ponerse las pilas y echar a andar una inversión que inicialmente se estimó en unos 400 millones de dólares, pero que con el paso del tiempo finalmente se triplicó.
Han transcurrido cinco años desde el anuncio y, tras varios retrasos, el proyecto está a punto de iniciar sus operaciones. Si todo sale como está planificado, hacia fines de junio llegará a la planta de Quintero el primer barco con GNL proveniente de Trinidad y Tobago, y ya en julio, los socios de la iniciativa –Endesa, Metrogas y Enap– contarán cada uno con cerca de 2 millones de metros cúbicos de ese combustible para utilizar en sus respectivos negocios.

El mercado del GNL El representante de BC Group en Chile, Diego Hollweck, advierte que el mercado del GNL es nuevo en el mundo, ya que su viabilidad comercial es un fenómeno que partió recién a mediados de los 90. Antes, el proceso de enfriamiento para su transporte era muy alto, condición que cambió cuando descendió el precio de las tecnologías y subió el valor de los otros combustibles. A nivel mundial existen varios indicadores de precios de GNL. El más reconocido es el Henry Hub, utilizado en el mercado norteamericano, pero también hay indicadores importantes en Europa y Asia, donde su uso se ha masificado más rápidamente. El precio al que el GNL llegará finalmente a puerto chileno conjuga el movimiento de varios de estos índices más su transporte. Hollweck dice que los precios del GNL se han movido de manera muy volátil en el último tiempo, en un rango de entre 4 y 14 dólares el millón de BTU, en línea con el petróleo.

Hasta aquí, la historia da para pasar directo al salón de la fama de los proyectos más destacados de los últimos veinte años. Además de la inversión –en torno a los 1.300 millones de dólares– sobresale lo emblemático del momento: ad portas del bicentenario de la República, el país logra también la tan anhelada “independencia” energética desde Argentina, y los hogares –junto a todo tipo de industrias– podrán contar con gas a precios competitivos y con menor impacto en el medioambiente.

Pero la moneda tiene dos caras. En la etapa inicial, los tres socios están comprometidos a comprar cerca de 2 millones de metros cúbicos diarios de GNL cada uno, en un contrato a 21 años plazo que cerraron con la inglesa British Gas (BG Group), la que también asumió parte de la inversión del terminal en Quintero, con el 40% de la propiedad. Como por ahora no hay tanta demanda, todos dan por sentado que será muy difícil alcanzar la capacidad de 10 millones de metros cúbicos con que fue construido el puerto de regasificación en Chile.

Así, la proximidad del GNL ha dejado en evidencia una negociación compleja y difícil de manejar: ¿qué harán los socios con los excedentes? La idea de Enap es venderlos a terceros, como podrían ser las eléctricas que no participaron de la inversión (AES Gener y Colbún). Pero éstas no se muestran muy dispuestas a tomarlos, porque –dicen– el precio al que se les ofrecen dista bastante del internacional y no les resulta conveniente para operar sus centrales térmicas. En especial, la diferencia se centra en el costo de regasificación (o sea, la operación de volver a convertir en gas lo que el barco descarga como líquido), el cual es fijado por la nueva empresa.

A la luz de los hechos, el análisis que hacen ahora los expertos es simple: para viabilizar el proyecto –y el alto costo que involucraba– se comprometieron niveles de demanda superiores a los requerimientos y ello sería evidente en el caso de Enap y sus necesidades para las refinerías de Concón y Talcahuano. En ellas utilizaría poco más de un millón de metros cúbicos de GNL, pero el contrato inicial, al igual que el de los otros socios en el pool, considera un total cercano a los dos millones de metros cúbicos.

Entonces, si Enap no vende su gas restante, corre el riesgo de asumir nuevas pérdidas, justo en medio de un proceso de reordenamiento financiero que ha permitido a su nuevo gerente, Rodrigo Azócar, presentar auspiciosos números al primer trimestre (después de los 1.000 millones de dólares en pérdidas registrados el año pasado, precisamente por tener que cargar –entre otras cosas– con un sobrestock de petróleo comprado a altos precios).

Las eléctricas que sí se involucraron desde el comienzo con el proyecto –y que no se bajaron en el camino– no se muestran muy favorables a vender estos excedentes. Dicen que, como mínimo, los eventuales compradores deberían pagar un sobreprecio por no haber asumido el costo inicial de la inversión. Azócar se defendió hace algunos días señalando que –según los contratos– la firma no tiene limitaciones de ningún tipo para vender en el valor que estime conveniente, y no dudó en señalar que sigue buscando interesados en su gas.

 

La ministra de Medioambiente, Ana Lya Uriarte, visitó las instalaciones de Quintero junto a los gerentes generales de GNL Quintero y Enap, Antonio Bacigalupo y Rodrigo Azócar, respectivamente. La secretaria de Estado recalcó que las industrias y eléctricas que dejaron de usar gas natural en el pasado deberán volver a utilizarlo en el corto plazo.

 

Cuestion de precios


Pero la oposición de los socios no es el único escollo que debe sortear Enap. Porque resulta que a los eventuales compradores tampoco les apasiona la idea de abastecerse con GNL. ¿La razón? El precio.

Colbún y Aes Gener lo consideran aún muy alto. Y peor aún, dicen que el hecho de que se les obligue a utilizarlo en forma diaria –a diferencia de los contratos antiguos con Argentina, que les daban un plazo de varios meses– no les hace ningún sentido para sus respectivos negocios.

En líneas generales, acusan que se les está cobrando por el GNL un valor que duplica el precio que reconoce la misma Endesa en sus últimos informes al CDEC. El propio Rafael Mateo, gerente general de la eléctrica, reconoció que el GNL estaría llegando en torno a los 6 dólares el millón de BTU (medida estándar para este combustible en el mundo), a lo que se tendría que sumar el costo por regasificarlo, que le agregaría poco más de un dólar a ese precio. Según la contraparte, Enap estaría ofreciendo el gas a más de 10 dólares el millón de BTU (una cifra que la estatal niega).

Lo peor de todo, asegura el gerente general de Aes Gener, Felipe Cerón, es que la cantidad que se les quiere vender en esta primera etapa no alcanza para cubrir la necesidad de una central como Nueva Renca –por lejos, la más cuestionada al operar con diésel dentro de la cuenca de Santiago–, que consumiría cerca de 1,7 millón de metros cúbicos diarios, mientras que la oferta de Enap no supera los 800 mil metros cúbicos. Este volumen, dice, les haría funcionar a media potencia, con costos todavía más altos que lo normal.

Para rematar, como el sistema eléctrico funciona en base a las unidades más eficientes de producción, las centrales a GNL entrarían a operar después de las hidroeléctricas y las unidades a carbón, funcionando en la práctica como combustible de respaldo en caso de sequía o demandas adicionales de energía. A los precios actuales, producir energía con agua tiene un costo marginal igual a cero, mientras que con carbón ese costo sube a 40 dólares MW/hora y con GNL o diésel se ubica en torno a los 90 MW/hora.

“En el corto plazo, para que el GNL sea un combustible eficiente ambiental y económicamente, es importante lograr condiciones de compra más flexibles”, indica desde Colbún el gerente de Negocios y Gestión de energía, Juan Eduardo Vásquez. Cerón agrega que “dicha flexibilidad no la dan los contratos de GNL que actualmente se están ofreciendo: con un take or pay diario y sin seguridad de suministro. Esto implicaría pagar diariamente por GNL, aun cuando la planta no sea requerida por el sistema o no esté disponible por razones técnicas”.

 

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