El Gas Natural Licuado está 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.

 

  • 27 mayo, 2009


El Gas Natural Licuado está 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.

 

 

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.

 

Vea un video explicativo del proyecto aquí.

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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Vásquez añade otro punto: “el sistema propuesto por GNL Quintero obliga a las empresas a comprar –en agosto de cada año– una cantidad determinada de GNL, comprometiéndose para todo el año siguiente. Si por las condiciones hidrológicas la generación con dicho combustible no es necesaria, las empresas deberán de todas formas pagarlo y recibirlo. Como no pueden almacenar el gas natural, las plantas estarían obligadas a generar con GNL, emitiendo gases contaminantes de manera constante durante todo el año”.

¿Cambio voluntario?

En este contexto es que decidió intervenir el gobierno, principalmente a través de la ministra de Medio Ambiente, Ana Lya Uriarte. “Aquí no hay lugar a ambigüedades pues, apenas esta planta esté funcionando, no existirá razón alguna que justifique ni ética ni legalmente la no utilización del gas natural”, dijo en el marco de una visita de inspección a las obras en Quintero. Enfatizando el beneficio que el nuevo combustible trae en materia de descontaminación, Uriarte recordó que las industrias “dejaron de operar con el gas natural cuando no tuvimos suministro desde Argentina, pero hoy el gas natural vuelve”.

Para tener en cuenta…

• El GNL es gas natural en estado líquido que ha sido comprimido en alrededor de 600 veces, a una temperatura en torno a los 160 grados bajo cero.

• En el mundo existen 28 plantas de licuefacción (que transforman gas natural a GNL); la mayor parte, en Asia y Africa.

• Para reconvertir el GNL a gas natural existen otras 49 plantas, llamadas de regasificación, las que durante este año subirán a 60.
• Unos 220 buques, de entre 120.000 y 260.000 metros cúbicos, trasladan el GNL por los océanos del planeta.

• La planta de Quintero es la única de regasificación que se ha construido en el hemisferio sur.

• Un barco de 135.000 m3 permite alimentar el consumo de la central Nueva Renca (1.750.000 m3/día) durante 47 días.

 

La presión sobre las industrias quedó sobre la mesa, aunque a nivel gremial advierten que si las empresas están cumpliendo con los niveles de emisión que tienen autorizados, entonces no hay manera de conminarlas a funcionar con suministros más costosos.

En el caso de las eléctricas, el planteamiento de la ministra llamó la atención porque –según dicen– hasta hace dos meses trabajaban con la idea de que los consumidores distintos a los socios del pool podrían consumir GNL mediante compras en el mercado spot a contar de 2010. En cambio, Uriarte planteó que las adquisiciones deben comenzar desde ya: “el llamado es a todas las empresas, eléctricas e industrias que tienen resolución de calificación ambiental que les obliga a funcionar a gas natural y que han estado utilizando petróleo y petróleo diésel, única y exclusivamente porque no había suministro de gas natural. Eso se terminó. Para agosto habrá gas natural y es hora de celebrar los contratos y de ponerse al día”. Como si fuera poco, anunció sanciones para quienes no cumplan e, incluso, deslizó la idea de retirarles el permiso de operación.

El gerente general de Lipigas, Angel Mafuchi, dice que no es del todo entendible que se obligue a distintos tipos de empresas a producir con GNL, si los otros combustibles, como el gas licuado de petróleo (GNP) que están utilizando, cumplen de igual forma con la norma de emisión que les fue autorizada al inicio de sus operaciones y, en muchos casos, a un costo muy menor. Incluso, con hasta 5% de diferencia en precios respecto al GNL, asegura.

En Nueva Renca se defienden indicando que al operar con diésel y gas licuado de petróleo el complejo ha estado cumpliendo con las emisiones autorizadas. A nivel global, las eléctricas plantean que no pueden enfrentar de un momento a otro las adecuaciones técnicas que requieren las plantas generadoras para operar en base a GNL, y que ello podría tomar varios meses en pruebas y recursos que algunos expertos sitúan entre uno y seis millones de dólares por unidad transformada, ya que en la práctica –aunque el GNL es gas natural– su composición química varía dependiendo del lugar de donde provenga.

No obstante, en Enap afirman que las pruebas que requieren las generadoras no son necesarias, pues están disponibles todas las particularidades del GNL que se importará, con las que podrían consultar su viabilidad técnica directamente con los proveedores de turbinas (en su mayoría, Siemens, Mitsubishi o General Electric).

El verdadero impacto

¿Qué tan importante será, a final de cuentas, la llegada del GNL a Chile? “Lo que hoy ganamos es la seguridad a todo evento, puesto que podremos acceder al mismo combustible (comparable al gas natural argentino) pero de cualquier lugar del mundo, lo que supone un abastecimiento permanente. Ya no estaremos sujetos a que por resoluciones administrativas tomadas por un gobierno determinado se nos cierre la llave del gas”, reconoce el secretario ejecutivo de la Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN Chile), Carlos Cortés.

En la misma línea, interviene al ministro de Energía, Marcelo Tokman: “la llegada del GNL es, sin duda, un avance notable en la búsqueda de mayores grados de seguridad para nuestra matriz energética. Todos saben el costo que ha tenido y la vulnerabilidad a la que nos hemos visto expuestos por tener un solo proveedor de gas natural. Eso cambia con la llegada del GNL, puesto que tendremos esta alternativa para poder suministrar a las instalaciones e inversiones que se hicieron para operar con gas natural –el que hoy, prácticamente, no estaba disponible– y a eventuales nuevas inversiones que se hagan para funcionar con este combustible”.

Bien. Pero también es claro al sostener que más allá de la sustitución natural, todo lo que ocurra con el GNL dependerá de las condiciones de mercado en que llegue al país; es decir, de los precios finales. Ello se complementará con otros elementos que influyen en la producción energética, como las condiciones hidrológicas de cada año.

Para el consultor y ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Sebastián Bernstein, no cabe ninguna duda de que el GNL tendrá un impacto muy menor y distinto al que en su momento tuvo el gas natural argentino sobre la matriz energética y sus precios. “No va a ocurrir que el GNL esté detrás del 20% o más de generación eléctrica que tuvo en su mejor época el gas argentino. Hay que pensar que los precios de ese insumo, incluido el transporte, fueron en el mejor momento en torno a los 2,5 dólares por millón de BTU y el GNL, a los precios actuales, incluyendo la regasificación, estará en alrededor de 10
dólares. Entonces, es muy distinto el panorama”, explica.

Es más, un ex ejecutivo del área dice que en el futuro próximo el consumo de GNL será aún menor en la medida que se incorporen las cerca de diez centrales a carbón que están aprobadas y en construcción. Como operar con carbón costará menos de la mitad de hacerlo con GNL, es entendible el camino que han seguido varias eléctricas, sobre todo Colbún, como forma de respaldo para su crecimiento futuro. Los defensores de esta alternativa dicen que ahora los sistemas son mucho más limpios que en el pasado.
Al interior de las empresas que componen el pool de inversionistas que desarro-llaron la planta de Quintero piensan que en el corto plazo la presión internacional por disminuir los gases de efecto invernadero terminará por propiciar desde el gobierno propuestas que eleven la carga tributaria a los combustibles que contaminen más. Si pasa eso, el GNL se volverá más competitivo, aunque no necesariamente más popular para una opinión pública que vería elevarse el valor de la energía. O sea, un dilema difícil de resolver. Y todo, a propósito de un anuncio de comienzos de mayo de 2004.

 

 

 

 

Los gasoductos virtuales
Una de las formas en que el GNL puede elevar su utilización en el país viene principalmente asociada al consumo de las personas. En Gasco, uno de los accionistas principales de Metrogas, lo tienen claro y por eso estudian la factibilidad de desarrollar un proyecto que funcione con camiones y estaciones de servicio similares a las que conocemos hoy en día, pero que cumplan el papel de transformar el GNL en gas natural. Lo mismo que la planta de Quintero, pero a escala menor.

El gerente general de Gasco, Gerardo Cood, cuenta que están analizando la viabilidad técnica de transportar GNL directamente a través de camiones en un espacio de mil kilómetros hacia el norte o el sur de la planta de Quintero. La inversión sería cuantiosa. Sólo en camiones que hagan de “gasoductos virtuales” necesitaría unos 300 mil dólares por cada unidad y, por lo menos, unas 20 ó 30 de éstas para poner en marcha inicial la iniciativa.

Dice que en los países que utilizan GNL su uso está avanzando muy rápidamente en el funcionamiento de vehículos de todo tipo -transporte terrestre de carga y pasajeros-, lo que supone que en Chile podría también ocurrir en el mediano plazo. Por eso, ya han visitado y visto con sus propios ojos lo que está ocurriendo en Asia, Estados Unidos y Australia.

Varias otras empresas están también analizando opciones de uso de GNL para nuevos negocios. Lo que ha trascendido es que hay operadores como Lipigas que estarían mirando con atención la oportunidad de entrar a la distribución de gas natural en áreas como la Octava Región, donde hoy compiten Innergy (filial de Gasco) y la italiana Intergas.

Enap ha dicho que también está interesada en levantar un ducto para llevar gas a la Octava Región y, particularmente, a su refinería en Talcahuano. Como la inversión es costosa, también está comenzando a explorar la viabilidad de enviar suministro por tierra, por lo que está considerando licitar antes de fin de año el transporte a privados. Por lo pronto, en Quintero ya se comenzaron a hacer estudios para la construcción de un patio de carga de camiones que costaría del orden de 17 millones de dólares.

 

 

Paso a paso

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El terminal de regasificación de Quintero incluye un muelle de 1.600 metros de largo (1), al que arriban los barcos que traen el GNL. El vaciamiento de su contenido en etapa de funcionamiento normal tardará un poco más de 12 horas.

Tras descargar, el GNL pasa a almacenarse en tres estanques (2), cuya capacidad suma 334.000 metros cúbicos, donde permanecen a una temperatura de -160º Celsius. En la etapa que parte en junio, sólo el más pequeño de ellos estará operativo.

La tercera etapa incluye el paso del GNL a través de vaporizadores (3), que lo someten a temperaturas mayores, para transformarlo en gas natural. Estos instrumentos tienen una capacidad de producción continua de 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Por último, el gas natural resultante es dispuesto en una cañería (4) que conecta con las redes de Electrogas, dueña del gasoducto, que lo envía a la Quinta Región y Santiago.

En esta fotografía, las líneas naranjas muestran el movimiento del GNL en el terminal, mientras que la celeste, el viaje del gas natural una vez reconvertido. La línea interlineada naranja corresponde a la segunda etapa de operación de la planta, que partirá a mediados de 2010.

 

 

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