El ambiente que existe entre los actores energéticos a nivel local se está complicando, o por lo menos, todo apunta en ese sentido.

La razón, la conveniencia de contar o no con suministro de gas natural licuado (gnl), o mejor dicho, el costo que están dispuestas a pagar las empresas por tener una alternativa de abastecimiento al “inseguro” gas natural argentino. Inestabilidad que lleva dos años en el mercado y, que de paso, ya fue interiorizada por el sector eléctrico tanto en su operación como en precios, los que se han elevado más de 20% -para los clientes regulados- desde el inicio de la crisis a fines de marzo de 2004.

La polarización de los diferentes operadores se hizo evidente el pasado miércoles durante la firma de la letter agreement entre parte del pool de Consumidores (Enap, Endesa Chile y Metrogas) y la inglesa British Gas (BG Group), ya que a la ceremonia no asistieron los “disidentes” del grupo, las generadoras Colbún y AES Gener, quienes se marginaron momentáneamente del proceso.

A estos últimos, se sumó Suez Energy, multinacional que quería llevarse la licitación del terminal de gas, y que ahora, tras quedar fuera del negocio, estará empeñada en desarrollar el proyecto fast track y adelantar, de esta manera, la llegada del hidrocarburo para 2007, fecha en la que debió comenzar a operar el proyecto encomendado a Enap, según aseguró el propio Presidente de la República Ricardo Lagos en mayo de 2004.

La iniciativa de la franco-belga podría viabilizarse, nada menos, que con los requerimiento de estas últimas dos eléctricas (sus centrales de gas consumen cerca de siete millones de m3/día en conjunto), siempre y cuando, accedan a las condiciones de Suez, la que prevé traer gas bajo la modalidad de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (Floating Storage and Regasification Unit o FSRU) sólo hasta 2009, fecha en la que la oferta y demanda eléctrica ya no estará tan ajustada, y coincidencia o no, cuando se espera comience a operar la planta regasificadora.

Pese a esto, al menos está claro que la llegada del primer barco con gnl a la bahía de Quintero, V Región, diversificará sí o sí la matriz energética, dejando el Sistema Interconectado Central (SIC) de depender del suministro transandino, pero obviamente a un mayor costo, el que será finalmente asumido por los consumidores, tanto del sector eléctrico como el de las distribuidoras de gas de la
V y Región Metropolitana.

Negocio Millonario

El tema no es menor, si por ejemplo, se tiene en cuenta que de cerrar Enap, Endesa Chile y Metrogas el acuerdo con la inglesa BG Group a los actuales precios del gnl, los que están en US mil millones Btu, implicaría para los operadores pagar US,5 mil millones Btu más que lo que cuesta actualmente el gas argentino.

A su vez, en la modelación que realiza cada seis meses la Comisión Nacional de Energía (CNE) para fijar el precio de nudo -valor que representa el 50% de las cuentas de luz- esta deberá incluir el nuevo dato, o mejor dicho, corregirlo. Esto, porque en las últimas fijaciones la CNE ya había trabajado con un valor tentativo, pero de US mil millones Btu, cifra sustancialmente más baja que los US mil millones Btu. Motivo por el cual, las cuentas de luz volvería a subir en una nueva fijación.

Pero eso no es todo. Según ejecutivos del sector, la idea de BG Group es cerrar un acuerdo por 20 años, amarrando de paso, un precio y la exclusividad de suministrar el hidrocarburo al mercado local, a diferencia de la opción de largo plazo, que planteó Suez, que dejaba abierta la posibilidad de suscribir los contratos de suministro con cualquier operador.

De resultar exitosas las conversaciones que mantiene de manera exclusiva la inglesa con parte del pool le significaría a la multinacional un negocio “redondo”, sobre todo, si se considera el precio de US mil millones Btu.

Es más, British Gas de operar un terminal que suministre sólo 5 millones de m3/día (cifra que serviría para abastecer tres de los seis ciclos combinado que operan en la zona central o la demanda de las distribuidoras de gas) bajo las actuales condiciones, facturaría nada menos que US50 millones al año, monto que se elevaría a US15 millones si la capacidad asciende a ocho millones de m3/día y a US00 millones si alcanza los diez millones de m3/día.

Por ello, no extrañan las razones que dio Colbún para marginarse momentáneamente de la firma del acuerdo, tras sostener que “como parte de un proceso interno de toma de decisiones, la compañía seguirá estudiando algunos aspectos importantes de la propuesta de BG. Por otra parte, Colbún seguirá participando en el pool y observará la evolución de los contratos finales relacionados con el suministro de gas y la construcción del terminal.”

Intereses

Enrique Dávila, gerente general de Enap, sostuvo, minutos antes de suscribir la carta de entendimiento, una frase significativa: “estamos firmando, Endesa Chile, Metrogas y Enap, las mismas empresas que dieron el primer impulso al proyecto” el siete de abril de 2005, declaración que quizás pasó desapercibida la semana pasada, pero que a estas alturas, da cuenta de la disputa o intereses contrapuestos que existen al interior del pool respecto a la oferta recibida por parte de BG Group.

Más allá del tema precio, considerando que tanto la alternativa de la inglesa como la de Suez Energy fijan como referencia el índice Henry Hub, que desde febrero del año pasado no cae de los US mil millones Btu, la pregunta que surge en el sector es por qué Enap, Endesa Chile y Metrogas suscribieron un acuerdo sin tener aún definido los detalles medulares del proyecto.

De hecho, el propio gerente general de la sociedad gestora de la iniciativa, Antonio Bacigalupo, precisó que la ingeniería de detalle se inició a partir del miércoles pasado, agregando que “es un proceso largo, es una planta compleja que requiere de ingeniería detallada, y estas se van a desarrollar a lo largo de este año. El plazo para el cierre de la negociación exclusiva va a depender de la definición técnica del terminal, el muelle, la planta de regasificación, los estanques de almacenamiento y los términos comerciales de los contratos.”

¿Pero qué hay detrás de todo? A juicio de Synex Ingenieros Consultores “a los precios actuales puede que el proyecto convenga a Enap y Metrogas”, pero no para emprender nuevos desarrollos eléctricos.

Y esto no deja de tener sentido. La petrolera estatal requiere de 1,5 millón de m3/día de suministro de gas a partir de 2007, con el objeto de abastecer sus operaciones de refinación, para lo cual no cuenta con contratos de abastecimiento.

En el caso de la distribuidora de la Región Metropolitana, esta requiere respaldar su suministro sí o sí, independiente al tema costo, ya que este lo traspasaría de manera directa a usuarios residenciales, comerciales e industriales, corriendo el riesgo, sin embargo, de perder clientes que opten por gas licuado.

Según ejecutivos del sector ambos consumos, el de Enap y Metrogas, serían suficientes para viabilizar el proyecto, ya que sumarían más de cinco millones de m3/día. Esto, considerando que la petrolera también representa en el pool, a las distribuidoras de la V Región, Energas y GasValpo.

En el caso de Endesa Chile -filial del holding Enersis-, y según comentaron fuentes del sector, esta simplemente utilizaría “cupos” o “compras a futuro” que realizó la matriz del conglomerado, Endesa España, razón por la que no le interesaría demasiado el tema precio, además, sólo requiere de 1,8 millón de m3/día para poner en operación San Isidro II, unidad que comenzará a inyectar energía al SIC a partir de 2007, pero en ciclo abierto y con diésel.

¿Alternativa?

Bajo este escenario, surgen aún más dudas.
A juicio de un alto ejecutivo de una empresa eléctrica, el mercado chileno del gas natural no será nunca un hubo en la región, por lo que un terminal regasificador de las magnitudes que se está pensando sería “demasiado”, además, agregó que el crecimiento del consumo de gas tampoco justifica una alternativa de este tipo.

De hecho, un analista detalló que el terminal que lidera Enap debería ser de respaldo para los contratos que vencen a partir de 2010 y 2013, razón que da para esperar un tiempo más y negociar mejores precios.

Sin embargo, Rafael Mateo, gerente general de Endesa Chile, al ser consultado si el gnl será competitivo respecto a otros recursos energéticos, como el carbón, señaló que “dado que tenemos una alza del consumo importante en el país, como consecuencia de un crecimiento económico, y que la demanda energética crece, sin duda, va a ser necesario no sólo gnl sino que otras fuentes de suministro adicionales, pero creo que habrá espacio para todo”.

Pese a que es un hecho que contar con alternativas de suministro es positivo, en el sector eléctrico concuerdan en sostener que existen alternativas más económicas para el desarrollo futuro del SIC. Es más, según datos de la consultora liderada por la ex secretaria ejecutiva de la CNE, María Isabel González, Energética, el costo medio de una central en base a gnl alcanza los US,5 a US KW/h, cifra que contrasta con la que cuesta una con gas argentino que bordea los US,2 KW/h y la de una carbonera, que demanda US,7 KW/h.

Manlio Alessi, gerente general de Suez Energy Andino, a mediados de enero sostuvo que si bien la idea de llevar adelante el terminal era una decisión estratégicamente “lógica para Chile”, aseguró que suscribir un contrato de largo plazo de gnl -tal como estipula el acuerdo con BG Group- tiene una serie de inconvenientes.

En primer lugar destacó que las actuales condiciones internacionales aseguran precios altos, lo que pondría a “Chile en una situación desventajosa para renegociar contratos de gas existentes (precio del gas cercano a los US mil millones Btu) o nuevos contratos con países vecinos”.

A lo anterior, en el mercado se preguntan qué sucede si Enap, Endesa Chile y Metrogas firman un contrato con BG Group a US mil millones Btu y dos años más tarde, Perú comienza a exportar el gas de Camisea a un valor mucho más bajo. Es más, uno de los ejecutivos que participó en el proceso y que finalmente desistió de presentar una oferta, aseguró que con los actuales precios del gnl simplemente se hace inviable el proyecto y no hay vuelta atrás.

Pero esto no terminó la semana pasada con la firma del acuerdo, ya que Colbún y AES Gener tienen plazo hasta el 31 de marzo para suscribir la carta de entendimiento, o simplemente, adherirse a la alternativa de corto plazo de Suez y lograr respaldar la operación de sus ciclos combinados hasta 2009, cuando la oferta y demanda eléctrica estará menos ajustada, debido al ingreso de centrales hídricas y térmicas por 702MW, las que ya se encuentran en construcción y que corresponden a las hídricas Quilleco (70MW), Hornitos (55MW), Chiburgo (20MW), La Higuera (155 MW), Palmucho (32MW) y San Isidro II (370MW).
Fuente: Estrategia.