Por primera vez desde 2012, Methanex pudo operar su planta de metanol en Punta Arenas durante los meses de junio y julio, algo impensado antes, ya que la producción local de gas natural escasamente alcanzaba para cubrir el peak estacional de consumo residencial y comercial en Magallanes, el que es abastecido por la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP).
De hecho, esta mayor disponibilidad del hidrocarburo, llevó a la estatal a ir un paso más allá y asegurar a la canadiense la entrega de gas a firme por un período más prolongado que los ocho meses -entre septiembre y abril- en que lo estaba haciendo hasta ahora.
Así quedó reflejado en el contrato que ayer firmaron ambas empresas y que considera un volumen total aproximado de 600 millones de metros cúbicos (m3) de gas natural por los próximos 22 meses, lo que equivale a un promedio diario de un millón de m3, volumen suficiente para hacer funcionar uno de los dos trenes que la norteamericana mantiene en el complejo magallánico.
Las condiciones comerciales del convenio están guardadas bajo siete llaves. A ninguna le conviene divulgar el precio convenido para el gas. En el caso de ENAP, cuyo incremento productivo, fruto de la agresiva inversión en exploración y producción en la zona, no sólo le permitió asegurar con gas propio el consumo regional por los próximos años, incluidos los peaks de consumo durante el invierno, sino que la tiene buscando nuevos clientes y mercados, ya sea en Argentina o en la zona centro-sur de Chile.
A la canadiense, que al segundo trimestre produjo 73 mil toneladas de metanol en Chile, mucho más de lo que tenían previsto, según informaron, tampoco le sirve que se sepa cuánto paga por el gas, pues al ser el insumo principal de su producto tiene una alta incidencia en su precio.
Pese a lo anterior, fuentes de ENAP comentaron que el precio convenido es atractivo para las dos partes.
Otro factor comercial que ninguna de las empresas estuvo dispuesta a confirmar es la existencia de una cláusula en virtud de la que Methanex daría vuelta la página y se abstendría de ejercer acciones legales por los más de 12 años de incumplimientos contractuales por parte de la petrolera, derivados del corte de gas argentino en 2004.
Pese al silencio, la postura de Methanex quedó plasmada en sus resultados a junio, donde informó un acuerdo por US$ 32 millones con Petrobras Argentina para terminar el contrato de gas entre ambas. Según datos de Methanex sus convenios con abastecedores en Argentina finalizan entre 2017 y 2025.
Posteriormente, en una conferencia con analistas el presidente y CEO de Methanex, John Floren, explicó que aunque estuvieron a punto de iniciar un arbitraje con la brasileña por esta situación, el interés de la empresa no es tener conflictos legales sino que acceder a suministro para poder producir metanol, razón por la cual aceptaron el avenimiento.
En la industria dicen que el criterio de la norteamericana respecto de ENAP sería el mismo.
Más allá de la región
“Como primer paso, hemos cumplido con el compromiso de asegurar el suministro en la región con producción propia; y ahora estamos en condiciones de colocar excedentes entre clientes que nos aseguren condiciones rentables”.
Con estas palabras el gerente general de ENAP, Marcelo Tokman, sintetizó el objetivo del denominado Plan Magallanes en aplicación desde abril pasado: revertir la crítica situación financiera de esa operación de la estatal, la que anualmente arrastra nada menos que US$ 300 millones de flujo negativo de caja.
Con la confirmación por parte del USGS de Estados Unidos de reservas de gas natural no convencional por 8,3 trillones de pies cúbicos (TCF), que alcanzan para cubrir por décadas el consumo regional e incluso el de otras zonas aledañas, sumado al apoyo de McKinsey, que le indicará como optimizar esas operaciones, la estatal se lanzó en un plan que para este año tiene la meta de alcanzar ahorros por US$ 15 millones y reducir el flujo de caja negativo a US$ 170 millones.
El análisis de McKinsey determinó la existencia de cinco zonas donde ENAP puede obtener esas eficiencias y de ellas en este momento la atención está centrada en la denominada glauconítica, que contiene las reservas mencionadas (ver mapa). Allí está asociada con la estadounidense Conoco Phillips, que podría invertir hasta US$ 100 millones para poner en producción el bloque Coirón.
Con las expectativas de este plan en mano, ENAP ya estudia si sus excedentes de gas podrían llegar a Argentina o si, bajo la figura de un swap, podrían llegar incluso a la zona centro sur del país, específicamente a la región del Biobío. Tampoco se descarta a priori la opción de construir una planta de licuefacción para llegar con GNL más hacia el norte del país.
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