Por Miguel Bermeo T.
“Nuestro Ebitda en los próximos años estará entre US$ 30 millones a US$ 60 millones aún sin contratos eléctricos”, así de claro quiere dejar Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, la situación futura de la empresa.
El mercado especula que la firma vivirá años complejos, ante el vencimiento de sus contratos de generación y sin poder cerrar con un proveedor de gas aún, Araneda dice que la firma está en buen pie para lo que viene: “GasAtacama no tiene pasivos. Tiene más de US$ 100 millones en caja y un Ebitda de US$ 60 millones por año”, asegura el ejecutivo.
Y aunque reconoce que los contratos que tenían con las mineras vencen este año, éstos dejaban poco margen para la compañía, pues se traspasó mucho de ello a las firmas que apoyaron a la generadora en la compleja situación que quedó tras la crisis del gas argentino.
Así, GasAtacama mira con esperanza lo que podrían conseguir desde 2016 en adelante con la entrada en funcionamiento de su terminal flotante de regasificación que esperan construir prontamente.
Mientras tanto, entre 2013 y 2016, la firma seguirá operando principalmente como una central de respaldo, a diésel y un poco de gas, dice Araneda. En todo caso, asegura que las ganancias no pararán, pues continuarán teniendo los ingresos que reciben por el uso del gaseoducto que tienen. “Tenemos otros flujos asociados al gaseoducto, pero obviamente tenemos la aspiración y posibilidad de ser un actor relevante, pero entendemos que debemos ser competitivos”, dijo Araneda.
Según el ejecutivo, en los próximos años el Ebitda caería a la mitad, en promedio, de los US$ 100 millones que tuvieron en 2011.
“El otro desafío es lograr un acuerdo de aquí a fin de año que se base en gas y permita generar una oferta de suministro y en la capacidad de regasificación a tarifas que sean muy cercanas al desarrollo del carbón”, cuenta el ejecutivo.
El futuro de la generadora
Con todo GasAtacama sigue poniendo sus fichas en el shale-gas (o gas de esquisto) descubierto en grandes cantidades en Estados Unidos y otras zonas del mundo, que -a su juicio- se ha convertido en la “panacea” para resolver gran parte de los problemas energéticos del país y un vehículo para reflotar como empresa. “Estas estructuras que contienen hidrocarburos en el mundo están presentes en muchos países (…). No sólo EE.UU. puede subir a más de cien años sus reservas de consumo (de gas), sino que en el caso sudamericano pueden ser 500 o mil años. Y cuando un recurso crece en esa magnitud, estamos ante un cambio estructural”, asegura Araneda sobre el impacto que podría tener el gas en la generación eléctrica en el mundo.
-Ante este posible escenario, ¿qué debería hacer Chile?
-Hace un enorme sentido buscar la forma a través de la cual se pueda acceder a gas proveniente de EE.UU. basado en este desarrollo del shale gas y que permita obtener gas a un precio razonable. Con ese gas será posible generar en Chile a precios competitivos con el carbón, quizás a un 10% más. La existencia de mayor generación a gas va a viabilizar la incorporación de más ERNC en un porcentaje importante. Y esa es la pretensión a la que aspira la mayoría de los chilenos. Esto puede ser una oportunidad extraordinaria a este momento que vivimos.
-¿Chile debería crear entonces una fuerza compradora de shale gas, como lo hace la Enap con el petróleo?
-Efectivamente, tiene sentido analizar a través de qué forma es posible materializar una compra conjunta o una compra de un paquete de energía, la que posteriormente vía licitaciones u otro mecanismo, podría ser asignada a desarrolladores de nuevas centrales que pudieran satisfacer estos importantes crecimiento de la demanda de nuestro país.
-Y esto ¿lo debería hacer la misma Enap o de otra forma?
-Hay que buscar la forma organizacional, comercial y legal que permita implementar un programa de este tipo de mejor manera. No tengo claro en qué medida estén hoy dadas las facultades requeridas para que, por ejemplo Enap, pueda materializar esto.
-¿A qué precio podría llegar a Chile?
-Hay que considerar que el costo del gas americano puesto acá, es el costo del gas, más aproximadamente US$ 5 por millón de BTU, a eso hay que sumarle el costo de regasificación. En esos valores está el fee que se paga a la planta que lo licúa de unos US$ 3,5, después el transporte que cuesta US$ 1,5 y la regasificación entre US$ 1 y US$ 2, dependiendo de los volúmenes. A precios actuales, podría llegar a US$ 10 por millón de BTU, hasta US$ 12. Y se proyecta que el gas en EE.UU. se mantendrá en rangos de US$ 5 y podría llegar a rangos de US$ 12 a Chile y eso permite tener centrales a gas competitivas con los costos de desarrollo del carbón –puede que sea 10% más-, pero hay que agregarle los costos de emisiones de CO2.
-Muchos críticos dicen que el shale gas no puede mirarse con seriedad, pues aún no hay permisos para exportar…
-Efectivamente, aún no se puede exportar en EE.UU., porque los terminales son para importar, con equipos de regasificación. Sin embargo, al menos 5 de estas plantas han solicitado las autorizaciones respectivas. Al menos 2 terminales obtuvieron las autorizaciones de exportar por 30 años, otras cinco más están en tramitación. Y hace cuatro semanas se entregó la autorización para construir una planta de exportación, incluyendo licuefacción, a Cheniere en la planta Sabine Pass. Entonces, las exportaciones partirán en 2016, porque estas obras deben concretarse.
-¿Por qué hay tanta crítica, no sólo de generadores, sino de consultores y expertos?
-Sería bueno ver cuáles son los consultores y qué grado de independencia tienen respecto de los generadores a carbón. Cuando vemos gran parte de los juicios críticos provienen de consultores contratados por empresas generadoras a carbón. Aquí hay que atenerse a hechos objetivos: las aprensiones que existían respecto del shale gas me parecen comprensibles, porque efectivamente se trata de un tema nuevo. Pero lo importante es que tengamos la capacidad de recoger las indicaciones objetivas que está dando EE.UU., al autorizar las exportaciones y ahora la construcción de un terminal licuofactor y exportador.
-¿El gobierno chileno le ha puesto énfasis suficiente al tema de las exploraciones en el sur?
-Me parece que es un muy importante desafío y oportunidad para Chile el invertir activamente recursos en prospectar si es efectivo o no que existirían reservas de shale gas en la zona austral de Chile. La EIA ha planteado que Chile podría tener reservas cercanas a 70 TCF (miles de millones de metros cúbicos) en la zona austral, pero señala que se trata de la inferencia; es decir, la supuesta extensión de esas capas rocosas verificadas en Argentina. Tiene un enorme sentido verificar si esas reservas existen.
Nuevos terminales
-Uds. anunciaron un terminal de regasificación y el gobierno mira la estructura de acceso a ellos ¿Hay poca competencia en el acceso?
-Lo que sucede en Chile es que en el momento en que se desarrollaron estos terminales no se estableció una regulación específica referente al acceso abierto y, por lo tanto, hoy es de resorte y resolución de cada compañía otorgar o no acceso a terceros a su infraestructura, bajo qué condiciones, etc. En ese sentido, hay un punto en donde a mi juicio, se produjo una importante equivocación en los dos gobiernos anteriores al no haber contemplado no haber tenido una visión de largo plazo en la materia, sino haberse enfocado en el problema de corto plazo y haber, efectivamente, construido una solución de corto plazo, lo que no contemplaba este aspecto. El tema clave que cambió estos diez años en el mundo, es que el valor presente de los combustibles usados en una central térmica es significativamente mayor al costo de capital de esa central, y desde el punto de vista de un país que es un importador neto, resulta esencial que dispone de infraestructura que permita acceso a aquellos proveedores del mundo que otorgan los términos más favorables de ese combustible. Por eso que no es un tema accesorio cuál es el régimen que aplica a los terminales. Ahora, al no existir ese marco legal, no es tan trivial resolverlo bien hoy.
-Pero GNL Mejillones y GNL Quintero dicen que tienen procesos abiertos…
-Puedo señalar que durante dos años hemos solicitado tarifas en tres oportunidades en diversas y que no hemos recibido una indicación clara sobre facultades para acceder y tarifas que alguien pueda considerar si quiera razonables. Por lo tanto, puedo señalar categóricamente que no hemos tenido acceso en términos aceptables a regasificación y eso admitimos está dentro de las facultades legales que hoy hay, porque no hay un marco que establezca un proceso claro y transparente en este ámbito. Son las facultades de cada compañía que los terminales más que ser concebidos como un servicio, son concebidos como un instrumento de diferenciación competitiva.
-¿Cuál sería la mejor fórmula de propiedad de un terminal que fuese competitivo para todos?
-Los terminales de recepción de combustible se parecen mucho con la infraestructura de transmisión, deberían ser un servicio. Deberían permitir el aprovechamiento pleno de las economías de escala que tiene estos terminales.
Eso implica que mientras más grande, más cae la tarifa...
-¿Sin integración vertical entonces?
-Claro. Entonces hay aspectos que dicen relación con integración en la propiedad, frente a proveedores de los combustibles y frente a grandes usuarios también. Eso podría ser un marco a considerar en el futuro frente a los terminales.
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