Hasta hace poco parecía imposible que el shale gas pudiera llegar a Chile. Cuando esta revolucionaria tecnología comenzó a explotarse en forma masiva, hace cerca de  cuatro años en Estados Unidos, no se proyectó su actual boom, ni tampoco las opciones de comercializarlo hacia otras naciones.

Con la industria funcionando a full en el país del norte, tanto Chile como otras naciones del mundo comenzaron a analizar la opción de importarlo. Y ya se están moviendo las primeras piezas.

El bajo precio al cual se transa el shale en Estados Unidos -cuya unidad de medición se conoce como Henry Hub y que se ubica en torno a los US$ 2,2 por millón de BTU (British Thermal Unit, unidad de medición de energía que se usa en gas)-  es la razón fundamental de que ese país se esté preparando para exportar a otros mercados. En esta carrera por obtener los primeros contratos se encuentra Chile. La otra opción para acceder a este nuevo tipo de gas es la explotación de reservas locales, que al menos demorarían 10 años en llegar a  Sudamérica.

En la actualidad hay al menos tres intentos de empresas privadas de contar con gas natural más barato en Chile. El primero y más avanzado lo lidera GasAtacama,  el segundo lo evalúa Colbún y el tercero se obtendría a través de una licitación hecha por GNL Chile, comercializadora del GNL de Quintero. De prosperar estas iniciativas, este combustible podría comenzar a llegar al país a partir de 2017.

El empuje de la minería

La llegada del shale gas sólo será posible de la mano de la minería, sector que necesita disminuir los costos en energía, disparados por la excesiva dependencia de diésel y carbón ante la poca disponibilidad de agua en un año seco. A su vez, es la única industria que por volumen puede viabilizar la llegada de gas a precios más competitivos. Hoy consumen cerca de un tercio de la energía de los dos sistemas interconectados, por lo que están presionando para que los terminales de GNL existentes en Chile (Mejillones y Quintero) abran sus instalaciones a terceros y suscriban  contratos de gas a menor precio.

“El negocio de los terminales de GNL tiene que prestar el servicio de almacenaje  y regasificación y no el de marginar sobre el precio del gas”, asegura el presidente ejecutivo de Codelco, Diego Hernández. “Para esto se necesita que los terminales de GNL sean abiertos  y tengan las rentabilidades de ese tipo de inversión y no se usen para especular sobre los precios del producto”.

 La estatal además es socia en el terminal de Mejillones y realizó una consulta, que fue rechazada a mediados de abril, ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), sobre la negociación de los nuevos contratos.

Los pasos necesarios

El shale no era exportable por Estados Unidos hasta hace unas semanas. Y aunque técnicamente eso no ha cambiado, ya hay dueños de terminales de GNL que, motivados por la alta disponibilidad de este gas y la necesidad de exportar por su bajo precio, solicitaron y obtuvieron las primeras autorizaciones para venderlo.

Se trata, hasta la fecha, de  dos puertos en el Golfo de México, Cheniere LNG Terminal y Freeport LNG Terminal. Se estima que al menos otros seis más irían por esa vía en el futuro. 

Antes de exportar, sin embargo,  ellos deben reconvertir sus terminales de regasificadores a licuefactores: cuando se instalaron lo hicieron en el supuesto de que EE.UU. no tenía más gas y debía dedicarse a importar.

Ahora, se calcula que las  inversiones para la reconversión de los terminales oscilarán entre US$ 5.000 millones y US$ 9.000 millones y no estarán listos antes del año 2016 ó 2017.

Para solventar esas cuantiosas inversiones, las empresas requieren asegurar que los comercializadores demandarán enormes cantidades de gas. El puerto de Cheniere, que cuenta incluso con los permisos ambientales para la reconversión, y ya cerró contratos a gran escala con cuatro empresas -dos estatales, una de India y otra coreana- y con dos traders y productores, BG (ex British Gas, presente en parte de la propiedad de GNL Quintero) y la española Gas Natural.

Esto dificulta las opciones de acceso de países como Chile, obligándolo a garantizar un gran consumo. Es por esto que la minería juega un rol clave.

El esfuerzo local

Esta semana, Rudolf Araneda, gerente general de Gas Atacama, anunció que la firma presentó un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para obtener los permisos para instalar un terminal de recepción, almacenamiento y regasificación flotante (FSRU por sus siglas en inglés). Para ello invertirá US$ 300 millones en un barco que -si bien se puede mover- permanecería estable en las costas de la Región de Antofagasta regasificando el gas que llegaría licuado desde Estados Unidos.

GasAtacama es una generadora de electricidad ubicada al norte de Mejillones en la Región de Antofagasta, cuya propiedad es un 50% de Endesa y 50% de Southern Cross. Con capacidad de 740 MW en ciclo combinado gas- diésel estuvo a punto de quebrar en 2008 por no contar con el combustible. Su gerente general fue el principal impulsor del GNL Mejillones al gestionar la participación de las mineras en el terminal operado hoy por GDF Suez. Las empresas mineras financiaron el proyecto por dos vías para que el norte no cayera en blackout: Codelco invirtió en el terminal y pagaron por el suministro futuro  por medio de contratos de consumo. Ahí participaron BHP Billiton, Collahuasi, El Abra y Codelco. 

Estas empresas hoy están en pugna con GDF Suez, operadora de GNL Mejillones, por la definición de uso del terminal, precisamente para lograr que traiga gas contratado por las mineras en forma directa. Fuentes del sector señalan que al abrirse esa opción, GasAtacama intentó participar, lo que trabó el proceso por ser un competidor directo de GDF Suez.

“En EE.UU. el gas es el único recurso que ha disminuido su precio y nosotros no hemos podido tener acceso a esa ventaja”, dice Diego Hernández, presidente ejecutivo de Codelco. “sSi sumamos lo que necesita el terminal de Quintero al de Mejillones podríamos tener la escala necesaria y se podría negociar un contrato de largo plazo”.

La minería está buscando todas las opciones para contar con gas a precios competitivos en el mediano plazo. En el norte una serie de expansiones requerirán de 1.500 MW a partir de 2016 ó 2017 y las únicas opciones a costos competitivos es desarrollar centrales a carbón, cuya huella de carbono le resta trazabilidad a la industria. Hace un mes el presidente ejecutivo del área de Metales Básicos con sede en Chile de BHP Billiton, Peter Beaven, dijo que BHP disponía de gas en el mundo y que la compañía deseaba traer ese gas a Chile para contar con energía para sus proyectos a precios competitivos. El problema hoy es que para eso se requiere de terminales abiertos.

“Lo que tenemos hoy día es una capacidad instalada en terminales de GNL y en ciclos combinados que está lejos de optimizar su utilización”, dice Hernández.

Por eso GasAtacama optó por replicar infraestructura y dar la opción de contar con un barco regasificador en Chile. Su objetivo es ser la primera en traer shale gas al país para generar 500 MW con ese combustible. Pero concretar esta intención no será fácil, ya que deberá lograr contratar volúmenes de gas en Estados Unidos, lo que se dificulta por la escala. Araneda asegura que “ya tiene avanzadas negociaciones”, aunque evita revelar detalles.

Fuentes del sector comentan que los terminales en Estados Unidos no sólo estarían privilegiando volúmenes sino también seguridad de la inversión. “Si se negocia un contrato con importantes compromisos y garantías de pago, que aseguran una demanda constante a 20 años con consumidores  tan seguros como las mineras, estos terminales van a la banca y obtienen el financiamiento para reconvertirse”, dice un alto ejecutivo del sector eléctrico. Ésta será la conversación que deberá tener la minería ubicada en el Sistema Interconectado del Norte Grande en los próximos meses. Si esas negociaciones resultan será la única forma de contar con shale en el país a partir de 2017.

La apuesta de Colbún

En el caso del Sistema Interconectado Central (SIC), Colbún la generadora del grupo Matte, liderada por Bernardo Larraín, está unos pasos más atrás, pero pensando hacer lo mismo. La empresa se encuentra evaluando la posibilidad de contar con un barco FSRU, decisión que tomará a fines de año. El objetivo es el mismo: replicar infraestructura para contar con gas más barato hacia fines de la década. Larraín ha declarado públicamente que GNL Chile debe abrir el terminal y permitir la llegada de gas comprado directamente.

En GNL Chile replican que el terminal está abierto y explican que el proceso de open season que lanzaron hace unos meses busca precisamente contratar gas en el mercado internacional a precios más competitivos. “Estamos buscando los contratos de GNL internacionalmente más convenientes, es decir, idealmente a precios de shale gas”, afirma Alejandro Palma, chief legal counsel de GNL Chile, compañía que comercializa el gas que llega a GNL Quintero.

Diego Hernández de Codelco no piensa lo mismo: “Vemos que en EE.UU. el gas es el único recurso que ha disminuido su precio y nosotros no hemos podido tener acceso a esa ventaja.  Si sumamos lo que necesita el terminal de Quintero al de Mejillones podríamos tener la escala necesaria  y se podría negociar un contrato de largo plazo en beneficio de todos los consumidores y trabajando con la capacidad instalada de ciclos combinados en pleno”.

¿Por qué tanto interés? El shale gas podría llegar a precios entre US$ 10 a US$ 12 por millón de BTU, una baja significativa de valores. Hoy parte importante de la infraestructura de centrales como Atacama en el SING, Nueva Renca de Gener y Nehuenco de Colbún, en la zona central, operan a diésel porque fueron transformadas tras la crisis del gas argentino.  Eso implica que los costos marginales de la energía están disparados y la mayoría de los contratos de las grandes empresas tienen un componente indexado a este costo. Es esa misma infraestructura la que abre una oportunidad: su reconversión a gas -para lo cual fue construida originalmente- tendría un bajo costo.