El plan de las generadoras Colbún y AES Gener de contar con gas propio para operar sus centrales, a través de la instalación de un terminal flotante de regasificación de GNL, deberá seguir esperando.

Las compañías desecharon el acuerdo que firmaron en septiembre de 2012 con la noruega Höegh LNG para la construcción y compra de un barco regasificador, retrasando nuevamente la concreción del terminal, que se ubicaría en la V Región y debía estar operativo a fines de 2014.

Ignacio Cruz, gerente general de Colbún, señaló que la unidad que se construía en los astilleros de Hyundai Heavy Industries en Corea -y que estaba destinada al proyecto que impulsan con AES Gener- fue puesta en el mercado por la noruega para ser adquirida por un tercero.

“En el acuerdo que teníamos efectivamente ya vencieron los plazos, pero seguimos trabajando con ellos en el desarrollo de ese proyecto. El contrato que teníamos, que aplicaba sobre un barco específico, venció. Ese barco hoy está en el mercado”, precisó Cruz.

El ejecutivo dijo que esto no significa que hayan cerrado la puerta a la idea del terminal de GNL, aunque precisó que hoy se están analizando distintas alternativas técnicas y de ingeniería, cuestión en la que la noruega los seguirá asesorando.

“Este proyecto nunca ha sido muy concreto. Hemos estudiado alternativas de un terminal de regasificación flotante con un muelle, o mar adentro, o una regasificación en tierra. No hemos cerrado ese proceso, ninguna alternativa está descartada. Aquí hay ingeniería por hacer, y estamos trabajando con ellos respecto de eso. Nos están ayudando a terminar nuestro proceso de ingeniería y definir qué tipo de barco necesitamos”, dijo.

Cruz adelantó que una vez concluido ese proceso, las eléctricas podrían optar a contar con un nuevo barco.

El terminal flotante, que tendría un costo de unos US$ 350 millones, permitiría a Colbún contar con GNL para el complejo Nehuenco y Candelaria, mientras que AES Gener lograría abastecer Nueva Renca.

Nuevos mercados


Por su parte, la eléctrica sigue buscando proyectos para diversificar sus inversiones y llegar a los mercados de Perú y Colombia -donde ingresarán comprando activos térmicos e hidroeléctricos-, y ya han tenido contacto con interesados, aunque sin resultados concretos, dice Cruz.

“Se nos ha acercado gente para ofrecer cosas en Perú y Colombia, hemos podido identificar algunos (proyectos), pero seguimos mirando y prospectando. Nada de eso que se nos ha ofrecido lo hemos tomado”, dijo.

La compañía no descarta que en un futuro, y dependiendo del tamaño de la inversión que deban realizar para llegar a estos mercados, contraten un banco de inversión que los asesore en el proceso. Hoy la búsqueda la están haciendo con sus propios recursos.

“Si en algún momento nos parece interesante un activo que sea muy grande, vamos a requerir un cierto tipo de estructuración para ir a ese negocio, y probablemente entonces tendremos que contratar un banco de inversión que nos ayude”, dijo.

Cruz añadió que “El tamaño no es una de las restricciones fundamentales. Estamos buscando por rentabilidad, diversificación, y si eso lo encontramos en tamaños pequeños, lo podemos abordar”.

En todo caso, dijo, hay inversiones más avanzadas en su proceso de decisión. La construcción de la segunda unidad del complejo carbonero Santa María (350 MW) se podría definir hacia fines de año, aunque ven con preocupación los problemas que ha enfrentado Endesa en la zona.

SAN PEDRO: EIA A FINES DE 2014

A fines de este año, o comienzos de 2015, Colbún ingresará al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental las modificaciones al Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la central hidroeléctrica San Pedro (150 MW). Según señala Cruz, una vez que termine el proceso de socialización de las modificaciones que actualmente llevan adelante con las comunidades, la iniciativa retomará su cauce normal. "En San Pedro estamos trabajando y eso requiere de un ingreso al sistema de evaluación de impacto ambiental, que pretendemos se de hacia fines de este año o principios del próximo. Entonces, para tomar la decisión de seguir con la construcción de ese proyecto hay que esperar la aprobación ambiental", dijo el ejecutivo. El proyecto -que demandará una inversión de unos US$ 500 millones- está detenido desde 2010, cuando se detectaron fallas en la presa, y se sometió a nuevos estudios de ingeniería, cuyos resultados fueron entregados a la empresa el primer semestre del año. Según la eléctrica, las modificaciones no afectan los principales parámetros ambientales del proyecto.