Parte de los ingresos de ENAP provienen de la comercialización de gas a generadoras. En caso de que Colbún y AES Gener se adjudiquen espacio de regasificación en GNL Quintero en el marco del open season ¿Cómo afectaría los números de ENAP?
Hace dos años, en términos de Ebitda, la línea de Exploración y Producción (EyP) aportaba algo más de la mitad del Ebitda de la compañía, mientras que Refinería y Comercialización (RyC), más lo que hacíamos en gas, aportaba menos del 50%. Con la caída del precio del petróleo, el aporte de la actividad de exploración y producción naturalmente cayó y por otro lado fuimos capaces de más que compensar eso con la línea de RyC.
Para clarificar, de estos US$665 millones de Ebitda acumulados hasta septiembre, hay US$472 millones que son de RyC, US$173 millones de EyP y tan solo US$20 millones que provienen de gas y energía. Entonces, lo primero es que si bien contribuye a los resultados de la compañía, este aporte es bastante inferior a lo que generan nuestras dos líneas tradicionales. Si llegase a ser verdad que pudiese haber problemas, no estamos muy expuestos. En segundo lugar, lo que hemos estado haciendo estos años ha sido vender a Colbún, pero también hemos abierto el mercado del Norte Grande, donde también hemos suministrado de gas y tenemos, además, el crecimiento del consumo industrial.
Con todo ello, nuestras ventas igual están diversificadas, pero si llegase a ser cierto que Gener y Colbún logren comprometer finalmente una capacidad de regasificación en la expansión de GNL Quintero, esto es algo que recién se hacía efectivo a partir de 2021. Así, con el crecimiento del mercado y las distintas variantes que hemos abierto no deberíamos tener problemas en mantener nuestros márgenes generando nuevas opciones.
Con ingresos tan bajos, ¿ENAP no ha evaluado vender el 20% de participación que tiene en GNL Chile?
No, por varias razones. Tenemos un consumo importante nuestro en nuestras dos refinerías, tenemos además el proyecto de la cogeneradora, tenemos proyectos en carpeta de generación y tenemos clientes industriales y distribuidoras a las cual le estamos vendiendo. Nosotros en este mercado no solo lo creamos, construyendo el primer terminal de GNL con nuestros socios privados, sino que lo estamos expandiendo y vamos a seguir expandiendo nuestra participación en él.
Entonces, ¿evalúan participar en una eventual expansión?
En el momento que haya que plantearlo, lo plantearemos.
Una reducción de hasta un 30% en su participación en el proyecto geotérmico Cerro Pabellón está analizando la estatal ENAP con el fin de evitar desviar recursos de su negocio “core”.
Si bien en julio, cuando se anunció el inicio de la construcción del proyecto, se informó que ENAP tendría el 49% del proyecto y el 51% restante Enel Green Power Chile, el aporte de ENAP se ha reducido desde entonces, perdiendo participación en la iniciativa.
Fuentes estiman que los porcentajes actuales estarían cerca del 60% y 40%, pero el objetivo de ENAP sería tener solo el 20%.
“Efectivamente lo que estamos haciendo en este momento es financiar parte de las inversiones adicionales pero reduciendo nuestra participación”, confirmó el gerente general de la estatal, Marcelo Tokman, a PULSO.
Según explicó, la decisión es “sumamente consistente con lo que nosotros vemos como nuestro rol”. Esto, porque el objetivo nunca ha sido tener el activo, sino más bien introducir nuevas tecnologías en el país, elevar el conocimiento de la industria y facilitar al Estado las adecuaciones regulatorias.
“En la coyuntura energética, lo que estamos haciendo es concentrándonos en viabilizar estos proyectos pero buscando un socio mayoritario de manera que no tengamos que desviar recursos y focos de lo que son nuestras líneas principales y la lógica es la misma, si ya lo logramos hacer y no se requiere que mantengamos el 50% y podemos destinar los recursos a nuestro plan de inversiones en nuestras líneas tradicionales, bienvenido”, explicó.
En este marco, el acuerdo con el brazo verde de Enel es que ENAP contribuya con los aportes “mínimos” para desarrollar el proyecto y analizar en su momento los aportes adicionales que se requieran.
Conflictos
Sin embargo, fuentes al interior de la estatal afirman que la postura de ENAP ha generado tensión entre ambas empresas, sobre todo por el alto costo del proyecto y los precios que alcanzó la pasada licitación.
Con una capacidad instalada de 48 MW, el proyecto geotérmico requiere una inversión de aproximadamente US$320 millones, lo que se traduce en US$6,6 millones por MW. La cifra está muy por encima de los actuales costos de la inversión. Según el informe de precio nudo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) una termoeléctrica requiere en promedio US$3 millones por MW -incluye los puertos necesarios para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental-; US$1,3 millones en el caso de un proyecto de ciclo combinado; US$3,4 millones para las hidroeléctricas de pasada; y entre US$2,3 y 2,1 millones por MW para las centrales eólica y solar fotovoltaica.
Esto es especialmente sensible si se considera que en la pasada licitación para clientes regulados el promedio alcanzó US$79,3 por MWh -26,7% más bajo que el precio promedio del concurso de 2014- y un proyecto de este tipo podría rentabilizarse con precios cercanos a US$100/ MWh. Cerro Pabellón, ubicada en la comuna de Ollagüe, será la primera central geotérmica en Sudamérica y la primera geotérmica construida a una cota de 4.500 metros sobre el nivel del mar. Se estima que el proyecto entrará en operación durante el primer semestre de 2017.
