Por Miguel Bermeo T.
Finalmente, después de meses de desencuentro, hace unos días Endesa y British Gas (BG), llegaron a acuerdo por la renegociación del contrato por el suministro de GNL. Y aunque el acuerdo es similar, en términos generales, a lo que pactaron Enap y Metrogas, a la generadora se le abrió un abanico de posibilidades.
Lo primero que destacan analistas es la flexibilidad que entregaría el contrato, desde la posibilidad de tomar o no algunos barcos, hasta su entrada en vigencia, el que empezaría a regir a partir del próximo año. Con esto, el precio de compra de gas durante todo 2013 será a unos US$ 3,5 /MMBtu y recién a partir de 2014 entrará el precio nuevo, entre US$ 8 y US$ 9/MMBtu, cuentan en el mercado.
Otro aspecto que recalca un ejecutivo de la industria, es que el nuevo contrato despeja la incertidumbre de la entrega del gas, al cambiarse la fuente primaria, desechando Egipto, que según BG fue la que tendría problemas, lo que llevó a incumplir en la entrega de un barco.
Cierre de ciclos
Con estos nuevos precios, dice Sergio Zapata, de CorpResearch, Endesa podría operar sin problemas su complejo San Isidro, el que es rentable y a un bajo costo de generación (en torno a US$ 80 /MWh). Así, también, no se presiona el costo marginal. Luego, la central produciría bajo el nivel de precios al que se cobra y se deja de comprar a spot con esos precios, estima.
Otro punto, sería que BG está ofreciendo lo mismo que consiguió Enap: Desembarcar gas en el SING. Esto último, sumado a que se acordó acceder a un 50% más de gas (aproximadamente 1,3 MM BTU/día) de lo que estaba pactado antes, tal cual consiguieron Enap y Metrogas antes, facultará a Endesa para convertir a ciclo combinado su central Taltal (240 MW) sumando 120 MW adicionales.
Para esto, Endesa necesitaría cerrar un acuerdo con GNL Mejillones para uso del terminal regasificador. Luego, aprovechará su Gasoducto Taltal para llevar el gas a la central del mismo nombre.
La apuesta, dicen analistas, sería vender la energía en el norte del SIC, con mayores costos marginales, o cerrar contratos con algunos de los proyectos mineros que están buscando suministro.
Un ejecutivo de la industria destaca que este gas adicional también le posibilitaría convertir a ciclo combinado la central Quintero (257 MW) sumando unos 130 MW. Esta central, no tendría la dificultad del acceso al terminal, aunque la energía se vende a menores precios en esa zona.
En todo caso, el 1,3 MMBtu adicional, sólo alcanzaría para uno de los dos cierres de ciclo.
Otras ventajas
Otro destino que se podría dar a este gas adicional, es la venta a clientes industriales, tal cual Endesa anunció que realizaría hace unos meses y en lo que está trabajando.
Desde el punto financiero, Endesa también conseguiría lo mismo que lograron Metrogas y Enap: reducir en unos
US$ 150 millones anuales en sus gastos en gas, sólo considerando los 2,2 millones de BTU/día que está acordado.
VER MÁS
MARKET DATA
<%userdata?.email%>
Editar perfil
Credencial
Salir
(Twitter)
Instagram
Facebook
LinkedIn
YouTube
TikTok
Alto contraste
