(La Tercera) La demanda de gas natural licuado (GNL) de Chile en los próximos 10 años podría aumentar en 50%, según reveló un estudio de la consultora Bentek Energy, que encargó el gobierno en el marco del desarrollo de la Agenda de Energía.

El informe, al que tuvo acceso La Tercera y que forma parte de los esfuerzos del gobierno por asegurar una mayor participación de este combustible en la matriz energética, asegura también que la importación del combustible desde puertos de Estados Unidos a Chile sería una opción competitiva para el país.

El análisis fue presentado el martes, en el Hotel San Francisco, a la Comisión Nacional de Energía (CNE), cita a la que también asistieron ejecutivos de empresas como Colbún y Ultramar. Ayer, en tanto, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, conoció los resultados.

“Se determinó que los precios del GNL son competitivos y lo es obtenerlo en el mercado norteamericano”, señaló el analista senior de Bentek Energy y encargado del análisis, Javier Díaz.

El experto explicó que el principal propósito del estudio fue establecer cuál va a ser la evolución del GNL en el mercado global, tanto en términos de oferta como de demanda, con el fin de establecer dónde existirá suministro disponible para el país. Dentro de ello, comentó que otros mercados, como Canadá, México o Trinidad y Tobago, también presentarían oportunidades competitivas para Chile.

“Dado el avance técnico en producción de shale gas en EE.UU., esperamos que reaccione bastante rápido a la nueva demanda de las exportaciones y que los precios de Henry Hub no superen los US$ 5 por millón de BTU antes de 2021”, indicó Díaz.

Demanda al alza

Si bien Díaz explica que Chile no será un actor influyente en el mercado del GNL, ya que países como Japón y Corea del Sur alcanzan volúmenes de consumo mucho mayores, precisa que la demanda proveniente del país es importante al considerar a Sudamérica.

“Tenemos una estimación de crecimiento de demanda para Chile. Ahora mismo está en 0,4 billones de pies cúbicos por día y esperamos que crezca en los próximos 10 años a alrededor de 50%, dependiendo de cuándo entren las nuevas plantas y las expansiones en funcionamiento. Tiene potencial de ser más, pero depende del timing de cuál es la agenda final para expansiones y nuevos terminales”, indicó.

En esa línea, señaló que la opción de un nuevo terminal flotante será una de las definiciones que deberá tomar el Ejecutivo, pero precisó que una iniciativa de este tipo costaría entre US$ 300 millones y US$ 350 millones, con un plazo de construcción de unos 18 meses.

Añadió que sería la generación eléctrica y la industria, en especial la minería, las que absorberían la mayor oferta de GNL, “a no ser que los factores regionales cambien”.

En cuanto a la posibilidad de que el país llegue a nuevos contratos de shale gas con EE.UU., indicó que aún hay terminales norteamericanos que no han alcanzado contratos por el 100% de su capacidad, mientras que hay otros que recién están negociando. Por ello, el país tiene posibilidades de alcanzar acuerdos en 2018, dijo.

Frente a los resultados del estudio, el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, comentó que “nos parecen interesantes las conclusiones, porque arroja que los números que habíamos previsto en la construcción de la Agenda (de Energía) están en línea con las perspectivas de analistas internacionales”. Añadió también que el análisis entrega tranquilidad, al establecer que sí existirá oferta de GNL, capacidad de transportarlo y precios que lo transforman en una alternativa competitiva para el país.

“Uno escucha que el GNL no llegaría a precios por debajo de los US$ 16 por millón de BTU. Sin embargo, el estudio dice que van a estar en torno a los US$ 11 por millón de BTU y esos son los precios a los cuales hemos proyectado el mercado del GNL”, dijo Romero, agregando que el gobierno hace las gestiones necesarias para que la oferta proveniente de EE.UU. llegue al país a través de Enap.

“Debería haber una mayor presencia de GNL para desplazar al diésel. El objetivo no está asociado a incorporar nueva capacidad de generación eléctrica, sino que a ocupar la infraestructura de regasificación y de centrales de ciclo combinado y abierto que tenemos. Hoy algunas están funcionando a diésel, lo que es una pérdida económica para el país”, concluyó.