Las firmas reconocen que este factor será clave para determinar cuántos buques de GNL contratarán, pues aparte de los factores propios de cada negocio, deben considerar proyecciones aún inciertas sobre la hidrología para el próximo año.
En Metrogas señalan que las empresas asumen el riesgo, por lo que la programación debe ser cuidadosa, considerando también el comportamiento de los combustibles sustitutos, como el GLP y el diesel.
“Si el invierno resulta más cálido que la proyección, la demanda residencial disminuye, y el excedente de gas debe ser asumido por la empresa con las pérdidas económicas que eso pudiera significar”, dicen en la filial de Gasco.
Endesa Chile advierte sobre los riesgos económicos del proceso, pues la demanda del hidrocarburo para generación está determinada por la disponibilidad de agua, que tiene prioridad en el despacho eléctrico.
“El proceso exige que cada uno se arriesgue con lo que cree serán sus consumos, con las holguras que tiene y con los derechos que posee. Es riesgoso, porque luego en 2015, puede pasar cualquier cosa. Hoy no se sabe si será seco, cosa que cambia el consumo de GNL para generación eléctrica”, apuntan .
Añaden que “los socios deben calzar sus demandas a los consumos reales. Si se equivocan y sobra gas, es caro eliminarlo. Si falta, también es caro y hay que negociar adquirirlo como adicional”.
En Enap dicen que el foco para proyectar sus consumos está en el abastecimiento de sus refinerías y sus compromisos con terceros.
Programación anual
Las firmas, agrupadas en GNL Chile, ya partieron con el proceso denominado Anual Delivery Program (ADP), que define los barcos de GNL que recalarán en 2015.
Cada año, en septiembre, se fija un calendario preliminar de envíos que se negociará con el proveedor BG. En esta fase pueden pedir ajustes o flexibilizaciones y a fines de noviembre se sella la programación.
En 2013, la nominación para este año consideró 40 embarques, a los que después se sumaron tres comprados en el spot, dada la mayor demanda y los acuerdos con terceros. Aunque BG sigue siendo el principal suministrador de GNL, han llegado barcos de otros proveedores.
En medio de este escenario, se supo que las obras de ampliación del terminal de regasificación de Quintero estarían retrasadas.
El aumento en 50% de la capacidad de la planta (de 10 a 15 millones de metros cúbicos diarios) inicialmente estaría finalizado en octubre, pero hoy se sabe que sólo estaría disponible en enero o febrero de 2015.
Baja en precio spot
La baja en las estimaciones de demanda de GNL por parte de Japón, uno de los principales consumidores mundiales de GNL, junto con Corea del Sur, ha impactado positivamente los precios en el mercado spot.
Según comentan fuentes, en las últimas semanas el hidrocarburo cayó desde US$ 16-18 por millón de BTU a valores en torno a US$ 11 por millón de BTU.
Aunque la situación es puntual, hoy comprar en el mercado spot costaría casi lo mismo que hacerlo con un contrato de largo plazo, como el que tienen los usuarios de la planta de Quintero, agregan las fuentes. Así, un embarque de GNL hoy tiene un costo de unos US$ 30 millones (para un barco promedio de 145 mil toneladas), valor al que se suma el arriendo de la unidad- del orden de US$ 80 mil diarios- y la tarifa de regasificación.
En el spot los barcos de GNL deben contratarse con al menos tres meses de anticipación.
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