En stand by. Así está hoy el ambicioso proyecto de ampliación del terminal de regasificación de gas natural licuado GNL Quintero, ligado a la empresa española Enagás, al fondo canadiense Omers y a la petrolera estatal Enap, y que buscaba elevar en un tercio la capacidad de regasificación de la infraestructura.

La ampliación costaría unos US$320 millones y consistía en la construcción de un nuevo estanque de almacenamiento, además de obras auxiliares.

Eso habría permitido aumentar la capacidad del terminal de 15 millones de metros cúbicos por día a 20 millones. Para concretarlo, los gestores del proyecto hablaron con diversos actores, entre ellos dos clave: AES Gener y Colbún. Esto, en el marco del open season que culminó en 2017.

Ya entonces se tenían señales de que el proyecto no flotaba sin la presencia de ambos actores. Pero los gestores de la iniciativa continuaron evaluando el escenario, con miras a, eventualmente, realizar un nuevo open season. Incluso más: la principal accionista del terminal, la hispana Enagas, habría considerado, según publicaciones de prensa de 2017, parte importante de los recursos para la ampliación dentro de su plan estratégico a 2021.

Ese trabajo de evaluación sigue adelante, cuentan fuentes de la industria, aunque ahora con bastante menor urgencia.

Los factores. Esto, por dos razones: en primer lugar, se esperaba un verdadero "boom" de inversiones en nueva capacidad de generación eléctrica con gas natural, debido a que esta tecnología es la más conveniente para respaldar la producción renovable variable, como la solar o eólica.

Pero si bien se avanzó en una serie de proyectos -como Tierra Noble, de Gas Natural Fenosa o Los Rulos, de IC Power- finalmente estas iniciativas no fueron favorecidas en las licitaciones de suministro eléctrico realizadas durante el anterior gobierno.

Lo anterior, porque si bien los precios de las ofertas presentadas por los generadores convencionales fueron atractivos -en línea con la reducción de precios del gas natural en los mercados internacionales- se vieron superadas por las ofertas renovables variables, que entregaron propuestas históricas, adjudicándose casi la totalidad de la licitación.

A esto se sumó que el actual escenario de salida masiva de clientes regulados a libre, debido a nuevas disposiciones reglamentarias que redujeron el umbral de consumo para realizar contratos directamente con el proveedor -sin pasar por el distribuidor de la concesión-, más una demanda creciendo a tasas bajas- hacen innecesaria una nueva licitación de suministro, que es lo que podría incentivar a que estos proyectos termoeléctricos se reactiven. En el futuro cercano no se ven nuevos procesos de este tipo, al menos hasta 2020.

Otra razón que mantiene frenada una nueva expansión del terminal de la V Región es el arribo de gas argentino a Chile, opción que se abrió luego que Argentina comenzara la explotación de Vaca Muerta, gigantesco yacimiento del hidrocarburo cuya explotación le permitirá en el corto plazo dejar de comprar gas a países cercanos, como Bolivia y, además, Chile.

Una fuente de la industria comenta que el gas argentino puede verse como una complementariedad para Chile, pues Argentina demanda más gas en verano, que es cuando menos se usa en Chile, mientras que en el invierno es excedentario y, justamente, ha sido en esos meses en que ha enviado gas a Chile a través de los gasoductos disponibles.

"Un factor importante va a ser cómo se desarrolla la situación de gas argentino. Para los clientes va a ser cada vez más importante tener flexibilidad operacional", comenta una alta fuente de la industrial.