Dice que tras la contingencia en Quintero, la empresa contratará a expertos en riesgos para que revisen los protocolos para este tipo de situaciones.

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La Empresa Nacional de Petróleo (Enap), no tuvo responsabilidad en el derrame de crudo que afectó a la bahía de Quintero el pasado 24 de septiembre. Esa es la postura que el gerente general de la firma, Marcelo Tokman defiende por estos días.

El ejecutivo aclara que la compañía ha ejecutado diversas acciones para establecer y clarificar las responsabilidades.

En otro tema, comenta que los proyectos de generación en los que podría participar Enap están avanzando, y que el objetivo es lograr que éstos participen de las futuras licitaciones.

¿Qué evaluación tiene frente al derrame de petróleo en la Bahía de Quintero?

Todo nuestro análisis indica que en el derrame propiamente tal no tenemos responsabilidades y que no fuimos parte en ninguna de las decisiones que lo desencadenaron. Cada evidencia nueva lo vuelve a confirmar.

¿Qué acciones han tomado?

Hemos entablado todos los recursos correspondientes para que se identifique dónde está la responsabilidad. Hemos hecho tanto actos administrativos como civiles y penales. Los antecedentes han sido entregados a la justicia para encontrar a los responsables por algo que es daño ambiental y reputacional.

¿Se ha logrado algo?

Logramos el arraigo del buque y gracias a eso, el Consejo de Defensa del Estado (CDE) obtuvo una garantía de US$ 15 millones; los pescadores, de US$ 15 millones y Enap, de US$ 17 millones.

¿Considera que Enap tiene alguna responsabilidad?

Sin perjuicio de no ser responsables del hecho, somos sin duda una empresa responsable y actuamos a partir del mismo momento que nos enteramos del derrame.

¿Cómo funcionaron los planes de contingencia?

Se siguieron los planes de contingencia y no hubo ninguna restricción para los recursos destinados a esto. Llegamos a trabajar con 1.200 personas en labores de limpieza y al cabo de los primeros días no habían manchas en las superficies y se habían limpiado los principales focos en las playas.

¿Modificarán los protocolos?

Encargamos para aquella operación (Quintero), para Biobío y  para la refinería un análisis de expertos en riesgos para que hagan una revisión de cuáles son todos los protocolos que tenemos y ver la posibilidad, si es que la hay, de perfeccionarlos. A priori no existe un análisis que indique evidentes mejorías.

¿Ha recibido críticas respecto a cómo se manejó el tema?

No he escuchado opiniones críticas respecto a cómo se reaccionó.

¿Y por el lado de la cuantificación de los impactos?

El tema real acá es que se produce un derrame. Independiente de cuánto es la estimación final, desde el punto de vista de Enap la reacción fue y habría sido la misma: destinar todos los recursos posibles para contenerlo y limpiar.

La reacción fue consistente desde el primer momento. Quizás  habría sido conveniente no informar, como lo solicitó la capitanía, cuáles eran la primera estimación  y esperar los resultados de los expertos. Sin perjuicio de eso, es la autoridad la que pide la información y estábamos obligados a dar nuestra mejor estimación.

LOS PLANES

¿Cuál será el rol de Enap en la generación eléctrica?

En el proyecto de ley que ingresó el gobierno queda bien claro. Enap no podrá tener más del 49% de participación en los proyectos de generación  y eso es porque el foco estará en la viabilización, de manera tal que tengamos posibilidades de contar con proyectos listos para iniciar la construcción, y en ese momento, buscar socios para que se hagan cargo de la construcción y operación.

¿Cuál es el fin?

El objetivo principal es lograr que Enap colabore en esta coyuntura pensando en la demanda de las distribuidoras de 2020 en adelante. También que se aproveche la experiencia y el financiamiento de los privados y que nosotros no tengamos que destinar recursos escasos a estos proyectos.

¿Qué se evalúa?

No sólo evaluamos proyectos de gas. Estamos viendo la posibilidad de llevar a cabo el primer proyecto de geotermia en Sudamérica (Cerro Pabellón) e iniciativas de cogeneración con gas natural y ciclo combinado.

¿Cuáles son los avances de esas opciones?

En cuanto al proyecto de cogeneración, que ya tiene aprobación ambiental, estamos viendo si lo llevamos a cabo con la australiana Origin y la posibilidad de hacer una o dos unidades. Es en el que tenemos más avances. También hay conversaciones con Codelco para ver si Energía Minera (termoeléctrica), puede viabilizarse cambiándola a gas. Además, tenemos una iniciativa de geotermia en Apacheta, que podríamos desarrollar con Enel.

¿Cuándo habrá decisiones?

En un plazo lo más breve posible, de manera que esta oferta esté disponible para participar en los procesos de licitación que  vienen adelante. El objetivo no es buscar rentabilidad, queremos obtenerla sin duda, pero lo principal es cumplir el rol de la agenda, que es la necesidad de adjudicar de manera competitiva los contratos de las distribuidoras para las próximas licitaciones. Al final las decisiones requieren tener todos los números sobre la mesa y que se demuestre que son proyectos que desde el punto de vista de la empresa son razonables. Tengo la obligación de resguardar el patrimonio de esta empresa.

¿Ven opciones adicionales a la de los proyectos mencionados? Se dice que Mitsui tiene interés…

Si aparecen nuevas oportunidades donde podamos contribuir a este objetivo del gobierno, vamos a evaluar y definirlo. Mitsui y muchas otras empresas han demostrado interés.

¿Hay determinaciones respecto a la construcción de un tercer terminal de GNL en el sur?

El objetivo es que pueda expandirse el uso del gas en la zona sur. Nuestras necesidades actuales las estamos satisfaciendo plenamente a través de la regasificación en la planta de Pemuco.  Respecto a las posibilidades de mayor demanda, vemos distintas opciones.

¿Cuáles son?

Se produce un cambio cualitativo en la demanda. La expansión que se puede prever en el corto plazo, y que sería más eficiente, es expandiendo la capacidad de Pemuco y usando más camiones. Un caso distinto sería si se materializa un proyecto de generación, con un ciclo combinado a gas. Ahí sí se produce un salto que justificaría inversiones más grandes para llevar gas de otra forma y ahí vemos más alternativas.

¿De qué tipo?

Estamos viendo que el eventual proyecto que podría ingresar viene con una solución, que es su propio terminal (Biobiogenera Energía, ex Octopus). Si se ejecuta habría un aumento en la demanda que justificaría ese terminal y ayudaríamos a concretarlo. En este caso valdría la pena una inversión más grande y ahí hemos hecho el análisis de distintas alternativas, una es el terminal que está planteando el proyecto y otra es usar un sistema de cabotaje de GNL, o de cabotaje de gas comprimido y otra que es la construcción de un gasoducto uniendo ambos sistemas.

Fuente: La Tercera