abril 3, 2017 | Industria
(La Tercera) En AES Gener dan casi por hecho que no habrá más obstáculos para finalizar la construcción del complejo Alto Maipo. El pasado 17 de marzo la firma de capitales estadounidenses cerró la restructuración financiera en el país, proceso que demandó siete meses, encareció la iniciativa US$500 millones y terminó con la salida del grupo Luksic de la propiedad.
La negociación «tomó tiempo» por la cantidad de involucrados en las tratativas, dos dueños y ocho bancos, reconoce el gerente general de AES Gener, Javier Giorgio, quien asegura que todos quedaron satisfechos. «Es un hito bastante relevantes, que nos pone muy contentos, ratifica el compromiso de la compañía en el país y habla de lo que es Gener: un jugador confiable en el mercado eléctrico que está en Chile para quedarse. Eso nos da mucha tranquilidad», dice.
La reestructuración consideró los recursos necesarios para terminar la construcción del proyecto en la zona del Cajón del Maipo, que lleva un avance de 50% y el año pasado anotó un sobrecosto que finalmente se pactó en hasta 22%, por los socios, cifra que contempla gastos para eventuaes contingencias y eleva su inversión total a US$2.500 millones.
«Los análisis de AES Gener garantizan que el costo del proyecto será de US$2.500 millones y con eso podemos asegurar una alta probabilidad de terminar la construcción de Alto Maipo», recalcal. Más aún: anuncia que las centrales Alfaltal II y Las Lajas comenzarán a operar en mayo o junio de 2019.
La salida de los Luksic
La decisión de Antofagasta Minerals de salirse del proyecto, al confirmarse un mayor gasto de construcción, es un tema que no evita. «Respetamos que Antofagasta Minerals decidiera salirse, aunque tampoco salieron completamente de Alto Maipo, porque tienen el contrato, que tenía una opción de salida, fue ratificado y ahora es un contrato sólido en el proyecto por largo plazo», comenta.
Relata que cuando el grupo Luksic entró a la propiedad de Alto Maipo, en 2013, el mercado era distinto, sin abundancia de proyectos de generación y los que había eran limitados y con alta judicialización. «Era un momento distinto. Dado el nuevo escenario y las dificultades que enfrentaba el proyecto, era entendible que hayan evaluado quedarse sólo como clientes», acota.
Respecto del rechazo de algunos sectores al proyecto y que se centró en la figura de Andrónico Luksic, Giorgio es cauto: «No creo que la carga negativa de Alto Maipo sea atribuible a un solo sponsor. Es un proyecto tan importante que, independiente del ueño, Alto Maipo siempre tendrá voces a favor y en contra, incluso si el Estado fuera su dueño».
Buscar un nuevo contrato
Alti Maipo tiene aún temas pendientes y uno de ellos es conseguir un nuevo contrato de suministro eléctrico.Hasta ahora, Antofagasta Minerals utilizará 780 GWha año de lo que generará la hidroeléctrica, lo que equivale al 40% de la producción media de todo el complejo. «La rentabilidad de Alto Maipo, con la nueva reestructuración y el contrato con Antofagasta Minerals es buena y es aceptable para nosotros», aclara el ejecutivo.
Pero también es «deseable» tener un compromiso adicional: «Necesitamos otro contrato, no tan grande como el actual. Podríamos ponr más energía contratada, por ejemplo, unos 300 a 400 GWh al año adicional, pero no más que eso».
Y aunque la firma admitió antes que el proyecto no era tan atractivo en el nuevo escenario de precios, aclara que no tienen opciones.
En la última licitación pública de suministro-necesaria para cubrir los contratos de las distribuidoras eléctricas que entregan energía a lo hogares y pequeñas empresas- AES Gener ofertó la energía de Alto Maipo a US$71,4 por MW, lejos de los US$47,5 que promedió la subasta.
«Vamos a seguir participando de las licitaciones, pero lo haremos responsablemente. No vamos a poner un precio que no podamos cumplir y que no podamos honrar durante los próximos 20 años «, afirma.
De ahí que para reducir el valor de la energía que producirá Alto Maipo, explica que el posicionamiento de Gener, al tener un activo con tecnología convencional bien diversificado, les permitirá absorber la intermitencia de las energías renovables, que porán combinar con su propia energía térmica y así crear un producto mucho más seguro.
«Si la tecnología disponible es más económicas que las que evaluamos en el proceso de licitación anterior, vamos a ir con precios más bajos. Si no, iremos con el mismo precio que fuimos antes», agrega.
Estrategia de crecimiento
AES Gener también apunta a mejorar el mix de tecnologías para buscar nuevos clientes. «El foco estará en combinar las tecnologías y ahí Alto Maipo tendrá un rol, porque es un proyecto hidroeléctrico. Además tenemos algunos activs térmicos dispobines (Guacolda) y una gran capacidad de construir o adquirir activos nuevos», subraya.
La eléctrica quiere acelerar su plan estratégico a cinco años y orientado a aumentar el peso de la energía renovable en su portafolio, donde el carbón es la tecnología predominante. «Nuestra estrategia corporativa busca acelerar el diseño de un mundo energético más limpio y renovable en todos los mercados donde operamos y Chile no está ajeno a eso», sostiene.
La administración está haciendo un mapeo de las iniciativas eólicas y solares a gran escala, de 20 MW hacia arriba, que estarán disponibles en el mercado. «Hay distintos proyectos, en distintos grados de avance con y sin contrato, que pueden agregar valor al portafolio. Estamos analizando todas las oportunidades», destaca el ejecutivo.
Si bien respecto de nuevas inversiones evita pronunciarse, insiste en que AES Gener crecerá en forma importante y con un plan a cinco años comparable con el anterior. “Es un plan robusto que se adapta a la necesidad que tiene el mercado. Es decir, si la energía crece a un menor ritmo, la oferta que vamos a agregar al mercado se ajustará… Vamos a invertir mucho para agregar más megawatts renovables a nuestra matriz”, enfatiza.
La firma hoy rentabiliza los proyectos que impulsó en la pasada década, con US$ 6.000 millones en inversión. En 2016, añade Giorgio, lograron un Ebitda histórico de US$ 778,2 millones, que “demuestra que el plan de expansión está dando resultados, porque son proyectos que entran en operación comercial, generan caja y eso permite mejorar el perfil financiero de la compañía para enfrentar la deuda actual y, por otro lado, crear fondos para seguir creciendo”.
Nuevos clientes
Buscar proyectos, en todo caso, no es lo único en que está la firma. Ampliar su base de clientes, cuyo 70% es minería, es otra meta, y ahí la estrategia es aprovechar el cambio de tendencia que se está dando en la industria de un creciente traspaso desde los clientes regulados (industria y comercio) hacia el segmento de clientes libres (que negocian directamente sus suministros de energía con las generadoras), como resultado de una baja en los precios de la energía.
La compañía, precisa el ejecutivo, “está buscando una relación más cercana con los clientes de siempre y sumar nuevos, porque nos interesa ampliar nuestra base de usuarios. Por eso, en todas las licitaciones que vengan -de clientes regulados y libres- vamos a participar con una oferta profesional y aterrizada, en que el precio que vamos a poner es el que podamos cumplir”.
La búsqueda de nuevos clientes no sólo será vía licitaciones, sino también mediante la diversificación de los servicios que ofrece AES Gener: junto a la generación eléctrica, la firma también participa en el negocio de la desalación del agua, área que esperan potenciar de la mano del repunte minero que se prevé conforme la recuperación del precio internacional del cobre se consolide.
También avanzan en el área de energía distribuida, acota Giorgio, creada hace cuatro meses y que ya cuenta con un primer contrato, con Viña Miguel Torres. “Es un segmento importante y ya estamos cerrando los primeros contratos. El modelo de negocios es instalar paneles solares en los terrenos de nuestros clientes; los paneles son de nuestra propiedad y la ventaja del cliente es que paga la tarifa de distribución”, detalla.
Lo toman con calma, eso sí, porque la firma está “totalmente contratada” hasta 2021, según el gerente general. Está confiado: “Podemos decir que tanto Gener como Guacolda están 100% contratadas hasta 2021. La energía que estaremos ofertando será energía que nos quedará libre ese año, más Alto Maipo y los proyectos nuevos que podemos hacer o adquirir en energía renovable”.
El rol clave de Guacolda para respaldar las ERNC
El gerente general de AES Gener, Javier Giorgio, cree que el complejo Guacolda, ubicado en El Huasco, III Región, debe ser remunerado por su rol en la zona norte del Sistema Interconectado Central ( SIC) de dar cabida a la generación de energía renovable.
Dadas las complicaciones de transmisión de energía en la zona y la alta intermitencia de la generación eólica y solar, dichas centrales carbone- ras han debido subir y bajar a diario su capacidad de producción de energía, lo que en el mercado se denomina “mínimo técnico”.
“La regulación chilena debe contemplar el rol de las energías convencionales para absorber la intermitencia de las energías renovables. Debe haber reglas claras, porque si se ignora que alguien está cubriendo una falencia que crea otra fuente es muy malo para el sistema, pues llega un punto donde ya no habrá incentivos para cubrir esa necesidad”, dice.
Aclara que las cinco unidades de Guacolda (152 MW cada una) estaban en la zona antes del arribo masivo de las energías renovables. “Antes teníamos una generación muy plana, con unidades de 152 MW y un mínimo técnico declarado de 75 MW, que rara vez usábamos. Cuando se dio esta situación, lo primero que hici- mos fue hablar con los fabricantes para bajar los 75 MW, pero al final lo bajamos a 60 MW de una forma estable”, relata.
“Esto de subir y bajar la carga genera un estrés en el activo y un mayor riesgo por fallas. Eso tiene costos adicionales, es algo con lo que Guacolda contribuye y nadie se lo está pagando. Creemos que debe ser remunerada o pagada por el sector”, afirma Giorgio.
[El nuevo método de trabajo con el que Alto Maipo pretende comenzar operaciones en 2019]
marzo 23, 2017 | Industria
La necesidad de identificar zonas geográficas en que se puedan instalar infraestructura de almacenamiento energético en el sistema eléctrico, en el marco de la planificación de la expansión del sistema de transmisión, planteó la consultora Systep en su reciente informe mensual del sector.
Según indica el análisis hecho por la consultora, la idea es que el almacenamiento de energía puede convertirse en una alternativa eficiente, «ya sea para almacenar en horarios donde la energía generada
excede a la demanda o a la capacidad de transmisión, o para cubrir las horas punta de consumo, de manera tal que se pueda prescindir de inversiones cuya utilidad no sobrepasa el par de horas diarias».
«También podría ser interesante incentivar y analizar la generación en las zonas cercanas a la demanda, lo que podría implicar que grandes inversiones en transmisión no sean necesarias. Los centros más lejanos podrían autoabastecerse con generación local y concentrar los esfuerzos de transmisión en la zona más cercana a los grandes centros de consumo», se señala en el reporte sectorial.
El análisis de Systep además destaca la importancia que tiene la planificación de la expansión del sistema de transmisión, que debe tomar en cuenta la planificación estratégica realizada por el Ministerio de Energía, donde se «debe incluir posibles escenarios de desarrollo y planes estratégicos de crecimiento regional, proyección de oferta, de demanda, identificar polos de desarrollo, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, políticas medio ambientales, y eficiencia, entre otros.
En este sentido Systep advierte que actualmente «importantes escenarios de generación» podrían quedar fuera de la visión del Coordinador Eléctrico Nacional, pues el informe de planificación estratégica que elabora el Ministerio de Energía se publicará en el segundo semestre de 2018.
«Por ejemplo, el único polo de desarrollo que identifica la propuesta del CEN es el potencial eólico de la zona de Taltal, dejando fuera el alto potencial hidráulico de la zona sur del país. Este desarrollo podría implicar la necesidad de una mayor ampliación de la capacidad de transmisión de la zona sur del país», indica el reporte.
[Destacan resiliencia del sistema eléctrico, pero advierten áreas de vacío]
febrero 27, 2017 | Industria
AES Gener registró un EBITDA de US$778,2 millones, 13% superior al registrado en el mismo periodo del 2015 y que se alza como el mejor conseguido históricamente.
Según señaló la compañía, la variación positiva está principalmente explicada por el mejor desempeño de las operaciones en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC). Por esto, AES Gener se mantuvo por tercer año consecutivo como el mayor proveedor de energía de Chile, entregando el 31% de la energía que demandó el país.
En tanto, la utilidad al 31 de diciembre de 2016 fue de US$264,8 millones, una disminución de 1% respecto al mismo período del año anterior.
La ganancia bruta fue de US$625,4 millones, la que representa un alza de 7% en comparación al cierre del 2015. Esto debido a la entrada en operación de las dos unidades de Central Cochrane, las mayores ventas al mercado spot, la mayor disponibilidad de las centrales producto de mejoras operacional y nueva tecnología de abatimiento ambiental, y el cambio en la regulación argentina, que permitió incrementar los precios para las ventas de la generación de la central Termoandes.
La utilidad en Colombia disminuyó principalmente a raíz del impacto negativo por la depreciación del peso colombiano, el cual implicó menores precios de ventas a clientes.
AES Gener destacó que los principales hitos ocurridos durante 2016 y a la fecha fueron:
• Las centrales de AES Gener, al igual que en 2014 y 2015, fueron líderes de generación en Chile, contribuyendo con 31% de la generación total del país a diciembre de 2016.
• Durante el primer semestre, AES Gener ejecutó un acuerdo de suministro de Gas Natural Licuado con ENAP que permitió acceder al suministro de este combustible para la Central Nueva Renca. Adicionalmente, durante el 2° semestre se ejecutó el acuerdo con ENDESA para arrendar la Central Nueva Renca entre agosto y diciembre de 2016.
• En febrero, AES Gener inició la comercialización de energía desde el SING hacia el SADI a través de su línea de transmisión Interandes. En 2016 se exportaron aproximadamente 102 GWh.
• Durante este año, AES Gener ha consolidado una parte importante de su segunda etapa de expansión e innovación, con una cartera de proyectos de generación de energía eléctrica, al concluir en Chile la construcción de Central Cochrane y la primera fase de Andes Solar; y en Colombia con la operación comercial de la central hidroeléctrica Tunjita.
• En abril, se realizó el rescate parcial anticipado de los Bonos 144A/RegS de Angamos, con un cupón de 4,875% y vencimiento en 2029. El monto del rescate fue de US$199 millones de dólares, efectuado a un 94% de su valor nominal. La transacción fue financiada mediante créditos sindicados con instituciones locales, replicando las condiciones de plazo y amortización del bono. El refinanciamiento se efectuó a una tasa promedio de 4,5% en dólares.
• En los meses de junio y diciembre de 2016, AES Gener realizó la recompra de su bono 144A/Reg S con vencimiento el 2025 por un total de US$33 millones de dólares, el que fue financiado con fondos disponibles. Al 31 de diciembre del 2016, el nocional vigente del bono internacional es de US$392 millones de dólares. Los bonos rescatados fueron liquidados.
• Durante el año 2016, AES Gener realizó pagos extraordinarios de deuda por US$100 millones de dólares, compuestos por deuda bancaria de corto plazo por US$ 67,5 millones de dólares y la recompra de bonos por US$ 33 millones de dólares, mencionada anteriormente.
• Las clasificación de riesgo internacional de Guacolda Energía S.A. (Guacolda) fue revisada a la baja en abril por Standard & Poors, desde BBB- estable a BB+ estable. En agosto, Fitch Ratings ratificó la calificación BBB- estable para Guacolda.
El 5 de enero de 2016, Moody’s reafirmó la clasificación de riesgo (Baa3) de AES Gener. Asimismo, el 28 de julio de 2016 y 25 de agosto de 2016, S&P y Fitch Ratings, respectivamente, reafirmaron la clasificación de riesgo (BBB-) de AES Gener con tendencia estable. El 7 de septiembre de 2016, Feller Rate reafirmó la clasificación local de AES Gener (A+) y ESSA (A-) con tendencia estable.
• Como se informó en el hecho esencial del 17 de enero de 2017, el Proyecto Hidroeléctrico Alto Maipo ha experimentado ciertas dificultades en la ejecución de las obras las cuales se han traducido en sobrecostos que podrían llegar hasta 22% del presupuesto original del proyecto, incluyendo contingencias.
enero 10, 2017 | Industria
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo destacó la importancia de contar con el proyecto de transmisión de la línea Cardones-Polpaico, donde afirmó que las alternativas que ha planteado la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) para acelerar la puesta en marcha de la línea por tramos, «están abiertas».
«Reconocemos que estamos bien apretados en los tiempos, pero este es un proyecto impresionante desde el punto de vista del impacto que tendrá su extensión. El desafío está concentrado en una parte del trazado y lo más importante es que todas las alternativas que hemos escuchado, como las de Acera, las tenemos sobre la mesa y están abiertas para tenerlas como opciones en función de los escenarios que se puedan ir dando», aseguró la autoridad.
Rebolledo participó en el primer desayuno del año organizado por el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, el Centro de Energía de la misma casa de estudios y la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera).
Energía Solar
El ministro Rebolledo también dijo que este año esperan llegar a 100 instalaciones de sistemas fotovoltaicos en edificios públicos, en el marco del Programa de Techos Solares que impulsan con la colaboración de GIZ Chile.
En esta línea, Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile, destacó las iniciativas que realiza la entidad en materia de energía solar, donde el objetivo es que el 30% del suministro eléctrico en Sudamérica sea generado con esta tecnología a 2033″.
«Esto significa en términos concretos el desarrollo de 200.000 MW de energía solar en el norte de Chile, que son aproximadamente 6.000 kilómetros cuadrados, desarrollando el estándar promedio de tres hectáreas por MW instalados en paneles solares fotovoltaicos, lo que es el 0,8% del territorio del país y representa seis veces más el consumo eléctrico actual de Chile», planteó el académico.
[Acera plantea modificar expansión de Polpaico-Cardones]
enero 6, 2017 | Industria
(Pulso) Las renovables parecieran no dar tregua este año en cuanto a dinamismo de la inversión. Para los próximos 12 meses se proyecta que entrarán en funcionamiento centrales por unos 1.500 MW, lo que se traduce en inversiones cercanas a los US$2.300 millones.
Así anticiparon en el gremio que agrupa a este tipo de generadoras, Acera, quienes ven que en abril de 2017 las renovables superarán los 5.000 MW de potencia instalada y que para fines de año estas sumarán unas 5.650 MW.
Esto, ya que a diciembre de 2016 las ERNC sumaban una potencia de 4.150 MW instalada, generando el equivalente al 49% de lo que habría producido Hidroaysén completo en el mismo período.
“Vemos un cifra de 1.500 MW durante 2017, tal vez alguno de esos proyectos no se va han a hacer o pasará a 2018, pero tampoco estamos considerando proyectos que sean activados durante el año. El crecimiento será principalmente fotovoltaico, hoy el 75% de los proyectos son solares fotovoltaicos, y el resto principalmente eólico (…) Un cifra gruesa, poniendo un valor medio de US$1,5 millón por MW, serían unos US$2.300 millones de inversión en 2017”, dijo el director ejecutivo de Acera, Carlos Finat.
En este sentido, desde el gremio insistieron en la necesidad de anteponerse a los futuros escenarios de restricción en transmisión como consecuencia de la instalación de esta infraestructura en ciertos polos de desarrollo.
Así, Finat puso como ejemplo el sector de Diego de Almagro, donde hoy cerca de cinco proyectos están vertiendo su energía como consecuencia de las restricciones en transmisión. Esto, porque -según indica- la línea Cardones-Polpaico, que desarrolla Interchile, fue construida con cuatro años de retraso.
A su juicio, dicha línea “debió ser identificada en el estudio anterior de transmisión troncal, del 2011-2014, y no se hizo porque la expansión del sistema fue limitada a que la participación de ERNC no superara el 10% de la ley”.
Además, se refirió también a los cuestionamientos a las que están sujetas las ERNC por su intermitencia, en particular, frente a la posición de expertos que estiman que estas deberían agregar a su costo la variabilidad al sistema.
“Creemos que para parte de esa variabilidad, los servicios complementarios son la forma de abordarlo, no tenemos duda. Lo que no estamos de acuerdo es en la sentencia de Sebastián Bernstein, que solicita que se le asigne a las ERNC que se instalen a partir de 2023 el costo adicional que le irrogarán al sistema eléctrico en términos de disponer de sistemas de almacenamiento o bien de generación térmica de partida y detención rápida, para los fines de estabilizar la generación”.
[ERNC advierten impacto en el sector por retraso de línea Cardones-Polpaico]
