junio 6, 2016 | Industria
(El Mercurio) En un momento en que la economía chilena no está particularmente boyante, la multinacional General Electric (GE) prevé hacer crecer más del 50% su nivel de facturación en el país y pasar de US$ 250 millones de 2015 a, al menos, US$ 350 millones este año. Los sectores que harían posible tal objetivo son energía y minería, aunque también proyectan dinamismo en rubros salud y aviación.
Julio Friedmann, CEO de GE en el país, explica que en el sector energético hicieron un cambio de estrategia. La estadounidense es muy conocida a nivel masivo por sus ampolletas -que se elaboraban en Chile hasta hace pocos años-. Pero este grupo también está presente en toda la cadena eléctrica: desde generadores y turbinas, hasta líneas de transmisión.
Friedmann destaca que pueden armar entera una planta a carbón, gas o diésel, lo mismo que una central de pasada. Con esa experiencia, a fines del año pasado ingresaron al negocio de la generación, al adquirir el 75% de la central a diésel Los Guindos a Inprolec, una instalación que produce 140 megawatts (MW), ubicada en la comuna de Cabrero (VIII Región), y que hará una segunda unidad para totalizar 280 MW con tecnología de GE.
GE compró en 2015 la francesa Alstom, que construye trenes, pero también es uno de los mayores fabricantes en el mundo de turbinas para hidroeléctricas, un negocio en el que también buscan crecer en Chile.
Hoy, la estadounidense analiza más de 15 proyectos eléctricos en el país, desde térmicos a renovables no convencionales, que implican tanto financiar una expansión o cambio tecnológico con equipos de GE o comprar participación accionaria. «Hay un gran dinamismo en el mercado eléctrico», resume Julio Friedmann.
Otra área de interés en GE es la minería, que en Chile tiene sus headquarter para América Latina. El CEO de la compañía señala que debido a la crisis, este sector está más proclive a desarrollar proyectos «llave en mano», donde la compañía norteamericana tiene ventajas.
Los otros relevantes para la firma es el sector salud. GE se adjudicó el suministro de equipos y los servicios de imageología del nuevo Hospital de Antofagasta y es proveedora de escáneres de gran parte de las clínicas privadas del país. Otro tanto ocurre con el sector aviación. La estadounidense abastece de turbinas para aeronaves de Latam y Sky, ambas firmas con planes de renovación de flota.
mayo 16, 2016 | Industria
(ELECTRICIDAD 194) Con optimismo ve la próxima licitación de suministro eléctrico el gerente general de Valgesta Energía, Ramón Galaz, pues prevé una mayor competencia, aunque advierte que existen riesgos para los participantes como el desacople que produce la estrechez del sistema de transmisión y el efecto en los ajustes de los precios de venta.
El especialista indica a Revista ELECTRICIDAD que los grandes actores convencionales del mercado debieran adjudicarse una gran cantidad de energía, siempre y cuando ingresen con nuevos proyectos de generación.
¿Qué análisis hace de la próxima licitación de suministro eléctrico que se realizará el 27 de julio?
Lo primero es que el volumen de energía a licitar, de 13.750 GWh, representa en torno al 24% de lo que es la demanda futura. Lo segundo es que habrá mucha oferta, tanto de incumbentes como de generadores nuevos, por lo que el nivel de competencia será altísimo.
¿Cuál cree que será el elemento diferenciador en este escenario de fuerte competencia?
Dependerá mucho de la tecnología que se vaya a presentar y de su costo de desarrollo. Si los actores actúan con racionalidad económica deberían hacer sus mejores esfuerzos para que tengan el mejor costo de inversión de su tecnología y obtengan las mejores tasas de competencia para que su precio sea lo más competitivo posible.
¿Qué precio prevé para esta licitación?
Tenemos una aproximación respecto a lo que tenemos en el mercado con un costo marginal que está en torno a US$80-US$85 por MWh, dependiendo de cómo se hagan las modelaciones, además de que aparentemente el gas natural es un combustible que va a marcar precio y un costo de desarrollo que está en el nivel de estas cifras. Si tenemos un mercado racional, probablemente los valores debieran estar en torno a los US$75 y US$85 MWh.
¿Ve riesgos en este proceso licitatorio?
Todos los oferentes que quieran participar tienen que ver dos riesgos. Uno es el desacople, porque el sistema de transmisión poco robusto que tenemos actualmente genera una distorsión en los precios, aumentando los riesgos de las empresas, más aún cuando hay un punto en el sistema eléctrico desde donde se inyecta energía, pero hay 29 puntos de retiro a un precio que no se conoce y eso hay que proyectarlo, lo que es difícil con una transmisión estrecha. Además este mismo efecto se traduce en el ajuste del precio de venta que se hace, lo que corresponde al factor de modulación que establecen las bases de la licitación y que también implica un riesgo para los oferentes.
¿Cómo ve la situación de las empresas de energía convencional para participar en esta licitación?
Hay un par de generadoras que tienen mucho volumen de energía para poner en esta propuesta y, por lo tanto, van a hacer un esfuerzo importante a nivel de precios, porque aunque tienen plantas operando, esto no es suficiente para poder definir el precio. Estas compañías deben sustentar el crecimiento o la expansión de su negocio con sus nuevas plantas, así que deben hacer una mezcla entre lo que tienen y los nuevos proyectos, y así sustentar con un precio adecuado el futuro de su compañía.
¿Qué perspectivas a futuro ve para los grandes operadores convencionales?
Entre 2019 y 2022, por el fin de contratos, se liberarán 14.720 GWh, de los cuales Endesa y Colbún tienen 11.200 GWh, por lo que en términos simples se podría decir que estas empresas podrían apostar a llevarse entre el 80% a 90% de lo que se está licitando, pero además hay mucho más competidores.
¿Y en qué pie aprecia a los desarrolladores ERNC?
Son muy competitivas y están haciendo un esfuerzo importante, así que la cancha está bastante pareja, pero está difícil hacer un pronóstico de lo que va a pasar.
¿Pero no cree que está complejo el panorama en el sector renovable con los problemas de algunas empresas ERNC a nivel internacional?
Eso es una realidad. La verdad es que son riesgos del negocio y estas compañías han tenido problemas fuera de Chile en acceso al financiamiento y de capital de trabajo que ha influido en la situación particular de nuestro mercado. Ahora, para el proceso licitatorio, la CNE está haciendo esfuerzos por generar condiciones que minimicen los riesgos especulativos o que se presenten empresas que no tengan suficientes espaldas.
¿Es pensable que en el futuro las empresas convencionales puedan absorber proyectos renovables y así tener un mix de generación?
Creo que está la oportunidad para eso y probablemente está empezando a ocurrir. Se van a producir fusiones y adquisiciones y en los próximos dos o tres años eso es lo que vamos a ver.
[Pacheco logra acuerdo en el Senado para fast track en ley de transmisión]
mayo 11, 2016
Nos encontramos en un momento único de cambios en el sector eléctrico nacional. Se encuentran en construcción obras de transmisión que permitirán la interconexión del Sistema Interconectado Central (SIC) con el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) para formar un único Sistema Interconectado Nacional en 2018. Conjuntamente, los organismos de coordinación de la operación y del mercado, CDEC-SIC y CDEC-SING, viven un proceso de integración para implementar un único organismo Coordinador del nuevo sistema nacional. La creación del nuevo Coordinador, junto con los cambios en la forma como se planifica la expansión y se tarifican los sistemas de transmisión eléctrica, entre otras materias, es parte de los cambios incluidos en el Proyecto de Reforma a la Ley Eléctrica actualmente en el Congreso.
Los cambios legales están orientados a lograr un mercado eléctrico más competitivo a través de un sistema de transmisión dimensionado con visión de largo plazo, que facilite el acceso y la conexión de nuevos entrantes, con tecnologías de generación eficientes que compitan en las licitaciones de suministro y que sean flexible, para mantener los niveles de seguridad y calidad de servicio, a través de servicios complementarios adecuados. En este contexto, las Energías Renovables no Convencionales aparecen como una fuerte competencia a la generación convencional y su integración al sistema eléctrico conlleva los principales desafíos técnicos, operacionales y regulatorios.
En esta etapa de análisis y debate que vive el sector eléctrico el Comité Chileno de CIGRE representa una instancia de apoyo y colaboración en relación con los desafíos técnicos y regulatorios, facilitando el intercambio de conocimientos y, en particular, aprovechando la experiencia internacional de quienes ya lo han desarrollado o están en el mismo proceso que nosotros. En ese ámbito, entre los días 21 y 26 de agosto se realizará la Sesión Bienal de CIGRÉ en París, Francia, donde cada dos años se reúnen cerca de 4.000 profesionales de todo el mundo. A nivel nacional, el Comité Chileno de CIGRE tiene planeados tres seminarios en Santiago este año:
- 30 de mayo: Impacto del nuevo Marco Legal del Sector Eléctrico
- 25 de julio: Desafíos Técnicos para el nuevo Sistema Interconectado Nacional
- 12 de septiembre: Energías Renovables: Visión de Largo Plazo – ¿Cómo alcanzar las metas?
De esta forma contribuiremos a la difusión de conocimientos en este momento único de cambios en el sector eléctrico.
mayo 9, 2016 | Industria
AES Gener reportó una disminución de un 1% en su Ebitda, con respecto a igual periodo del año anterior por un menor margen registrado en Colombia el que fue compensado por el mejor desempeño de nuestras operaciones en Chile y Argentina. Al 31 de marzo de 2016, la compañía registró una utilidad de US$41 millones.
La variación en el Ebitda en el período referido se explica principalmente porque en Chile el Ebitda aumentó en US$10 millones debido al mayor margen asociado a ventas a clientes no regulados, producto del vencimiento de contratos antiguos y el inicio de nuevos contratos en el SING lo que fue parcialmente compensado por un menor margen en el SIC, debido a menores ingresos asociados al arrendamiento de corto plazo de la central Nueva Renca.
Por su parte, en Colombia, el Ebitda fue menor en US$18 millones debido a una menor generación producto del menor nivel del embalse a comienzos del año. Lo anterior se debió a la mayor utilización de nuestro embalse durante el último trimestre del 2015 para hacer frente a la estrechez de suministro del sistema en ese periodo.
En Argentina, el Ebitda aumentó en US$6 millones como resultado de la mayor generación producto de mantenimientos realizados durante el primer trimestre del 2015 y a un mayor margen asociado al incremento de tarifas.
Según informó la empresa en un comunicado los principales hitos ocurridos durante 2016 y a la fecha fueron que las centrales de AES Gener, al igual que en 2014 y 2015, continuaron siendo líderes de generación en Chile, contribuyendo con 28,5% de la generación total del país durante el primer trimestre de 2016.
Además se destacó la segunda etapa de expansión de la empresa que incluye una cartera de proyectos de generación de energía eléctrica de diversa tecnología por un total de 1.104 MW, junto con el inicio de la exportación de energía desde Chile a Argentina a través de su línea de transmisión internacional.
[Gas a Argentina: envíos partirían a fin de mes, pese a falta de contratos]
abril 27, 2016 | Industria
(Diario Financiero) E-CL, el brazo de generación de Engie (ex GDF Suez), que ayer fue autorizada para cambiar su razón social por Engie Energía Chile, está en la fase inicial del proceso para desprenderse del proyecto termoeléctrico en base a carbón que posee en Mejillones.
Así lo confirmó ayer el gerente general de la firma, Axel Leveque, quien tras reafirmar que “ya está decidido que como Engie Energía Chile no vamos a hacer ese proyecto”, comentó que están “hablando con varios actores y sondeando el mercado” para concretar la venta de la segunda unidad, que aún no se construye, del complejo Infraestructura Energética Mejillones (IEM), que tiene una capacidad instalada de 350 MW y se ubica contigua al complejo que forman las centrales, también termoeléctricas a carbón Andina y Hornitos.
“En algún momento hay que tomar decisiones que son un poco más drásticas y entonces la razón por la que no quisimos activar IEM 2 fue que seguir creciendo en base a carbón no nos permite lograr el objetivo de balancear nuestro portafolio hacia otras fuentes como el gas o las energías renovables”, dijo ayer el ejecutivo tras participar en la junta de accionistas de la generadora.
De hecho, la segunda unidad de ese proyecto es parte de un paquete de activos que la empresa clasificó como no estratégicos y que están disponibles para la venta con el objetivo de aportar a las inversiones actualmente en ejecución donde, junto con la primera fase de IEM y el puerto que esa iniciativa considera, está la línea de transmisión que unirá los sistemas interconectados del Norte Grande (SING) y Central (SIC) que desarrolla su filial TEN, donde desde enero comparten la propiedad con la española Red Eléctrica.
De esta forma, precisó Leveque, se busca alejar la posibilidad de realizar un aumento de capital para enterar esos nuevos recursos.
El gerente corporativo de Finanzas de la eléctrica, Carlos Freitas, añadió que este año el plan de inversión de la compañía superará levemente los US$ 400 millones, lo que incluye los desembolsos para IEM y la línea de interconexión (ver recuadro).
El listado de prescindibles también está integrado por el puerto de IEM, donde a diferencia de lo que sucedió con TEN, la generadora está dispuesta incluso a ceder el control.
El gasoducto Nor Andino que es uno de los dos que en el norte conecta a Chile con Argentina, y donde la rebautizada Engie Energía Chile tiene el 100% de la propiedad de las dos sociedades que lo constituyen, es parte del paquete de activos no estratégicos. Esta infraestructura podría cobrar relevancia en caso de concretarse la exportación de gas natural desde Chile al vecino país.
Esperan mejora del mercado
Leveque aclaró que el objetivo central de expandirse desde el SING, donde lideran el mercado, hacia el SIC sólo se concretará cuando las condiciones de mercado les aseguren rentabilidad, dado que las señales actuales de precio, derivadas de las licitaciones de las distribuidoras, no permiten por el momento apalancar el desarrollo de proyectos nuevos.
Por lo anterior, aún no tienen certeza que la central a gas natural que tienen en etapa temprana de estudio en el Biobío, será su primera inversión o bien si primero impulsarán una iniciativa de base renovable (mini hidro, fotovoltaica o eólica). Lo que está descartado, eso sí, son las hidroeléctricas de mayor escala.
Avanza la ejecución de proyectos
La construcción de la primera unidad de IEM presenta un avance de 17%, mientras que el puerto que forma parte del complejo presenta una ejecución del 25%, lo que está dentro de los horizontes previstos para la entrada en operación en julio de 2018 y agosto de 2017, respectivamente, dijo el gerente general de E-CL.
En el proyecto de transmisión de TEN, en tanto, las obras, cuya entrada está prevista para agosto de 2017, presentan un 33% de ejecución y la inversión al cierre de 2015 ascendía a US$ 776 millones.
El gerente corporativo de Finanzas explicó sobre el financiamiento de esta última iniciativa, que este año inyectarán el 10% de los recursos que le corresponden, mientras que a su socia, Red Eléctrica le corresponde otro 10%. El 80% restante estará asociado a un project finance que ya inició el due diligence por parte de un grupo de bancos locales y extranjeros, pues el instrumento considera un tramo en UF y otro en dólares. El primer desembolso de esos recursos lo esperan hacia el tercer trimestre.
[E-CL espera mejora en condiciones de mercado para viabilizar su expansión hacia la zona central]
