agosto 10, 2015 | Mundo
(Pulso) A pesar de que Royal Dutch Shell atraviesa un período de fuertes recortes de gastos para enfrentar los precios más bajos del petróleo y los US$70.000 millones que pagó por BG en abril, el director ejecutivo, Ben Van Beurden, mantiene firme su plan para convertir a la anglo-holandesa en la mayor proveedora de Gas Natural Licuado del mundo, desafiando a Exxon Mobil.
Hace una semana, la empresa informó una caída de 25% en sus utilidades del segundo trimestre, hasta US$3.986 millones. En medio de la reestructuración de su negocio global de refinerías, la empresa acordó reducir 6.500 puestos de trabajo y vender a fines de año su participación de 75% en la china Tongyi Lubricants, que compró en 2006. La firma seguirá presente en China a través de la industria de lubricantes, pero en paralelo está apostando fuertemente por otros mercados, destinando unos US$5.000 millones a nuevas compras, principalmente en Brasil, donde la estatal Petrobras se está deshaciendo de activos por US$14.000 millones a raíz del mal momento financiero que enfrenta, agravado por el escándalo de corrupción que ha golpeado a esa firma y al gobierno de Dilma Rousseff.
Para los expertos, la ventaja de Shell hoy en día es que tiene un balance muy grande, por lo que su capacidad para soportar un barril de petróleo en US$60 es fuerte, pero esa resiliencia por los próximos dos años será mejor si pueden completar la desinversión programada de US$30.000 millones en activos para 2016 y 2018, después de comprar BG.
“Si Shell completa esa venta en un ambiente de bajos precios del crudo, podrán mantener los dividendos y las proyecciones para su balance. El negocio tiene una fortaleza subyacente, pero es sensible a las desinversiones”, dijo a PULSO Richard Griffith, analista de Canaccord Genuity Limited.
En cuanto al acuerdo por BG, Griffith señaló que en un par de años se demostrará que fue un negocio muy inteligente, ya que la lógica industrial entre ambas empresas tiene sentido desde hace más de una década. “Industrialmente, la cartera comercial de BG tiene una posición fuerte en aguas profundas en Brasil y en GNL, lo que coincide con la estrategia de Shell del año pasado cuando fijó como sus dos motores clave de crecimiento para la próxima década la exploración en aguas profundas y GNL”, declaró.
De acuerdo con el consenso de Bloomberg, el precio objetivo de la acción de la compañía es de 31,16 euros a doce meses, en comparación con los 26,77 euros en que cerraron el viernes.
BG, además, acaba de terminar un período de fuertes inversiones de capital, que se reducirán este año y el próximo, bajando desde un peak de US$11.000 millones a cerca de US$5.000 millones, aunque seguirán gastando unos US$2.500 millones y US$3.000 millones en Brasil. “La compraron barato si creemos que el precio del petróleo subirá de nuevo”, porque el dinero que gasta BG se reducirá, mientras el flujo de caja que generen sus nuevos proyectos seguirá acelerándose. Fue el momento perfecto, al comprar posiblemente en el punto más bajo del ciclo del precio del petróleo”, acotó Griffith.
La jugada de Shell, que se cerrará a inicios de 2016, posiblemente genere nuevos movimientos en la industria. Shell ya vendió refinerías y operaciones minoristas en Australia, Italia, Reino Unido, Dinamarca, Noruega, Francia y Japón, pero ahora expertos piensan que Exxon está mirando otros activos y que podría salir de compras para cerrar negocios, ya que actualmente es más barato comprar barriles de crudo que obtener licencias de exploración y desarrollo petrolero.
[El exceso de crudo pone freno a la producción]
agosto 10, 2015 | Industria
(Pulso) El plan de interconectar el norte de Chile con otros países como Argentina, Brasil o Paraguay va tomando forma, luego de que AES Gener diera el primer paso y solicitara la autorización para iniciar envíos hacia Argentina.
La empresa, controlada por el grupo estadounidense AES Corp, está evaluando triplicar la capacidad actual de la línea eléctrica que conecta ambos países, que hoy permite transmitir hasta 200 MW de energía. Como la capacidad de diseño de la línea de transmisión -que conecta al SING con Salta, específicamente con la central local Termoandes- es de 600 MW, la eléctrica estudia alcanzar esa cifra, lo que permitiría darle otro estatus a la interconexión, más aun considerando que a fines de 2017 estará operativa la línea que conectará el SING y el SIC y que por estos días inicia su construcción, de la mano de la filial de E-CL Transmisora Eléctrica de Norte (TEN).
Según el gerente general de AES Gener, Felipe Cerón, este plan requeriría sólo algunas inversiones menores, pues la gran inversión es la misma línea, la que ya está construida y operativa.
El ejecutivo agregó que de esta manera Chile podría materializar una interconexión eléctrica real, aprovechando, por ejemplo, la hidrología de Brasil y evacuando energía solar o térmica, considerando el potencial de crecimiento que tiene esa zona tanto respecto de las energías convencionales como renovables.
La eléctrica recibió hace dos meses la autorización de parte del Gobierno para iniciar envíos de hasta 200 MW, además de haber completado los estudios técnicos que dan viabilidad a la propuesta, y que fueron monitoreados en todo momento por el CDEC-SING.
La línea de transmisión energizada en 345 kV une el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en Chile y el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), y fue construida en la década de los 90 para aprovechar la oferta de gas argentino, por entonces barato y abundante. Una vez que esas reservas se agotaron, la línea quedó en desuso, aunque ahora volverá a operar pero mayormente en sentido inverso, es decir, enviando energía desde Chile hacia el país vecino.
No es el único plan que analizan los privados al respecto. Recientemente, desde GNL Mejillones -filial de GDF Suez, hoy Engie- plantearon la opción de exportar gas natural directamente a Argentina, mediante los ductos que conectan Mejillones con ese país.
[Actores del SING estudian propuesta para exportar gas de Mejillones a Argentina]
agosto 7, 2015 | Formación
Con el objetivo de analizar el estado actual de la matriz de consumo energético regional y los problemas asociados a ella, se realizará el 11 de agosto en la Universidad de Concepción (UdeC) el seminario “Energía Limpia para la Región del Biobío”, el cual es organizado por el Ministerio de Energía junto a esa Casa de Estudios.
Carola Venegas, Seremi de Energía de la Región del Biobío, afirma que “esta región tiene una vocación industrial y la mayor capacidad instalada del país, por lo que el sector energético es fundamental. En esta actividad esperamos reunir a empresas, organismos públicos junto a la comunidad, para discutir la realidad de la región desde el punto de vista medio ambiental, de salud pública y la situación de los precios de la energía”.
En tanto el Centro de Ciencias Ambientales EULA Chile dará a conocer los resultados de un estudio sobre la implementación de una red de gas natural encargado por el Ministerio de Energía. Claudia Ulloa, investigadora del centro explica que “uno de los resultados que daremos es que es perfectamente factible abastecer de gas natural a precios competitivos la zona centro sur del país, y de esa manera lograr desplazar combustibles más contaminantes”.
Por su parte, Elías Valenzuela, presidente Acenor y vocero de la Mesa de Grandes Consumidores de Energía de la región, sostiene que “desde la fallida disponibilidad del gas argentino, la Región del Biobío ha sido fuertemente impactada en su desarrollo y competitividad, asumiendo costos ambientales y de pérdida de empleos. Esperamos contar nuevamente con gas natural para la actividad industrial, diversificando nuestra matriz y hacer frente a las restricciones ambientales y de precios de la energía».
El evento es gratuito previa inscripción al mail mvasquezb@minenergia.cl y se realizará el 11 de agosto entre las 8:30 y 12:30 hrs., en el auditorio de la Facultad de Ciencias Forestales de la UdeC.
agosto 7, 2015 | Industria
(El Mercurio) El gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), Marcelo Tokman, señaló ayer que si bien la empresa ha accedido a una solicitud del Gobierno de asociarse con privados y participar en licitaciones de proyectos energéticos para hacer más competitivo estos concursos, su intención es solo cooperar en la viabilización de las iniciativas, especialmente en su etapa primaria, cuando se obtienen los permisos. Luego se limitarían a acompañarlos como socio minoritario, sin financiarlos, sino que poniendo a su disposición el gas natural del que dispone la compañía.
En la ocasión, Tokman respondió la crítica de la economista Susana Jiménez en orden a que en los buenos resultados de la empresa incidirían los créditos blandos que obtiene por ser estatal. Al respecto, señaló que eso siempre ha sido así y que si las tasas actuales a las que recibe préstamos son históricamente las más bajas, es por el buen desempeño de la compañía.
Agregó que el hecho de ser una empresa pública implica incurrir en costos y pérdidas que una compañía de otra naturaleza no tendría. «La deuda que hay por la que se pagan US$ 200 millones anuales en intereses es porque en 2008, cuando se cortó el gas desde Argentina, Enap tuvo que importar crudo para duplicar el consumo de petróleo en el país», señaló como ejemplo.
Tokman explicó que las utilidades por US$ 132 millones obtenidas en enero- junio son el mejor resultado para ese lapso en los últimos 15 años. Además, anunció que Enap invertirá alrededor de US$ 800 millones anuales entre 2016 y 2020.
agosto 4, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La mochila que arrastra Enap desde 2008, cuando registró pérdidas de casi US$ 1.000 millones e incrementó sus niveles de deuda, aún le pesa, y sólo hacia finales de la década la firma podría entrar en un contexto de mayor holgura.
Marcelo Tokman, gerente general de la petrolera estatal, explica que el plan estratégico que está desarrollando la firma permitiría que en los próximos cuatro años el financiamiento externo ya no sea crítico para llevar adelante las inversiones que tienen presupuestadas.
«El plan estratégico lo que tiene es inversiones por unos US$ 650 millones este año. Nuestra proyección es que vamos a requerir financiamiento hasta el 2019, y a partir de ahí vamos a comenzar a reducir la deuda», dice Tokman.
El ejecutivo sostiene que hacia mediados de la próxima década, la estatal podría reducir su nivel de deuda a la mitad, disminuyendo también los ratios y mejorando el perfil financiero. Desde diciembre de 2012, la deuda de Enap ha caído unos US$ 1.000 millones.
«En 2025 debiéramos haber logrado reducir la deuda de los US$ 3.900 millones actuales a unos US$ 1.800 millones», explicó el ejecutivo.
En el primer semestre del año, la firma tuvo utilidades por US$ 132 millones, mientras que su Ebitda alcanzó a US$ 430 millones y su patrimonio se incrementó 21% respecto de diciembre de 2014, a US$ 662 millones.
El plan de Enap contempla inversiones por unos US$ 4.000 millones al 2020, de los cuales una parte importante -en torno a US$ 350 millones anuales- irá dirigido al segmento de exploración y producción de petróleo en Magallanes. En este sentido, Tokman señala que a la fecha se ha cumplido con el 80% de las perforaciones de pozos previstas para este año.
«Estamos bien encaminados para cumplir el compromiso de ser autosuficientes en materia de gas en Punta Arenas al 2017», dice Tokman, indicando que la producción del bloque Arenal estaría en torno al millón de metros cúbicos (mm/m3) diarios de gas, mientras que la demanda de la zona -en el peak de consumo- se empina hasta 1,5 mm/m3.
Socio en generación
Frente a la críticas que han surgido del sector privado por la incursión de Enap en el negocio de generación -firmas como Colbún han sido insistentes en esto-, sostiene que estas son más bien «ideológicas», y que no está previsto que la estatal desvíe recursos para el desarrollo de centrales eléctricas.
«En la agenda de Energía, el gobierno le pide a Enap que haga un esfuerzo, que se está llevando a cabo, por reducir el precio de las licitaciones. Hay una coyuntura donde hay dudas respecto a que tan competitivas van a ser las próximas licitaciones en cuanto a energía de base (…)Enap no quiere hacerse cargo de llevar adelante estos proyectos, está concentrándose en las últimas etapas de aprobación que requieren», dice.
La firma definiría en septiembre con quien se asociará en el negocio de generación.
[Arbitraje por US$10 millones dejó fuera a Gas Natural Fenosa de alianza con Enap]
