octubre 14, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Aún persisten los coletazos de la magra actividad de agosto, que sólo avanzó 1,1% anual, uno de los registros más bajos del año. Así, los pronósticos del crecimiento para el Producto Interno Bruto (PIB) del año se continúan reduciendo, lo que sumado a la falta de catalizadores de mediano plazo ha contagiado a los números para el próximo año e, incluso, 2017.
Según reflejó la Encuesta de Expectativas Económicas (EEE) de octubre, elaborada por el Banco Central, la estimación para el PIB retrocedió en tres décimas para 2016, a 2,4% desde el 2,7% de la medición del mes pasado, mientras que las de 2017 se ajustaron a 3% desde 3,2%, 100 puntos base menos desde que se incorporó dicho horizonte en la encuesta, en marzo pasado (4%).
Y para este año, el cálculo del Producto se redujo de 2,2% a 2%, con una expectativa de apenas 1,8% para el Imacec de septiembre.
Para el economista de EuroAmerica, Felipe Alarcón, esta visión responde a la caída que mostró la actividad respecto al mes anterior (-1%), lo que implica una pérdida de velocidad «bastante importante» y deja «poca chance» de ver un crecimiento superior al 2% en 2015 «y también condiciona bastante lo que pasará el próximo año».
La razón de esta debilidad, de acuerdo al analista, es la influencia que está teniendo la menor producción de cobre. «Todo indica que la producción minera va a seguir creciendo muy poco», advierte Alarcón.
Finalmente, el LatinFocus Consensus Forecast de octubre -que incluye los pronósticos tanto de entidades locales como extranjeras- entregó una visión similar, ya que también exhibió un descenso en la estimación de crecimiento para la actividad local en 2016, de 2,8% a 2,6%.
En tanto, la proyección para este año se mantuvo en 2,2%.
¿Precios comienzan a ceder?
Por el lado positivo, tanto la medición del Central como el LatinFocus evidenciaron un panorama con menores presiones inflacionarias hacia adelante.
En la encuesta local, la proyección para el IPC a diciembre de este año disminuyó de 4,7% a 4,6% y de 3,5% a 3,4% a fines del próximo año.
Para octubre y noviembre, anticipó un IPC de 0,3% y 0,2%, respectivamente.
En tanto, Latinfocus rebajó a 4,3% (desde 4,5%) su pronóstico de IPC a diciembre de este año. Para 2016, la mantuvo en 3,4%.
«La encuesta recorta la previsión inflacionaria en 12 meses desde 3,7% hasta 3,5%, manteniendo la inflación al final del horizonte de política en 3%», dijo el economista de BCI Estudios, Felipe Ruiz, sobre el resultado de la EEE.
En este contexto, desde Banchile Inversiones desestimaron -por ahora- un potencial desanclaje de expectativas, destacando que solo 23% de los consultados estima que la inflación se ubicará sobre 3% en los próximos 23 meses. En la medición anterior, el procentaje que tenía esta visión superaba el 38%.
«Creemos que lo anterior ratifica la mayor preocupación del mercado ante la ausencia de catalizadores de crecimiento en el corto plazo, como también las dificultades que enfrentará la economía en el mediano plazo», dijo la entidad.
Tasa en 3% hasta noviembre
De acuerdo a la medición realizada por el Banco Central, la tasa de política monetaria no experimentaría cambios en la reunión de mañana, ya que un 60% de los encuestados cree que se mantendrá inalterada en 3%, respondiendo en gran parte a la sorpresa a la baja que arrojó la inflación el mes pasado.
El restante 40% espera que se materialice un alza de 25 puntos base en la cita de octubre. Dentro de este porcentaje se encuentra BCI Estudios, ya que -como señala su economista Felipe Ruiz- pese al IPC de septiembre «seguimos apostando por un alza en TPM que se concretará en la reunión de este mes».
Para noviembre, el porcentaje que espera un alza de tasas casi alcanza un 50% versus menos del 40% que la ve aún en el actual 3%.
Así, en lo que resta del año la mayoría espera que solo se concrete una subida de 25 puntos base, ya que el cerca de 60% de los consultados cree que la tasa rectora se ubicará en 3,25% a diciembre.
septiembre 30, 2015 | Industria
(El Mercurio) Ayer, y por medio de una carta entregada al directorio, Juan Clavería informó que, luego de 16 años, deja la gerencia general en Chile del grupo franco belga GDF Suez, hoy Engie. El ejecutivo también presentó su renuncia a la presidencia del directorio de ECL, GNL Mejillones y Central Termoeléctrica Hornitos (filiales de GDF), además de desprenderse de su participación en la mesa de TEN (subsidiaria creada para la interconexión de los sistemas eléctricos). Por otro lado, saldrá de la vicepresidencia de la Asociación de Generadoras, y dejará su rol en el World Energy Council Chile.
«Mi renuncia es con carácter de indeclinable y es por motivos personales», dijo en la misiva a la que pudo acceder «El Mercurio». Cercanos comentan que el ejecutivo buscará nuevos horizontes, siempre dentro del sector eléctrico, y mientras define sus próximos pasos en el rubro se abocará a proyectos personales como Minera El Trebal.
Como gerente general del grupo en Chile asumirá Pierre Devillers, quien también tomará la mayoría de los directorios que deja Clavería. Aunque, como presidente de ECL quedará Philip Decnudde. Ambos son de origen belga.
El grupo, cuyo nombre cambió hace pocos meses, está realizando una reestructuración relevante. De hecho, este año trasladó su matriz en Latinoamérica desde Brasil a Chile.
Clavería tiene más de 25 años de experiencia en el sector eléctrico y en el último tiempo destacó por su rol en la interconexión eléctrica que lleva a cabo el grupo. Ese proyecto permitirá unir el Sistema Interconectado Central (SIC) con el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), permitiendo, en el largo plazo, bajar los precios de la electricidad.
Trayectoria
El ejecutivo comenzó su carrera en 1989 en Colbún, y luego pasó por Transelec y Endesa. En 1999 ingresó al grupo Engie, específicamente en Electroandina como subdirector de un proyecto de ciclo combinado, y en 2002 asumió como gerente general de Edelnor, donde fue parte de la reestructuración de la deuda y del plan de negocios de la compañía que estaba en riesgo de quiebra.
En 2010, Clavería tuvo un rol activo en la fusión de ElectroAndina y Edelnor, que creó la mayor generadora del Norte Grande. Ese mismo año asumió como gerente general del grupo en Chile. En 2015, el ingeniero civil industrial participó en el ingreso de ECL al SIC.
septiembre 22, 2015 | Industria
(Diario Financiero) En las próximas semanas, la firma de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) Acciona, de capitales españoles, partirá la construcción de su mayor proyecto en Chile, la planta El Romero Solar, que tendrá una capacidad instalada de 245 MW y una inversión de unos US$ 350 millones.
José Ignacio Escobar, gerente general de la compañía, dice que este es el primer paso de un ambicioso plan de inversiones que tienen para el próximo quinquenio con el que buscan posicionarse como una de las principales generadoras en el segmento renovable en el país.
En los próximos dos años buscarán tener proyectos por unos 400 MW en operación (hoy solo tienen en funcionamiento el parque eólico Punta Palmeras, de 45 MW de capacidad), parte de los cuales ya cuenta con contratos de suministro adjudicados. Mientras, para fines de la década esperan más que duplicar su capacidad instalada.
«Hemos hecho una serie de actividades propias y para terceros y en base a esto se decidió potenciar la presencia en Chile y el Cono Sur. Al 2017 queremos tener proyectos operando por unos 400 MW, entre eólicos y solar, y hacia 2020 ó 2021 tener de 800 MW a 1.000 MW operativos», sostiene. Esto les demandaría inversiones de unos US$ 2.200 millones, las que cubrirán con capital propio y también vía financiamiento con terceros.
Escobar sostiene que, en esta primera etapa, El Romero Solar cubrirá una parte de la energía que la firma se adjudicó en la licitación de diciembre pasado, donde hacia finales de 2018 deberán suministrar al sistema unos 600 GWh anuales.
Acciona llegó a principios de los 90 a Chile, pero sólo desde fines de la década pasada incorporó a las ERNC a su área de negocios en el país, pese a ser una de las mayores firmas renovables del mundo.»La compañía ya tiene casi tres décadas en Chile y sus inicios fueron en la construcción e infraestructura. Hace siete u ocho años estamos en energía. Hemos desarrollado una cartera de proyectos que ha tenido un proceso de maduración importante, por la naturaleza de los proyectos, y porque el mercado estaba en un proceso de maduración a nivel de regulación y de los clientes que no es rápido. En el sector energético cualquier cambio toma varios años, por su nivel de inversiones», dice.
Desarrollo con contratos
Si bien reconoce que el plan es ambicioso, Escobar explica que este se desarrollará en la medida que consigan contratos de suministro que permitan la construcción de lo proyectado. Esta es una tendencia cada día más fuerte en el sistema eléctrico chileno, donde las empresas buscan mecanismos para disminuir riesgos mediante acuerdos de largo plazo. «El desarrollo va de la mano de una estructura de contratos que permitan solventar esos 1.000 MW de capacidad a los que queremos llegar. De ahí en adelante deberemos revisar el plan pensando en un horizonte al 2030. La salida comercial de los proyectos es una pieza clave en la decisión de inversión, pero no es la única. También tenemos que tener una cartera de proyectos que nos asegure cumplir con la meta», dice.
Lograr contratos de suministro no es el único desafío que tienen las firmas. Hasta 2018, y una vez que se concrete la expansión del sistema de transmisión entre Polpaico y Cardones, deberán enfrentar restricciones en el despacho producto de la congestión de las líneas y de la operación en condición de mínimo técnico de unidades como Guacolda, lo que ya ha provocado situaciones de vertimiento de energía para las generadoras ERNC, con los consiguientes perjuicios económicos. Escobar reconoce que Acciona ha sido una de las afectadas pero indica que están trabajando para minimizar los efectos. «Hay que revisar estos temas porque el vertimiento de energía es básicamente una pérdida de plata», señala.
Asimismo, dice que la situación de precios en el Norte Chico -con costos marginales altos que hacían atractivo el desarrollo de muchos proyectos- está cambiando y en el futuro solo las iniciativas más eficientes lograrán desarrollarse. «Las renovables hemos demostrado que somos capaces de reaccionar muy rápido frente a situaciones de mercado coyunturales. Aquí hubo una sobreoferta (…) porque la gracia de los proyectos ERNC es que se construyen rápido. Nosotros fuimos más cautos. Vimos que a mediano y largo plazo podía haber un riesgo de precios importante hasta que no se resolviera el tema de transmisión».
[Empresa española construirá en Chile planta fotovoltaica con inversión aproximada de US$343 millones]
septiembre 21, 2015 | Industria
El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC SING) informó que con el propósito de identificar de manera proactiva y temprana, aspectos críticos que deban ser considerados dentro del proceso de interconexión de los sistemas eléctricos nacionales, su Dirección de Planificación y Desarrollo elaboró y publicó el “Estudio de Integridad de las Instalaciones del Sistema de Transmisión del SING 2015 (EIST 2015)”.
Este documento complementa los resultados contenidos en el Estudio de Integridad de las Instalaciones del Sistema de Transmisión del SING 2014 (EIST 2014), en el horizonte de análisis que comprende de 2018 a 2021, para una condición de interconexión SING-SADI-SIC, es decir, un escenario topológico de interconexión de ambos sistemas chilenos, y el sistema argentino en su conjunto.
Dentro de los aspectos destacables del EIST 2015, se menciona que el estado de algunos equipos primarios del sistema de transmisión de 220 kV del SING, como interruptores de poder y transformadores de corriente, cuyos niveles de capacidad de ruptura y saturación, respectivamente, se encuentran sobrepasados.
También se advierte la necesidad de ampliación del sistema de transmisión de la zona sur-cordillera del SING, los efectos preliminares de una integración de ERNC, y un análisis de la respuesta transitoria de los sistemas interconectados SING-SADI-SIC, frente a la ocurrencia de fallas de alto impacto, como es la Severidad 9 (fallas en secciones de barras) establecida en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente.
En función de los resultados obtenidos, CDEC-SING indicó que está preparando el plan de acción que instruirá a las empresas coordinadas para la normalización de sus instalaciones, con el fin de resguardar la seguridad del SING, de cara a la futura operación interconectada.
El Estudio realizado íntegramente por profesionales de CDEC-SING, busca contribuir al proceso de interconexión iniciado durante el presente año, y se encuentra disponible en su primera versión en el sitio web de la institución.
septiembre 9, 2015 | Proveedores
Un Workshop Interactivo se realizó en las dependencias de ABB University donde se presentó el sistema UPS Conceptpower DPA 500, con especial foco en la arquitectura modular descentralizada de estos equipos. Módulos pueden ser reemplazables aun cuando se está entregando energía y sin riesgos para el personal que lo opera, destaca la compañía.
Desde ABB destacan que Conceptpower DPA 500 es un producto de 1,5 metros cuadrados de huella para 500 kW de carga, el cual conecta nuevas tecnologías con el formato DPA, Decentralized Parallel Architecture, (arquitectura paralela descentralizada). Lo que significa que el sistema se divide en una serie de “cajones” independientes que cuentan con todos los elementos de una UPS convencional, por lo que cada módulo del UPS es como si fuera un UPS por sí solo.
Otra de las novedades de este equipo es la posibilidad de expandir su capacidad. Por ejemplo, se puede comenzar trabajando con 100 kW y expandirlo, verticalmente hasta 500kW y horizontalmente, llegando hasta 3MW con 6 máquinas en paralelo.
En esta oportunidad, se demostró en vivo al público, con la ayuda de una unidad funcional, el sometimiento del equipo a cargas y a condiciones extremas para analizar su comportamiento in situ. En el taller interactivo expusieron Alejandro Lovera, Product Manager de Power Conversion de ABB en Chile, y Demetrio Gatos, Regional Sales Manager Latin America de Power Protection de ABB.
“El mantenimiento de estos equipos es muy simple, porque en caso de un evento, los módulos se pueden reemplazar de forma sencilla y segura aun mientras entregan energía gracias a que estos pueden ser enchufados en caliente. El tiempo de reposición o MTTR, Mean Time to Repair, es bastante bajo debido a que este reemplazo no toma más de 10 minutos”, explicó Demetrio Gatos, Regional Sales Manager Latin America de Power Protection de ABB.
La proveedora explica que los sistemas UPS se encuentran a lo largo de todas las industrias que contemplen un proceso crítico de energía y que necesiten proteger su sistema. La base instalada de ABB en Chile está en las grandes empresas de telecomunicaciones, empresas de servicios TI, del sector salud, de servicios alimenticios, y de pulpa & papel.
“Uno de los objetivos principales del Workshop era demostrar las diferencias tecnológicas de nuestros equipos versus otras tecnologías modulares y se cumplió. El cliente apreció mucho el mostrarle las características en vivo, pues ellos pudieron ver cómo se comportaba el equipo cuando se simulaba una falla”, agregó Alejandro Lovera, Product Manager de Power Conversion de ABB en Chile.
