agosto 14, 2017 | Industria
(Diario Financiero) El 20 de julio, horas después que el máximo ejecutivo de Enel en Chile, Nicola Cotugno, anunció la entrega de una bonificación voluntaria a los clientes afectados por los extensos cortes de luz debido a la nevazón de la madrugada del día 15, el director del Sernac, Ernesto Muñoz, pidió a la empresa formalizar el ofrecimiento.
Pese a que en la conferencia de prensa los ejecutivos de la italiana dijeron que habían informado esta decisión al Servicio Nacional del Consumidor, la autoridad le pidió a Enel Distribución a través de los medios que entregara todos los datos del mecanismo para evaluarlo. “Para nosotros es fundamental obtener compensaciones y soluciones rápidas, que sean adecuadas, que cumplan con el marco de la ley y con lo informado públicamente que es un compromiso”, dijo Muñoz en esa oportunidad.
Sin embargo, transcurrido casi un mes desde estas declaraciones el Sernac aún no se habría pronunciado sobre la propuesta de la concesionaria.
A raíz de esto la eléctrica habría optado por suspender la entrega de la compensación, que comenzaría en la facturación de septiembre, a la espera de tener los comentarios del organismo a fin de aplicar los eventuales ajustes que ésta pudiera plantear.
La propuesta de la eléctrica considera pagar hasta $ 25 mil por cada noche sin suministro a partir de las 20:00 horas del domingo 16 de julio.
En el intertanto, sin embargo, la firma ya completó dos tercios del pago de la primera bonificación voluntaria que ofreció a los 34 mil clientes que estuvieron más de 24 horas sin suministro por el temporal de viento de mediados de junio y que están recibiendo hasta $ 25 mil.
La empresa habría procedido con este pago porque el Sernac no manifestó reparos cuando se le informó.
agosto 14, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Dos poderosas razones tuvo Colbún para adelantar en un año la entrada en vigencia del acuerdo de largo plazo que firmó con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) para acceder a GNL y capacidad de regasificación en el terminal de Quintero.
Luego de conocerse que la eléctrica decidió suspender la búsqueda de un socio o comprador para su complejo Nehuenco, llamó la atención la modificación de este contrato, toda vez que le permitía agregarle valor a este activo, mejorando una posible transacción.
En el mercado comentan que después de que hace unos meses el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) le recordó a la eléctrica que su permiso ambiental le permite usar diésel en Nehuenco sólo en caso de emergencia, la compañía tuvo que salir a buscar suministro de gas natural a firme.
De lo contrario, la firma ligada al grupo Matte corrían el riesgo de perder el pago por potencia que todas las empresas reciben por la capacidad de generación que tienen disponible en el sistema. Este es uno de los ítemes que constituyen la remuneración que reciben, mientras el otro es la energía que efectivamente inyectan a la red.
Esto queda de manifiesto porque, junto con activar el convenio el próximo año y no en 2019 como se pactó en mayo, la modificación del acuerdo a trece años plazo también considera un volumen mayor de gas natural licuado (GNL) que le venderá ENAP y un alza en la capacidad de regasificación del terminal de Quintero que puede usar Colbún. Todo esto le permitirá a la eléctrica cubrir la operación de las dos unidades del complejo, sorteando la advertencia del SEA.
Nuevos clientes
Trascendió que el ajuste implicará que Colbún pague un 10% más por el contrato, que establece un piso de US$ 400 millones.
En Colbún añadieron que la decisión de adelantar e incrementar el contrato con ENAP se explica también en el aumento en su base de clientes, que en los últimos doce meses se incrementó en 10%, equivalente a 800 GWh, a partir de la posibilidad de que usuarios regulados contraten directamente con generadoras.
Estos contratos se inician en 2018.
agosto 14, 2017 | Industria
(La Tercera) A mediados de enero de este año, AES llamó a uno de los más reconocidos estudios de abogados especializados en procesos concursales y reestructuraciones financieras, Nelson Contador & Compañía. La llamada tenía una finalidad, que los profesionales confeccionaran en cerca de cuatro días la solicitud de liquidación de Alto Maipo, la cual sería presentada en el directorio del 19 de enero. Si era aprobada, ingresaría a tribunales el viernes 20 a primera hora.
Era la salida ideada por AES Gener para poner fin a un proyecto cuyo costo había subido un 22% -de US$ 2.050 millones a US$ 2.500 millones-, y con un sindicato de bancos que estaba poniendo trabas a la entrega de recursos para continuar con las obras. Por tanto, la opción de liquidar Alto Maipo era la mejor alternativa para la firma de capitales americanos.
Pero la movida falló, porque fue en ese directorio cuando el grupo Luksic, controladores de Antofagasta Minerals (en ese momento dueños del 40% de Alto Maipo), decidió salir y hacer la pérdida de US$ 380 millones, antes de enfrentarse a un proceso de liquidación que podría perjudicar su imagen y reputación, riesgo que no podían correr siendo accionistas de un banco, el Chile.
Ante la oposición y salida de Luksic, la liquidación quedó en suspenso y la constructora austríaca Strabag entró al proyecto con un 6,7% de la propiedad.
Fuentes cercanas a la operación señalan que eso descomprimió la situación y los bancos decidieron dar una mayor flexibilización, eso sí, una de las condiciones era que AES Gener pusiera US$ 117 millones.
El segundo intento de liquidación
Pero a principios de junio se desató una nueva tormenta, cuando Alto Maipo decide poner fin al contrato con la Constructora Nuevo Maipo (CNM), consorcio europeo responsable del túnel de 67 kilómetros entre dos centrales, Las Lajas y Alfalfal II. El consorcio, integrado por la alemana Hochtief y la italiana CMC Di Ravenna, según Alto Maipo, habría cometido infracciones, por lo cual decidieron poner fin al contrato y cobrar las boletas de garantía. CNM no se quedó tranquila y le puso una demanda arbitral en Estados Unidos.
Con ese contexto, a principios de julio AES Gener nuevamente llamó al equipo de Nelson Contador y Luis Felipe Castañeda para trabajar en el escenario de una quiebra, ya que no se vislumbraba la posibilidad de un acuerdo.
Bernerd Da Santos, presidente del directorio de AES Gener, se instaló dos semanas en Chile y armó un equipo de trabajo compuesto por la alta plana ejecutiva: el CEO de AES Gener, Javier Giorgio; el vicepresidente de Finanzas de AES Gener, Ricardo Falú; el gerente regional de Contabilidad, Bernabé Casas; el controller Javier Dib y el fiscal Alberto Zavala.
A ellos se sumó la asesoría corporativa de Claro y Cía., representada por el abogado Rodrigo Ochagavía. La orden fue clara, el equipo tenía un plazo de 10 días para tener nuevamente listo el proceso de liquidación de Alto Maipo.
En el intertanto, los bancos chilenos se dieron cuenta de que se venía un nuevo intento por iniciar un proceso de liquidación y advirtieron a los bancos americanos que la amenaza de la quiebra era real. Eso generó que el jueves 20 de julio se llevara a cabo en Washington una reunión en la cual participaron Bernerd Da Santos y Rodrigo Ochagavía por AES Gener, el sindicato de bancos y el abogado de Carey, Ricardo Reveco.
La reunión partió bastante tensa, de hecho, el timing planificado era que si no había acuerdo, se ingresaría la solicitud de liquidación por vía electrónica a las 17 horas, cuando ya la Bolsa de Nueva York estuviera cerrada, así como las bolsas europeas, dado que Strabag se transa en el parqué austríaco.
Quienes participaron en las tratativas cuentan que estaba todo listo para declarar el default económico, incluso hasta el hecho esencial que se enviaría a esa hora a las bolsas. Pero alrededor de las 13 horas se comenzó a generar un tono más blando de parte de los bancos y a última hora se avisó que se suspendía la presentación y que se iban a dar un tiempo para ver cómo continuar con el proceso.
Pero el 31 de julio, Alto Maipo anunció que había caído en default técnico, generando la alerta en los bancos, que se dieron cuenta de que no se cumpliría con los plazos ni con los costos. Ante ello, comunicaron a la compañía que no les iban a pasar más financiamiento.
Negociaciones inciertas
Fuentes cercanas a la compañía señalan que es difícil que AES Gener tome la decisión de ir a quiebra por el golpe reputacional que le puede significar. Sin embargo, hay quienes recuerdan que ya una vez lo hizo con la filial Chivor en Colombia. En 2002, AES solicitó la quiebra acogiéndose al Capítulo 11 de la ley americana, en un tribunal de Manhattan. Esta vez no podría hacer lo mismo, dado que muchos de los acreedores y los activos están en Chile.
Si la firma tramita la solicitud de liquidación, expertos indican que se puede enfrentar a acciones civiles de los acreedores, pero que lo que más le preocupa son las eventuales responsabilidades de AES Gener respecto de las obligaciones en Alto Maipo.
Por esa razón, encargó varios informes a abogados de la plaza, que llegaron a la conclusión de que pedir responsabilidades a AES Gener es muy baja, lo cual no quita que se puedan solicitar. De ahí que la posibilidad de ir a quiebra haya vuelto a rondar por las oficinas de la generadora.
En el escenario de que AES Gener pida la liquidación de Alto Maipo, la primera clase de acreedores preferentes son los trabajadores, tema que la firma estaría resolviendo con la incorporación de algunos de ellos a la firma madre.
El tema más complejo, por tanto, lo enfrentan los otros acreedores. Todos los bienes de Alto Maipo están prendados en favor del sindicato de bancos, lo que implica que en una liquidación son dueños de toda la infraestructura. Por lo tanto, es clave determinar qué pasará con la compañía, ya que el escenario de recuperación de deuda es bien distinto si la compañía se vende como proyecto a si es “deshuesada”.
Cercanos a la empresa indican que si se define su liquidación y el liquidador y la junta de acreedores deciden dar continuidad de giro, la firma se puede vender como unidad económica a un tercero interesado.
“Si el liquidador busca una fórmula de venta como unidad económica, los bancos podrían recuperar como mínimo el 30% de sus acreencias. Si se decide liquidar y vender por partes, ahí la recuperación es prácticamente nula”, explican los expertos.
Los bancos están preocupados de que este último finalmente sea el escenario. Por ello, están interesados en que se busque una solución para su continuidad, la cual pasaría por el ingreso de un nuevo socio, así como que AES Gener asuma el alza de los costos. Por esta razón, en las conversaciones con la compañía han participado los principales ejecutivos del Itaú y Bci, Milton Maluhy y Eugenio von Chrismar, respectivamente.
Alto Maipo tiene deudas bancarias por US$ 782 millones. Los bancos acreedores son: Itaú-Corpbanca (US$ 151 millones), Overseas Private Investment Corporation OPIC (US$ 127 millones), Bci Miami (US$ 77 millones), Itaú Nueva York (US$ 75 millones), IFC (US$ 75 millones), DNB (US$ 67 millones), BID (US$ 65 millones), KfW (US$ 56 millones), BancoEstado (US$ 48 millones) y Bci Chile (US$ 37 millones).
Después hay una larga lista de proveedores que suman un total US$ 70 millones, donde el más grande -con US$ 41 millones- es Strabag, accionista de Alto Maipo.
La representante del BID en Chile, Carolyn Robert, señala que los bancos se enteraron de la situación crítica que estaba viviendo el proyecto por la comunicación que Alto Maipo envió a la SVS y que luego de conocerla, tanto el BID como el resto de los acreedores están siguiendo de cerca la situación. Agrega que tanto el BID como los demás acreedores financieros “aún están evaluando” un potencial escenario de quiebra “ante la eventualidad de su materialización”.
Las alternativas del diseño
Esta semana se inició el trabajo entre la banca, Strabag y AES Gener en Chile para lograr una solución que sea favorable para Alto Maipo. La eléctrica reconoce las diferencias de criterio que existen entre las partes y lo que se quiere es aunarlas, explica Bernerd Da Santos. Por eso, sobre la mesa están toda las alternativas posibles que puedan ayudar al proyecto hidroeléctrico. Una de ellas sería avanzar en la construcción del proyecto de manera secuencial, opción que hoy tendría mucha más viabilidad, sobre todo porque ayudaría a mitigar los riesgos, la inversión y también daría una buena señal de continuidad para un potencial socio o comprador de Alto Maipo al momento de cerrarse un acuerdo.
Lo que hace viable esta alternativa, cuentan conocedores del proyecto, es que Alto Maipo utiliza las aguas de tres ríos: El Colorado, El Yeso y El Volcán, siendo estas dos últimas las zonas donde se han presentado actualmente los últimos inconvenientes, relacionados con el cese de los trabajos -en mayo pasado- por el Consorcio Nuevo Maipo.
“Podría ser una buena opción que Alto Maipo se concentre en los trabajos de la zona del río Colorado, porque es un río que conocen, ya que en esa zona está ubicada la central Alfalfal I y luego concentrarse en el resto del proyecto”, explica Juan Carlos Olmedo, ex director de CDEC-SIC y experto en desarrollo de proyectos eléctricos.
Cercanos a la iniciativa indican que los trabajos en esa zona representan cerca del 30% de las centrales hidroeléctricas que se construyen en la comuna de San José de Maipo, y si se agregan los trabajos del área de El Yeso, Alto Maipo quedaría con el 70% del proyecto avanzado, destacan.
Más atrás se situarían los trabajos en la zona de El Volcán, que representa cerca de un 30% de la producción de Alto Maipo y donde la construcción de los túneles es más compleja, “porque en su sector central cruza una zona con cobertura de roca que implicaría enfrentar problemas de alta tensión del macizo rocoso. Además, en el tramo relacionado con el valle del río existen formaciones de rocas sedimentarias, un gran cuerpo de yeso y sectores con filtraciones de agua”, detalla un ejecutivo experto en proyectos en alta cordillera.
Añade que en términos de obras asociadas, los trabajos en esa área corresponden a un 15% de la inversión total del proyecto, “por lo que es una zona muy relevante para su rentabilidad y competitividad”. En relación a la construcción de túneles, indica la fuente que esa zona debería corresponder a un 20% del total.
El tema no es menor si se considera que a la fecha Alto Maipo lleva un 40% de avance en la construcción de los túneles, nivel de avance que hace que el sector financiero piense más en seguir adelante que en dejar morir la iniciativa. “Acá hay mucho capital involucrado”, indica un actor de la banca.
Mejor escenario para el proyecto
Pero otro de los elementos que están siendo analizados por el consorcio de bancos y también por la empresa es qué tan rentable es ahora Alto Maipo. La respuesta es una sola: “Alto Maipo es un proyecto rentable”, indica Olmedo.
De acuerdo a los cálculos del mercado y considerando una tasa de retorno real de 8%, el proyecto vendería su energía a una tarifa que fluctuaría entre los US$ 35 el MWh y los US$ 54 el MWh. Estos valores, indican los expertos, se lograrían al analizar la inversión marginal que debiese concretarse en la iniciativa, cifras que irían entre los US$ 1.300 millones y los US$ 1.800 millones si se considera una inversión total del proyecto de entre US$ 2.500 a US$ 3.000 millones. Precios mucho más bajos que los US$ 70 el MWh que Alto Maipo ofertó en el proceso de licitación de 2016.
“Esto demuestra que la iniciativa, con la inversión marginal que debe hacerse, aún es comercialmente atractiva”, indica un ejecutivo eléctrico que conoce el proyecto.
En AES Gener también piensan que la iniciativa hoy es más atractiva que hace unos meses atrás, en gran parte por el cambio que está mostrando el mercado del cobre, cotización que está yendo al alza y que en el futuro elevaría la demanda de energía de uno de los principales consumidores de energía del país. Por lo menos esa es la opinión de Da Santos, quien explica que estos elementos podrían hacer más atractivas las centrales hidroeléctricas Las Lajas y Alfalfal II y elevar el reducido retorno que hasta la fecha se esperaba de Alto Maipo.
“El cobre venía promediando US$ 2,4 y hoy ya está en US$ 2,8. Si rompe la barrera de los US$ 3 se genera un cambio significativo en Chile y eso, a la vez, implicaría un cambio en la actividad y en el desarrollo económico del país. Eso, por supuesto que tendrá un impacto en la demanda de energía, aspectos que son positivos cuando estamos hablando de una planta eléctrica que es renovable y que es amigable con el medioambiente, y evidentemente que son indicativos positivos para estimar los precios futuros de energía. Si esas condiciones ocurren, ellas tendrían un impacto positivo en el retorno de Alto Maipo”, detalla el ejecutivo al ser consultado.
Todos estos elementos están siendo analizados por los equipos técnicos, los que antes de noviembre próximo deberían tener una resolución sobre el futuro del mayor proyecto hidroeléctrico que se está construyendo en Chile después de Ralco.
agosto 14, 2017 | Industria
(El Mercurio) Salió a la venta hace unos días y aunque ha habido algunas cancelaciones en sus pedidos, el Model 3 de Tesla, el primer automóvil eléctrico de esta empresa que vale menos de US$ 40.000 -unos $26 millones-, es uno de los íconos de un cambio en pleno desarrollo en el mercado del transporte mundial, que apunta al declive de los vehículos de combustión tradicional en el largo plazo. Una verdadera revolución en la que Chile puede jugar a ganador. Porque si hay algo que necesitan los autos eléctricos son cobre y litio, minerales donde el país es líder mundial, según coinciden expertos y empresas.
Es que el mundo se está volviendo más eléctrico. Holanda y Noruega apuntan a dejar de vender autos a base de combustibles fósiles desde el año 2025, mientras que a partir de 2040 tanto Francia como Reino Unido los prohibirán. Dinamarca tiene desde hace años incentivos para comprar vehículos no contaminantes y China lanzó un gigantesco plan de infraestructura de transportes (trenes, tranvías y autos eléctricos) para reducir sus emisiones.
Todo eso implica más metal rojo, explica el presidente ejecutivo de Antofagasta Minerals, Iván Arriagada. «Un auto convencional requiere 20 kilos de cobre, pero uno eléctrico necesita 80 kilos», detalla. «Pero además hay que invertir en redes de distribución eléctrica para los autos y casas, todo lo cual es muy intensivo en cobre, por lo cual en menos de 10 años vemos una disrupción en el mercado muy favorable al cobre», agrega.
El experto de CRU Group, Erik Heimlich, sostiene que en el largo plazo la demanda por este factor podría añadir 260 mil toneladas extras de consumo de cobre al 2025. La entidad proyecta que la industria de vehículos eléctricos tendrá un mayor impacto en la demanda por metal rojo en China, Estados Unidos, Japón y Corea del Sur. Sin embargo, Heimlich acota que CRU Group no estima un efecto significativo en el precio del cobre del mediano plazo, aunque la cotización sí podría verse afectada «con un sentimiento más positivo en el mercado del cobre», dice.
Otro mineral ganador es el litio, que se usa en baterías tanto de híbridos (combustión y eléctrico) como eléctricos. La demanda para esta utilización podría triplicarse o quintuplicarse en las próximas décadas.
«Los países con más potencialidad para suministrar litio para la industria automotriz son Chile, Argentina, Australia y China, además de Bolivia, cuyos recursos, según el Servicio Geológico de Estados Unidos, son los más grandes del mundo», dice Daniela Desormeaux, gerenta general de la consultora especializada Signum Box. «El potencial de Chile es muy grande, puesto que en el Salar de Atacama tenemos las mejores reservas de litio del mundo en términos de calidad del depósito (concentraciones de litio y potasio), así como también de las favorables condiciones ambientales que hacen que el proceso de concentrar litio sea el más competitivo del mundo», explica.
Según SQM, la demanda de este mineral para vehículos eléctricos en 2017 será de 52 mil toneladas de carbonato de litio equivalente. La estimación de crecimiento anual es de entre 24% y 28% entre 2017 y 2022, lo que supone que el consumo podría aumentar a 150 mil y 170 mil toneladas en esos años, es decir, más que triplicarse.
Desormeaux estima que la demanda mundial crecerá 12% por año durante los próximos 20 años, expansión liderada por el uso del litio para baterías para autos híbridos y eléctricos.
Esta consultora es más optimista que SQM y proyecta el consumo actual en 200 mil toneladas «y creemos que hacia el año 2025 alcanzará cerca de 600 mil toneladas para luego superar el millón de toneladas hacia los años 2030-2031», señala Desormeaux.
Entre 40 millones y 70 millones de autos eléctricos habrá al 2025 en circulación
Este cambio se está produciendo a una gran velocidad. En 2016, en el mundo había más de dos millones de autos eléctricos, 100% más que lo que había tan solo un año antes. Hasta hace dos años, Estados Unidos lideraba en la compra de estos vehículos, pero desde el año pasado es China la que más adquiere automóviles «cero emisiones», en parte por incentivos del gobierno asiático, como por los problemas de contaminación.
No solo Tesla está haciendo vehículos eléctricos hoy. La Agencia Internacional de Energía reporta que hay planes para producir este tipo de automóviles de parte de fabricantes tradicionales como BMV, Chevrolet (GM), Daimler, Ford, Honda, Renault-Nissan, Volkswagen y Volvo. Y los fabricantes chinos como BYD, BJEC-Baic, JAC Motors, Great Wall o Geely, entre otros, tienen previsto producir unos 4,52 millones de autos cada año al 2020.
En total, según la AIE, las fábricas tradicionales producirían entre 9 y 20 millones de automóviles eléctricos al 2020. «Podemos tener circulando entre 40 millones y 70 millones de autos eléctricos al 2025», dice la agencia internacional.
