enero 12, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Mientras Enel Generación Chile sigue los conductos regulares para tratar de impugnar la multa por más de US$ 8 millones que en agosto pasado le impuso la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) por entregar información incorrecta respecto de los mínimos técnicos y tiempos mínimos de operación de la central de su filial GasAtacama, recientemente esta misma autoridad le cerró la puerta a la aspiración de la eléctrica de obtener un pago adicional por este esquema de generación.
[SEC aplica multas por más de US$22 millones a empresas del sector energético en 2016]
Aunque se trate de un aspecto técnico, la capacidad en que las generadoras declaran que pueden operar incide en los costos del sistema y, por ende, afecta a los usuarios de éste, fundamentalmente aquellos que tienen grandes consumos. Así lo demostraron los más de US$ 260 millones de sobrecosto que dejó en el SING la operación de la unidad, por sobre el mínimo real, entre los años 2011 y 2015.
Este caso y el de otras centrales que han sido sometidas a auditoría por parte de los hoy desaparecidos Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) pusieron al descubierto una práctica que, según explicó hace unos días el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, se arrastra hace varios años, lo mismo que la revisión de estas prácticas.
Rechazo de la SEC
Luego que la SEC multó a GasAtacama por declarar un mínimo técnico superior al que correspondía técnicamente, el CDEC le fijó un rango que la empresa consideró muy bajo respecto del requerido para cumplir con la norma de emisión para termoeléctricas, razón por la que planteó al CDEC-SING que el sistema debía cubrir la totalidad de los costos variables incurridos por esta unidad, considerando que se la obligaba a operar a un mínimo inferior al que ellos declararon considerando las restricciones operativas de corte ambiental.
A raíz de esta situación, que GasAtacama llevó incluso al Panel de Expertos, aunque a fines de diciembre desistió de esa discrepancia, fue el CDEC-SING el que consultó a la SEC respecto de si correspondía o no realizar el pago adicional que implicaba operar en un nivel que la empresa insistía no le correspondía, pero que fue fijado técnicamente por el coordinador del sistema, ya que una segunda auditoría se estableció que la central “puede operar en el mínimo técnico sin incumplir la norma de emisiones”.
Expertos del sector eléctrico ven esta resolución que data de fines de noviembre como un precedente porque otras eléctricas que también deben cumplir la norma de emisión, han declarado mínimos técnicos a partir de esa obligación, lo que -a juicio de algunos ex directores del CDEC- funciona como una “excusa” que se usa con fines comerciales.
De hecho, en una de las últimas actas de directorio del CDEC-SING se planteó la necesidad de que el nuevo Coordinador Eléctrico Nacional, instancia que los sucedió, sea parte de los procesos de evaluación ambiental a fin de aportar el análisis técnico respecto de la capacidad mínima a la que una central puede operar en forma segura, para que eso quede a firme en el permiso ambiental.
Un ejecutivo del sector asegura que si una empresa tiene un sobrecosto derivado de la forma en que usa una central, debe declararlo para que el sistema lo pague. El problema, añade, es que como no hay sustento técnico, las generadoras se apoyan en el criterio ambientales.
El dilema de las centrales nuevas
Los cuestionamientos respecto de la declaración de mínimos técnicos también se ha extendido a la nueva capacidad de generación térmica.
Así se desprende, al menos, de las actas de directorio del desaparecido Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) que hoy forma parte del recién estrenado Coordinador Eléctrico Nacional.
En estos documentos se menciona la situación de las centrales Cochrane, unidad térmica a carbón de AES Gener, y Kelar, unidad que usa gas natural y pertenece a BHP Billiton.
Trascendió que en ambos casos las empresas habrían informado mínimos técnicos de fábrica, es decir, niveles promedio, que a juicio de especialistas podrían no ajustarse a la realidad local, lo que ameritaría la realización de auditorías, una vez que estén en régimen comercial y su producción incida en los cálculos de costo del sistema.
enero 9, 2017 | Industria
(El Mercurio) Todas las acciones de las empresas generadoras eléctricas han tenido sendas caídas en la bolsa en los últimos cinco meses, sin excepción.
El hito clave que abrió el camino al precipicio ocurrió el 17 de agosto de 2016, cuando el gobierno adjudicó la licitación de suministro eléctrico, que ofreció 12.430 GWh/año de energía para abastecer las necesidades de electricidad de los clientes regulados de los Sistemas Interconectados SIC y SING por 20 años a partir de 2021.
Desde esa fecha hasta el último cierre de la Bolsa de Comercio, AES Gener es la que más ha bajado, con una caída de 17,7%, y le siguen Enel Generación Chile (-16,7%), Colbún (-8,3%), EC-L o Engie (-6,7%) y Enel Américas (-4,2%).
René Le-Fort, analista de renta variable de la corredora de bolsa MBI, reafirma que «la razón principal de las caídas es la licitación de suministro de energía, donde las ofertas de las empresas fueron a un precio promedio de US$ 50/MWh lo que representó una caída muy grande respecto de las licitaciones anteriores y las expectativas que había en el mercado, lo que generó una fuerte presión vendedora, producto de que el mercado ajustó el precio de la energía utilizado en las valorizaciones de las acciones a este nuevo escenario». Acota que «estos precios fueron mucho más bajos debido a la agresiva participación de las empresas de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
Pese a este magro escenario, hay analistas que ven en este fenómeno una buena oportunidad para «comprar barato», pues creen que los papeles podrían recuperarse.
Expectativas al alza
Además de la baja que han presentado los papeles de las eléctricas, el gerente de estudios Marco Alccayhuaman, de Fynsa, advierte que otro punto importante para visualizar el impacto en estas firmas es observar la evolución de los márgenes a nivel económico, «que debieran evidenciar un deterioro producto de la caída en los precios de venta de energía».
Pese a lo anterior, Alccayhuaman cree que «dado el descuento en que se están transando los papeles de las eléctricas, estos debieran experimentar una recuperación de cara a este año». En la misma línea, Marcelo Catalán, head of equity research de la corredora de bolsa de Bci, considera que «hay un sobrecastigo sobre la mayoría de las compañías del sector eléctrico, que está asociado a la incertidumbre que tiene hoy día el mercado respecto de los precios de energía a largo plazo y para eso es muy importante también que las bases de licitaciones relevantes futuras tengan, a nuestro parecer, modificaciones que permitan entregar una mayor estabilidad». Confiado en que estas mejoras a nivel regulatorio pudieran concretarse, Catalán proyecta alzas de precios en todos los papeles de las generadoras. De esta forma, sus precios objetivos son $1.250 para EC-L (último cierre fue de $1.057,3), $150 para Colbún (último cierre fue de $130,74), $78 para Enel Chile (último cierre fue de $63,03), $120 para Enel Américas (último cierre fue de $109,62), $550 para Enel Generación Chile (último cierre fue de $440,62) y $275 para AES Gener (último cierre fue de $222,84).
Las favoritas
Para Bci, las acciones favoritas del sector son «Enel Chile, seguida de Engie y Enel Generación Chile. En el caso de Colbún y AES Gener también hay un buen retorno, pero en Gener creemos que quizás es algo más relevante el retorno esperado», dice Catalán, aunque repara en que de todas maneras «el nivel de riesgo sigue siendo alto, a menos que logren un mayor nivel de contratación tanto con clientes libres como distribuidoras en las próximas licitaciones».
En tanto, Le-Fort, de MBI, estima que «Enel Chile y Enel Américas son las acciones que pueden tener un aumento en su precio». De esta última, detalla que «la reestructuración de activos provoca que la firma esté enfocada en nuevas oportunidades de negocios en Latinoamérica. Destaco la oportunidad en Argentina con la revisión tarifaria que está haciendo el nuevo gobierno».
En Fynsa, la generadora que más gusta es Engie o EC-L, pues destacan que «es una de las compañías que mantienen contratos de larga duración con precios de energía promedio en torno a US$ 95 MWh, y por otro lado, su ingreso al SIC y la puesta en marcha de sus proyectos de ERNC le añadirán valor».
[Las acciones favoritas para el primer trimestre]
enero 1, 2017 | Industria
(El Mercurio) La sociedad vinculada a Enel Generación (ex Endesa) y Colbún, HidroAysén, acordó un incremento de capital por $4.450 millones en junta extraordinaria efectuada el 29 de diciembre.
Según trascendió, gran parte de esa suma se destina al pago de derechos de agua del proyecto que fuera rechazado por el Consejo de Ministros en 2014. A su vez, una porción relevante de esos recursos se dirige a regiones beneficiadas por este concepto, vía fondos regionales.
Con este aumento el capital de la sociedad se elevará a $189.495,6 millones, desde los actuales $185.045,6 millones. La operación implicará la emisión de 445 mil nuevas acciones nominativas de pago.
El paralizado proyecto HidroAysén consiste en la construcción y operación de cinco centrales hidroeléctricas, dos en el río Baker y tres en el río Pascua, en la XI Región. Con una superficie total de 5.910 hectáreas, que equivale al 0,05% de Aysén, el complejo hidroeléctrico aportaría 2.750 MW al SIC, con una capacidad de generación media anual de 18.430 GWh.
[Enel y conversación con Colbún por HidroAysén: “Tienen interés en desarrollar]
diciembre 22, 2016 | Medio Ambiente
(Pulso) El gerente general de Endesa Chile -hoy ENEL Generación– declaró, el pasado 15 de diciembre, en calidad de imputado junto a su plana mayor por la contaminación detectada hace cuatro año en Coronel, la que según los pescadores de la zona, fue consecuencia de la operación de la termoeléctrica Bocamina.
Cabe recordar que dicha investigación -iniciada en 2012- se origina por la acusación de pescadores de la zona contra la empresa, y los efectos que dejó la operación de la termoeléctrica Bocamina en Coronel, particularmente en el fondo marino. Situación que incluso derivó en 2015 el Ministerio Público, en conjunto con la Policía de Investigaciones, allanarán simultáneamente las oficinas de Endesa en Coronel y en la región Metropolitana.
En el caso de que el ministerio público lo amerite, el caso podría derivar en la solicitud de una audiencia para formalizar a los ejecutivos por daños ambientales.
Consultado el gerente general de Endesa, Valter Moro, indicó: “Efectivamente presté declaración con la disposición a colaborar en todo lo que requiera el Ministerio Público y así aclarar la dudas que tenga la autoridad en estos temas. Como compañía estamos muy tranquilos ya que estamos seguros de haber actuado siempre en conformidad con la ley”.
En ese sentido aseguró que “Bocamina siempre ha operado respetando dichos requerimientos legales de acuerdo con las exigencias de cada época, e informando en todo momento a las autoridades pertinentes”.
Al tiempo que reiteró los esfuerzos de la empresa para evitar nuevos episodios de contaminación: “Hoy estamos aplicando mejoras, trayendo a Chile tecnología de punta para elevar los estándares ambientales y de servicio. De hecho, durante los últimos años hemos invertido US$ 200 millones para mejorar las operaciones de la central a través de nuevas tecnologías, en línea con la filosofía de Enel, para así priorizar la sustentabilidad y las relaciones con las comunidades donde tenemos nuestros proyectos”.
[Suprema confirma multa de casi $ 800 millones a central Bocamina por vulnerar norma ambiental]
diciembre 15, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La hoja de ruta de Colbún para modernizar el complejo termoeléctrico Nehuenco sufrió una alteración, luego que el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Valparaíso determinó que la eléctrica del grupo Matte debe tramitar ambientalmente este proyecto.
La autoridad tomó casi seis meses en responder, a inicios de noviembre, la consulta de la empresa, que entre otras cosas busca renovar la turbina de la primera de las tres unidades (368 MW) del complejo que en total tiene 874 MW de capacidad.
El objetivo es extender la vida útil de la central, que ya tiene 16 años, y flexibilizar su operación para que pueda responder a la variabilidad que el sistema eléctrico tendrá en los próximos años, debido al mayor peso que tendrán las ERNC, especialmente la eólica.
También buscan ganar eficiencia en el consumo de combustible, así como reducir emisiones y el consumo de agua, recurso que en la zona donde está el complejo es cada vez más escaso.
La falta de agua ha obligado a Colbún y también a Enel Generación Chile (antes Endesa Chile), que en la misma ubicación tiene el complejo San Isidro, a buscar métodos alternativos de abastecimiento hídrico.
Reconsideración
En la resolución de la consulta de pertinencia, el SEA regional establece que la magnitud del proyecto y sus obras asociadas hacen necesaria la tramitación ante el Sistema de Evaluación Ambiental.
Lo que no precisa es si esto debiera hacerse bajo la forma de una declaración o un estudio de impacto ambiental, siendo la tramitación del primer instrumento más corta y con menos requerimientos de antecedentes que el segundo, cuya resolución puede tomar en promedio unos dos años.
“Dado que estimamos que este proyecto no involucra cambios de consideración en los impactos ambientales bajo los cuales fue aprobada y opera la referida central, se ha presentado una solicitud de reconsideración ante la autoridad”, dijeron en Colbún.
Añadieron que la tramitación sería una opción asequible, dependiendo de los plazos que el mercado eléctrico requiera y los tiempos que la ejecución del proyecto necesite.
Según registros de la plataforma del lobby, a fines de noviembre, el gerente general de Colbún, Thomas Keller, puso al propio ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier, en conocimiento de la resolución del SEA regional.
CGE PLANEA INVERSIONES POR US$ 2.000 MILLONES A CINCO AÑOS
Gas Natural Fenosa (GNF) sigue avanzando en el proceso de simplificación societaria de la Compañía General de Electricidad (CGE) al tiempo que anunció un plan de inversión por US$ 2.000 millones a concretar en los próximos cinco años.
Ayer en junta extraordinaria de accionistas se aprobó la fusión por incorporación de la filial de transmisión, Transnet.
La operación apunta a unificar en CGE los activos y actividades de transmisión y distribución eléctrica.
El presidente de CGE, Antonio Gallart, refirmó que en el grupo hispano están «contentos con la inversión hecha en Chile» y precisó que de los recursos que ejecutarán hasta 2021, destinarán US$ 1.100 millones a la expansión de la distribución de gas natural por redes, mientras que US$ 600 millones corresponderán a la modernización de redes eléctricas. La cifra restante corresponde a dos proyectos de generación, a través de Global Power Generation (GPG), para abastecer los 850 GWh que se adjudicaron en la reciente licitación eléctrica.
GNF está desarrollando un plan de transformación que comenzó a poco de entrar a Chile en 2014. El eje es obtener ahorros por US$ 100 millones a 2018 por concepto de eficiencias derivadas de la simplificación.
[Empresa Colbún registra utilidades por US$127,5 millones]
