enero 8, 2018 | Industria
La Contraloría General de la República (CGR) aprobó el financiamiento para construir el Parque Eólico en Magallanes de Enap, iniciativa que aportará 10 MW de potencia a la generación eléctrica, lo que equivale a un consumo anual de 6 mil hogares.
La entidad autorizó la utilización de US$5 millones del Fondo Nacional de Desarrollo Regional (FNDR) para el aporte del Gobierno Regional a la iniciativa que desarrollará Enap, y destacó que este proyecto beneficiará a cerca de 130 mil habitantes. Subrayó también que se trata de “una inversión de interés social para toda la región”, dado que permitirá el desarrollo de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y, tal como lo han solicitado los magallánicos, la diversificación de la matriz energética regional, aumentando la suficiencia y seguridad del sistema eléctrico, reduciendo emisiones contaminantes, y estabilizando las tarifas para los consumidores, detalla el comunicado de la estatal.
La CGR enfatizó que el proyecto contempla la inyección de la producción del parque eólico al sistema de Punta Arenas, por medio de la conexión a una línea de propiedad de Pecket Energy, proveyendo la empresa distribuidora de la región de energía eléctrica tanto a usuarios rurales como urbanos.
Marcelo Tokman, gerente general de Enap, señaló que “este Parque Eólico ha sido pensado para la Región, y con su aprobación ganan los magallánicos, porque con su construcción buscamos darle sostenibilidad a su matriz energética y demostrar una vez más el compromiso de Enap con Magallanes. Agradecemos al Gobierno Regional por permitirnos concretar en conjunto este sueño de generar energía con un recurso tan propio de la Región, como lo es el viento, y esperamos que este sea el puntapié inicial para que esta zona austral siga liderando por muchos años en cuanto a presencia de ERNC en su matriz”.
La planta contempla una inversión de entre US$22 millones y US$24 millones, y ya cuenta con autorización ambiental, la que fue otorgada por la Comisión Evaluadora de Magallanes el 14 de marzo de 2017. Con esta iniciativa, la región aumentará de un 2% a un 18% la presencia de energía limpias en su sistema eléctrico, y pasará a ser una de las zonas con mayor proporción de ERNC a nivel país.
Sobre el proyecto
La iniciativa contempla la construcción de tres turbinas que suman una capacidad instalada total de 10 MW y una generación anual estimada de 39.420 MWh. Estará ubicado en el Complejo Industrial Cabo Negro de Bahía Laredo, en la comuna de Punta Arenas. La iniciativa considera una inversión entre US$ 22 millones y US$ 24 millones, y se estima tendrá una vida útil de 20 años.
diciembre 28, 2017 | Industria
(El Mercurio) Una serie de movimientos en el mercado gasífero se están dando, luego que Chile y Argentina firmaran un nuevo protocolo para los intercambios energéticos, también denominados swap.
Si la francesa Engie «abrió» la temporada de acuerdos entre privados, ahora se suma la canadiense Methanex que opera un complejo en la Región de Magallanes para producir metanol, actividad que requiere de importantes volúmenes de gas. La norteamericana llegó a un acuerdo con la estatal argentina YPF para adquirir el hidrocarburo.
Esto se desprende de la autorización que entregó el Ministerio de Energía de Argentina a YPF para vender a Methanex en Chile hasta 115 millones de metros cúbicos (m {+3} ) de gas en un período que llega al 30 de septiembre de 2018. Estos volúmenes serían intercambiados por metanol.
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Por día, la estatal trasandina fue visada para enviar hasta 1 millón de m {+3} . De todas formas, la resolución ministerial argentina contempla que los volúmenes podrán ser interrumpidos para garantizar el abastecimiento del mercado interno.
El acuerdo de Methanex se suma al contrato firmado recientemente con Enap para el suministro de gas a su planta ubicada en Magallanes, que involucra un volumen cercano a los 800 millones de m {+3} durante 18 meses.
Methanex opera solo una de las cuatro unidades productoras de metanol que tenía en la Región de Magallanes. Dos de estas instalaciones, en plena crisis, fueron desmontadas y trasladadas a Estados Unidos para aprovechar la explosión de oferta del shale gas.
De todas formas, la compañía señaló que a mediados de año su directorio aprobó una inversión por US$ 55 millones para reactivar Chile IV.
diciembre 27, 2017 | Industria
(El Mercurio) A menos de 20 días de que los ministros de Energía de Chile y Argentina firmaran un acuerdo que fija el marco legal que regirá los intercambios de gas y electricidad entre ambas naciones, los privados se pusieron en acción para aprovechar la oportunidad.
La primera en hacerlo en una mayor escala es la francesa Engie, que, a través de su filial en Argentina Energy Consulting Services (ECS), venderá gas a la operación chilena. Esto, con el compromiso de reintegrar el volumen del hidrocarburo.
Según consta en la resolución del 22 de diciembre del Ministerio de Energía y Minería trasandino, Engie Energía Chile podrá comprar un máximo de 2,5 millones de metros cúbicos al día (m {+3} /día). Conocedores de la industria comentan que esta cantidad es equivalente al combustible requerido para una central de ciclo combinado de 500 megawatts (MW) de potencia.
Sin embargo, la autorización fija un máximo de 30 millones de m {+3} para todo el periodo que tiene como límite el 15 de mayo de 2018, por lo que los 2,5 millones de m {+3} /día no podrían cumplirse siempre, hasta esa fecha.
El documento también establece que ECS deberá reimportar los volúmenes que venda a Engie Energía Chile en un plazo de 240 días corridos desde la fecha de entrega. La resolución agrega que las entregas de gas «quedarán condicionadas a que se asegure la prioridad de abastecimiento para la demanda nacional en caso de existir situaciones en que se requiera interrumpir el suministro».
Este es el primer swap autorizado por los argentinos para una empresa privada chilena, ya que el anterior intercambio -que no superó los cuatro millones de m {+3} – estuvo a cargo de Enap.
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«Hace algunas semanas firmamos un acuerdo de intercambio energético con Argentina, y esta es la primera operación que se concreta en este marco. Nuestro convencimiento es que ese acuerdo de swap energéticos es beneficioso para ambos países y nos permitirá, con reglas claras y conocidas de antemano, profundizar la relación que tenemos con Argentina, que esperamos que en los próximos años permita retomar una mayor integración», señaló el ministro de Energía, Andrés Rebolledo.
En esta línea, el secretario de Estado afirmó que «hoy es gas natural, mañana será más electricidad, que esperamos fluyan en ambos sentidos, entregando mayor seguridad de suministro a los sistemas a ambos lados de la cordillera y aprovechando la infraestructura subutilizada».
Inspección
Consultada Engie Energía Chile por la autorización, comentaron que «el gas se usará para impulsar una herramienta que correrá dentro del caño y realizar una inspección interna en la tubería. Se trata de una inspección rutinaria y de cumplimiento obligatorio en los gasoductos de alta presión».
El envío del hidrocarburo se hará por el Gasoducto Nor Andino, que es donde -dicen- se va a realizar la inspección interna. Sobre la opción de nuevas compras de gas a Argentina, respondieron que «por el momento solo está la autorización con devolución para esta inspección, lo que no descarta que en el futuro se pueda repetir con fines de consumo».
diciembre 26, 2017 | Industria
(La Tercera) Unos US$ 6.500 millones, cifra que equivale, por ejemplo, a más de cuatro veces lo aportado al Estado por Codelco al Fisco en los últimos dos años, es lo que suman los vencimientos con el mercado que deberán enfrentar las empresas públicas chilenas que emiten deuda pública, es decir, Enap, Codelco, BancoEstado y Metro, principalmente; entre 2018 y 2021.
Se trata de vencimientos relacionados con emisiones de bonos y préstamos bancarios, y que dada su magnitud, eventualmente obligarían a estas compañías a volver a endeudarse. De este grupo de empresas, la que mayores vencimientos deberá enfrentar es Codelco, con cifras por US$ 58 millones el próximo año, US$ 706 millones en 2019, US$ 617 millones en 2020 y US$ 1.067 millones en 2021.
Si bien estos números parecen abultados, en la estatal han hecho un importante trabajo para ir despejando de deudas los próximos años, para así derivar fondos a financiar sus proyectos estructurales como Chuquicamata Subterránea o Nuevo Nivel Mina el Teniente.
Por lo mismo, esperan no tener que refinanciarse en los próximos años. “No hay refinanciamientos previstos en el corto plazo. En 2017 Codelco ejecutó una operación de manejo de pasivos que le permitió limpiar los vencimientos de deuda de 2018 casi en su totalidad, y disminuir considerablemente los vencimientos de los años 2019, 2020 y 2021. Lo anterior nos da la flexibilidad de refinanciar sólo si las condiciones de mercado son atractivas. Nuestro equipo está constantemente analizando el mercado en la búsqueda de oportunidades de financiamiento favorables”, señalaron desde Codelco.
Más aún, en la minera ven con muy buenos ojos la extinción de más obligaciones, en el marco del plan por reducir los niveles de deuda de la estatal.
“Es positivo ya que permite a la organización enfocarse en producir cobre a los menores costos posibles, e invertir en proyectos que permitan extender la vida útil de nuestros yacimientos”, agregaron desde la corporación que encabeza Nelson Pizarro.
Enap y BancoEstado
Enap, en tanto, deberá juntar los recursos para cumplir con vencimientos por un total de US$ 640 millones en 2018: US$ 380 millones de deuda de largo plazo y US$ 260 millones en deuda de capital de trabajo. En 2019, en tanto, suman US$ 591 millones de deuda de largo plazo; en 2020, US$ 243 millones de deuda de largo plazo y, 2021, US$ 465 millones por el mismo concepto.
¿Cómo se financian en general esas deudas? “Generalmente, los vencimientos de deuda se financian con flujos propios generados por la operación, o bien se refinancian con una nueva deuda. Esto depende de las posibilidades de generación de caja de la empresa. En los últimos años, dada la deuda de arrastre que traía Enap, sólo se ha podido refinanciar deuda. No obstante, y a consecuencia del Plan Estratégico aplicado a partir de 2014 y al refortalecimiento financiero de la empresa, esperamos en un futuro cercano ser capaces de rebajar nuestra deuda”, complementó Enap, de manera oficial.
Respecto al citado plan, desde Enap comentaron que durante estos últimos años, y con el propósito de dar viabilidad al Plan Estratégico 2014-2025 de la compañía, su política financiera se ha abocado a extender la vida promedio de la deuda, mejorar la liquidez, disminuir el costo de la deuda y demostrar a las clasificadoras de riesgo la solvencia de la compañía.
Prueba del éxito de este plan, aclaran en Enap, son las últimas colocaciones de deuda emitidas por la firma “en septiembre de 2017, Enap concretó en Nueva York una colocación de bonos por US$ 600 millones, logrando una tasa de colocación de 4,679%, con un spread de 195 puntos base y una tasa cupón de 4,5%. Esta emisión fue la primera que la empresa emite por un plazo de 30 años. A mediados de este año, también se realizó una colocación en el mercado local equivalente a US$ 256 millones, alcanzando un spread de 67 puntos sobre la tasa de referencia”, indicaron.
BancoEstado, en tanto, tendrá que cumplir con vencimientos por US$ 1.721 millones en estos cuatro años, de acuerdo con lo mencionado en su último balance financiero, mientras que Metro sólo reporta US$ 364 millones, sin detalle por año.
Otras empresas públicas, según fuentes del sector, no reportan vencimientos con el público, sino mayormente con el Estado de Chile, como es el caso de Enami o Efe.
diciembre 26, 2017 | Industria
(El Mercurio) Un viaje relámpago hizo a Chile el CEO de Enel, Francesco Starace, para presenciar las juntas de accionistas que serían claves para definir el Plan Elqui, proceso de reorganización de los activos de la eléctrica italiana en el país.
La operación fue aprobada por mayoría, aunque AFP Habitat se opuso a ella, calificando los ratios propuestos como muy beneficiosos para los italianos. Pese a ello, y si bien todavía falta que se declare exitosa la OPA de Enel Chile por el 100% de Enel Generación, el proceso no debería enfrentar escollos. «El Plan Elqui es el último paso significativo de esta reestructuración», señaló Starace, recordando procesos anteriores que terminaron con marcas como Endesa o Chilectra.
El Ejecutivo también analizó las elecciones presidenciales y la mirada de los inversionistas sobre los dos candidatos.
-AFP Habitat rechazó la reorganización, pero el presidente de esta administradora propuso por la prensa que el negocio pudiera hacerse a nivel latinoamericano. ¿Cómo lo interpreta?
«No lo entiendo. Si votaron en contra acá, por qué querrían hacerlo en otro lugar. Es una contradicción evidente. Segundo, pienso que fue una posición de minoría dentro de minoritarios. El éxito del voto fue bastante elocuente, la gran mayoría de los accionistas aprobó este negocio».
-¿Descartan una fusión entre Enel Generación Chile y Enel Green Power Chile?
«Hay una diferencia profunda en la manera de desarrollar proyectos, de construirlos y gestionarlos entre las renovables y las térmicas. Esta división la hacemos en todo el mundo: en Italia y España seguimos el mismo esquema (…) descartamos una fusión de este tipo en Chile y en todo el mundo».
-¿Significará, entonces, una muerte lenta de Enel Generación? El crecimiento viene por las renovables.
«No hay una muerte lenta, porque en Enel Generación tenemos un montón de hidroelectricidad, que no va a morir, y todo el térmico sigue siendo importante. No olvidemos que Enel Generación Chile tiene una planta en construcción, Los Cóndores, por lo que no descartamos hacer proyectos a futuro a través de esta compañía».
-Señaló que esperaba que Enel apagara en 2035 sus carboneras. ¿Cómo pasará en Chile? La vida útil de Bocamina II es mayor.
«Hemos dicho que al 2050 tendremos una producción de energía libre de carbón y gas. Sustituiremos las térmicas que tenemos, que van envejeciendo, con renovables competitivas. Esto ocurrirá con Bocamina, pero 2035 no es el año en que Enel saca el carbón».
Fin de HidroAysén: » es un acto simbólico»
El ejecutivo se refirió a la liquidación de HidroAysén, señalando que es símbolo de que los proyectos de esas magnitudes ya no son viables, pese a que al comienzo no fue una mirada compartida en la firma. Al interior de Endesa también hubo una corriente que decía ‘si empujamos más, si nos enfrentamos con más fuerza, podemos hacerlo'», recordó.
-¿Qué significa para Enel la liquidación?
«Es un acto puramente simbólico. Dijimos desde el comienzo que nunca se podría haber hecho esta inversión, que no tenía sentido económico ni social. Con el fin del símbolo que es la sociedad HidroAysén, se demuestra que estos proyectos faraónicos no tienen sentido en el mundo de hoy».
Elecciones
A su llegada al país, tras participar de un evento navideño en el edificio corporativo de Enel en Chile, Starace comentó a periodistas que con el triunfo de Piñera en las presidenciales, el país vería «otros cuatro años de estabilidad, de crecimiento».
-Si ganaba Guillier ¿habría esperado lo mismo?
«Hay dos niveles distintos: el sustancial y el de feeling . El sentimiento es claramente más positivo con Sebastián Piñera que con Alejandro Guillier. Todo el sistema económico lo conoce (a Piñera), lo estima, ha sido cuatro años Presidente, conoce Chile, conoce la máquina y, además, gobernó bien».
-¿Qué tan relevante es el feeling ?
«Es importante. Si el feeling es bueno, las inversiones son más fáciles, y si las inversiones son más fáciles, el ciclo económico sigue bien, todo se arregla más fácil. Creo que con el señor Guillier la inversión habría sido más difícil, el sentimiento era de nervios».
«Sin embargo, de sustancia, no lo sé. Alguien que logra ser Presidente de un país como Chile no puede ser un estúpido. Quizás habría sido un buen presidente, pero no puedo decirle».
»Enel Generación Chile tiene una planta en construcción, Los Cóndores, por lo que no descartamos hacer proyectos a futuro a través de esta compañía».
»Con el fin del símbolo que es la sociedad HidroAysén se demuestra que estos proyectos faraónicos no tienen sentido en el mundo de hoy».
«Otros no comprenden nuestra competitividad»
En la última licitación de suministro para las distribuidoras, el gran ganador fue Enel Generación, compañía que se adjudicó 1.180 GWh, equivalentes al 54% del total subastado, a un precio promedio de US$ 34,7 por MWh. Pero en el caso de un subbloque llegó a US$ 21,48 Mwh, el valor más bajo de la historia en el país.
Estos números causaron sorpresa entre sus competidores. El presidente de Acciona, José Manuel Entrecanales, dijo a La Tercera que buscó la racionalidad de Enel sobre su oferta, pero que no la encontró.
«La racionalidad es hacer inversiones y ganar un retorno sobre nuestra inversión que sea positivo. Siempre hemos dicho que tenemos un grado de competitividad que los otros tienen dificultades en comprender», comentó al respecto el CEO de Enel, Francesco Starace. Y añadió: «Siempre nosotros miramos cómo proteger el retorno sobre la inversión, y cuando perdemos, nunca hacemos comentarios que los otros son locos o suicidas».
Explicó que los precios ofertados son los que ellos ven que se darán para el periodo de entrega del suministro; es decir, entre 2024 y 2044.
Potencial de geotérmica Cerro Pabellón llegaría a los 200 MW
Uno de los hitos de Enel Green Power (EGP) en el país fue el desarrollo, junto a Enap, de Cerro Pabellón, primera geotérmica del país.
Si bien las licitaciones aseguraron una expansión que llevaría su capacidad a 81 MW, Starace comentó que su potencial es de unos 200 MW.
Pero el CEO de Enel señaló que no se quedarán solo en eso. «Hay otros lugares donde se podría desarrollar más geotermia en Chile, y creo que vamos a ser activos en este frente en el futuro», dijo. Añadió que el foco de EGP Chile será completar las expansiones comprometidas en las licitaciones adjudicadas.
