octubre 27, 2021 | Industria
Un total de US$1.546 millones en inversiones representan los 20 proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) que obtuvieron aprobación ambiental durante septiembre, de los cuales dos corresponden a parques eólicos y 18 de centrales solares fotovoltaicas, según señala el reporte mensual de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Entre las iniciativas de mayor tamaño que cuentan con su RCA aprobada está el parque éolico Horizonte de Colbún, de 980 MW, seguido de la planta fotovoltaica Jardín Solar, de la misma generadora, de 610 MW. Luego viene el proyecto Parque Eólico Los Vientos del Loa, de Engie Energía Chile, por 204 MW.
El resto de los proyectos corresponde a medios de generación de pequeña escala (PMG y PMGD), entre los cuales están cuatro iniciativas fotovoltaicas de Solek: parque Jotabeche (10,6 MW); Parque Doña Carmen PMG (10,6 MW); Parque Del Solar (10,6 MW), y Santa Bárbara (11,1 MW).
Los demás proyectos son pequeños medio de generación, de entre 3,1 MW y 9,3 MW.
octubre 20, 2021 | Industria
Un total de ocho proyectos, entre generación fueron autorizados, durante septiembre, por el Coordinador Eléctrico Nacional para entrar en operaciones al sistema eléctrico local, los cuales totalizaron 240 MW de potencia instalada que se incorpora a las redes entre Arica y Chiloé.
A ello se suman dos obras de transmisión que entraron en servicio durante el noveno mes del año: la ampliación de la subestación Puente Negro, que operará en el sistema nacional, y el nuevo transformador en la subestación Panamericana, dentro del sistema zonal.
Las centrales de generación de mayor tamaño que fueron interconectadas son Cerro Dominador (110 MW) y Combarbalá (77,7 MW), además de la etapa II de Andes Solar, por 17,3 MW, y de las ampliaciones de los parques Quilapilún, al que se agregaron 10,8 MW) y del complejo Malgarida II, que incorporó otros 10,4 MW.
También se conectaron tres Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD): el parque fotovoltaico El Castaño (8,6 MW); Lomas Coloradas (3 MW), y Los Magnolios Solar (2,9 MW).
octubre 15, 2021 | Industria
El impuesto de 1% a los proyectos de inversión que se sometan al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) que consideren montos desde US$10 millones, podría implicar una carga financiera inicial para los desarrolladores, como en el sector energético, de acuerdo con las estimaciones entregadas a este medios por los abogados Francisco Irarrázaval y Juan Ignacio Lagos.
Irarrázaval es profesor de Derecho Eléctrico en Universidad de Los Andes y Derecho Administrativo en Universidad Católica, además de ser asociado senior en Garrigues, mientras que Lagos es abogado tributario en Peñafiel y Cía. Ambos indican que los proyectos PMGD deberán contempla este gravamen en sus modelos financieros.
Efectos
A juicio de ustedes, ¿cuál es el impacto que tendría este impuesto a Proyectos de Inversión en el sector minero y energético?
Creemos que el mayor impacto estará dado en que la Contribución de Desarrollo Regional involucrará una mayor carga financiera inicial para los desarrolladores, quienes deberán considerar este nuevo impuesto en sus modelos financieros.
Ahora bien, la Contribución de Desarrollo Regional no necesariamente implicará una mayor carga tributaria para los proyectos, atendido que podrá ser deducida como gasto tributario, descontándose en consecuencia de la base imponible del impuesto corporativo aplicable sobre las utilidades que en el futuro obtengan los proyectos (en caso de obtenerse dichas utilidades).
¿Qué efectos tendría este impuesto en los Proyectos PMGD?
Por el momento, vemos que será necesario considerarlo en los modelos financieros, con el objeto de «alocar» caja suficiente para pagar el impuesto, que se podrá pagar en hasta 5 cuotas anuales, las cuales, en términos resumidos, se devengarán a contar del ejercicio en que el proyecto de inversión gravado comience a generar ingreso operacionales.
Por otro lado, vemos que podría existir dinamismo en el ingreso de proyectos al SEA en los últimos meses de este año, atendido que la Contribución de Desarrollo Regional no se aplicará respecto de los proyectos que ingresen al SEA hasta el 31/12/2021 y que inicien su ejecución dentro del plazo de 3 años, contado desde la notificación de la resolución que lo califica ambientalmente de manera favorable.
¿Cuáles son las perspectivas que ve a futuro de este nuevo impuesto?
Considerando el fuerte dinamismo de M&A que normalmente presenta la industria de energía, el tema de la Contribución de Desarrollo Regional será relevante en los procesos de due diligence y negociaciones de precios. Esto, ya que en caso de venta de los proyectos, el adquirente será solidariamente responsable del pago del impuesto, incluso si la transacción se ejecuta como un «asset deal». Por lo mismo, habrá que estar atentos a esta materia, incorporándola dentro de los aspectos relevantes a considerarse en los procesos de M&A.
¿Qué le parece la circular del SII respecto a este impuesto?
En general, la circular Nº 55 es bastante clara y permite entender los aspectos más relevantes del impuesto. En especial, se valora que haya confirmado que la Contribución de Desarrollo Regional es deducible como gasto tributario, cuestión relevante para modelar la carga tributaria total de los proyectos de inversión.
octubre 12, 2021 | Industria
Un total de 8.759 instalaciones de net billing, destinadas al autoconsumo residencial, detectó el reporte mensual de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), señalando un total de 95,3 MW de capacidad instalada en el país.
Según el informe, la mayor cantidad de conexiones la tiene la Región Metropolitana (2.354), seguida de Atacama (2.024); Valparaíso (912); Maule (830), y Biobío (577). Más abajo se encuentran O’Higgins (494); Ñuble (332); (La Araucanía (313).
Por el lado de la potencia instalada de estos proyectos la Región Metropolitana también encabeza la lista con 25,6 MW, seguida de Valparaíso y O’Higgins, ambas con 15,1 MW. Posteriormente, viene Maule (12,6 MW); Coquimbo (7,8 MW), y Atacama (3,4 MW).
A nivel de medios de generación de pequeña escala, el documento gremial anota un total de 1.714 MW de potencia instalada, repartida en 204 MW para los PMG y 1.514 en PMGD, donde la tecnología dominante es la solar fotovoltaica, con 64 MW y 1.027 MW de potencia instalada, respectivamente.
octubre 4, 2021 | Industria
El uso de los software de gestión automatizada son una herramienta que actualmente cobre importancia a la hora de desarrollar proyectos de construcción, cuyos costos experimentan un alza a nivel internacional que también se están generando en el país, donde el sector energético no es ajeno a esta situación.
Luis Miguel Herrera, director de negocios de Procore Latinoamérica, analiza esta situación, destacando que estas nuevas tecnologías permiten conectar a todos los integrantes de un proyecto de construcción en una única plataforma y permiten mejorar el seguimiento, gestión y visibilidad de los proyectos gracias a la disponibilidad de información en tiempo real.
Situación actual
¿Cuáles son los factores detrás del actual periodo de incremento en los costos de construcción en Chile?
Los costos de construcción están aumentando en todo el mundo, debido al rápido aumento de los precios internacionales de los materiales de componentes básicos, como la madera y el acero, así como al aumento de los costos laborales
¿Cuándo cree que se manifestará la elevación de precios en los proyectos de construcción?
Ya estamos viendo aumentos hoy y los contratistas líderes se enfocan en cómo usar la tecnología para ser más eficientes con los recursos que tienen disponibles para entregar proyectos a tiempo y dentro del presupuesto para los propietarios y desarrolladores de proyectos.
Esta alza, ¿podría afectar por igual a obras de generación eléctrica o de transmisión o en otras de gas, o las afectaría de forma distinta, de acuerdo a sus propias realidades?
Cada componente del sector de la energía tiene diferentes desafíos, Por ejemplo, las tuberías requieren la administración de la mano de obra y los recursos en áreas horizontales a menudo vastas, mientras que las plantas de energía solar a gran escala requieren verificar que sus equipos de mano de obra sean capaces de hacer exactamente el mismo trabajo, a menudo miles de veces en todo el trabajo y las refinerías tradicionales de carbón o petróleo son espacios grandes y complejos que requieren software para proporcionar a todos los involucrados la capacidad de hacer bien el trabajo en entornos muy complejos durante períodos de tiempo ajustados.
Este aumento, ¿afectaría con mayor impacto a proyectos pequeños, especialmente PMGD solares, que se planean construir en el país?
No necesariamente todos los proyectos se ven afectados. Los proyectos solares al menos tienen el beneficio de una disminución general en los costos por módulo año tras año, lo que ha limitado los crecimientos de costos en la industria.
¿Existen instrumentos de cobertura a los que pueden recurrir las empresas para evitar o no ser impactadas fuertemente por esta alza de costos?
Tanto los propietarios de proyectos de energía como los contratistas pueden fijar los precios de los componentes con anticipación firmando contratos de compra antes de comenzar. Esto puede ayudar a eliminar el riesgo de los trabajos al proporcionar certeza de costos por adelantado, especialmente para trabajos en los que los materiales son un componente importante.
Además, el uso de software para administrar todos los costos asociados con el proyecto, incluidas las órdenes de cambio y cada artículo de línea individual, puede ayudar a proporcionar claridad y garantizar que el trabajo se desarrolle sobre una base financiera sólida.
