abril 6, 2017 | Industria
(Pulso) A distintos mecanismos se están acogiéndose las empresas mineras con el fin de aprovechar la baja en los precios en el mercado energético, como consecuencia de la sobreoferta y la irrupción de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
Y uno de los mecanismos más usados dice relación con la extensión de los plazos de los contratos, con la condicionante de una reducción en los acuerdos suscritos antes del descenso de los precios del sector, es decir, desde 2015 hacia atrás.
Este fue el caso de Minera Valle Central que acordó con Pehuenche una disminución de los precios de la energía de modo de ajustarse a las nuevas condiciones de mercado, a cambio de una extensión del plazo del contrato por tres años, desde 2024 hasta 2027.
Dicho acuerdo también contempla “exclusividad de suministro por aumentos de consumo de hasta 15 MW que Minera Valle Central contempla a futuro en su plan de inversiones, todo lo cual resulta favorable para Pehuenche, considerando la nueva realidad que enfrenta actualmente el mercado eléctrico nacional”, informó la generadora.
Este, sin embargo, no sería un caso puntual, sino una práctica generalizada al momento de renegociar los contratos por parte de las empresas intensivas en energía como la minería y las generadoras, ya que generaría un ´win/win’: por un lado las empresas eléctricas podrían asegurar que suministrarán energía por un período de tiempo más largo, evitando de esta manera el spot, al tiempo que las compañías contratantes podrían aprovechar parte de los beneficios que presenta el sector.
Así explica María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE y gerente general de Energética: “Muchos clientes que ya tienen la condición de clientes libres, pero tienen contratos a precios muy altos por la realidad del mercado, y como en general son contratos de largo plazo -8 o 10 años-, muchos se están acercando a sus proveedores, algunos de los cuales ha estado abierto a reconocer que las condiciones del mercado han cambiado, por lo que les ofrecen descuentos en el precio a cambio de alargar un poco el contrato”.
En este sentido explicó que los beneficios de la transacción generalmente se traducen en alargar uno o dos años el contrato, con el fin de asegurar la venta de energía por más tiempo.
Cabe destacar que no sólo las empresas de mediana minería, como Minera Central o Pucobre, han optado por la renegociación de sus contratos, también la gran minería. Esto, pese a que dichos acuerdos tienden a ser rígidos en su ejecución, sobre todo frente a temas de mercado.
El caso más potente es Pelambres con Alto Maipo, que incluso optó por perder varios cientos de millones -cuando se salió del proyecto en el que participaban con AES Gener- a cambio de que se le recortara en un 20% el precio que su contrato proyectaba, el que estaba cifrado en unos US$100/MWh.
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abril 6, 2017 | Industria
Tras permanecer 24 años en AES Gener Luis Felipe Cerón, deja la presidencia del directorio de la empresa, según indicó Bernerd Da Santos, Senior vicepresident and Chief Operating Officer de The AES Corporation y nuevo presidente del directorio de AES Gener, cargo que asumió desde este miércoles dicha.
Bernerd Da Santos agradeció a Luis Felipe Cerón su compromiso y el aporte realizado durante sus años en la compañía. “Agradezco a Felipe por su liderazgo y aporte en posicionar a AES Gener como una empresa que entrega energía confiable en los mercados en los que opera, haber conformado grandes equipos de trabajo que fueron claves en las etapas de desarrollo de nueva capacidad instalada y en la operación de nuestras centrales, así como, su contribución, esfuerzo y dedicación a apoyar la construcción de Alto Maipo y a cerrar exitosamente su proceso de reestructuración”, sostuvo el ejecutivo.
El nuevo presidente del directorio de la compañía indicó que “AES Gener cuenta con un equipo de profesionales de primer nivel, por lo que estoy confiado continuaremos el éxito alcanzado y en que lograremos las metas que nos hemos propuesto proveyendo soluciones de energía segura, confiable y sustentable, incorporar más energía renovable a nuestra matriz y concretar la puesta en marcha de Alto Maipo”.
Luis Felipe Cerón señaló que luego de haber estado 15 años en la gerencia general de la compañía y luego en la presidencia del directorio de AES Gener, era buen momento de hacer un cambio.
“Dejo a AES Gener con una gran satisfacción de tareas cumplidas y logros relevantes. La empresa está posicionada y es reconocida como la compañía líder en generación del país y Alto Maipo ya cuenta con un 50% de avance y tiene su proceso de refinanciamiento estructurado y aprobado. Es buen momento para cerrar un ciclo importante en mi vida laboral, luego de liderar la expansión de nuestra capacidad instalada en más de un cien por ciento en Chile y lograr importantes financiamientos y aumentos de capital, que incluyeron la incorporación de nuevos accionistas nacionales, como son los fondos de pensiones, e internacionales ”, dijo Cerón.
Por su lado, el gerente general de AES Gener, Javier Giorgio, destacó lo realizado por Cerón en la empresa, indicando que «en este tiempo de trabajo en conjunto, hemos podido ver nuestras metas cumplidas, las centrales puestas en operación y el buen desempeño operacional y financiero de la compañía. Estos esfuerzos, sentaron las bases para implementar nuestra nueva estrategia de crecimiento, centrándonos en el desarrollo de energías renovables y soluciones integrales de energía en todos los mercados donde operamos”.
[Alto Maipo después de los Luksic]
febrero 27, 2017 | Industria
AES Gener registró un EBITDA de US$778,2 millones, 13% superior al registrado en el mismo periodo del 2015 y que se alza como el mejor conseguido históricamente.
Según señaló la compañía, la variación positiva está principalmente explicada por el mejor desempeño de las operaciones en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC). Por esto, AES Gener se mantuvo por tercer año consecutivo como el mayor proveedor de energía de Chile, entregando el 31% de la energía que demandó el país.
En tanto, la utilidad al 31 de diciembre de 2016 fue de US$264,8 millones, una disminución de 1% respecto al mismo período del año anterior.
La ganancia bruta fue de US$625,4 millones, la que representa un alza de 7% en comparación al cierre del 2015. Esto debido a la entrada en operación de las dos unidades de Central Cochrane, las mayores ventas al mercado spot, la mayor disponibilidad de las centrales producto de mejoras operacional y nueva tecnología de abatimiento ambiental, y el cambio en la regulación argentina, que permitió incrementar los precios para las ventas de la generación de la central Termoandes.
La utilidad en Colombia disminuyó principalmente a raíz del impacto negativo por la depreciación del peso colombiano, el cual implicó menores precios de ventas a clientes.
AES Gener destacó que los principales hitos ocurridos durante 2016 y a la fecha fueron:
• Las centrales de AES Gener, al igual que en 2014 y 2015, fueron líderes de generación en Chile, contribuyendo con 31% de la generación total del país a diciembre de 2016.
• Durante el primer semestre, AES Gener ejecutó un acuerdo de suministro de Gas Natural Licuado con ENAP que permitió acceder al suministro de este combustible para la Central Nueva Renca. Adicionalmente, durante el 2° semestre se ejecutó el acuerdo con ENDESA para arrendar la Central Nueva Renca entre agosto y diciembre de 2016.
• En febrero, AES Gener inició la comercialización de energía desde el SING hacia el SADI a través de su línea de transmisión Interandes. En 2016 se exportaron aproximadamente 102 GWh.
• Durante este año, AES Gener ha consolidado una parte importante de su segunda etapa de expansión e innovación, con una cartera de proyectos de generación de energía eléctrica, al concluir en Chile la construcción de Central Cochrane y la primera fase de Andes Solar; y en Colombia con la operación comercial de la central hidroeléctrica Tunjita.
• En abril, se realizó el rescate parcial anticipado de los Bonos 144A/RegS de Angamos, con un cupón de 4,875% y vencimiento en 2029. El monto del rescate fue de US$199 millones de dólares, efectuado a un 94% de su valor nominal. La transacción fue financiada mediante créditos sindicados con instituciones locales, replicando las condiciones de plazo y amortización del bono. El refinanciamiento se efectuó a una tasa promedio de 4,5% en dólares.
• En los meses de junio y diciembre de 2016, AES Gener realizó la recompra de su bono 144A/Reg S con vencimiento el 2025 por un total de US$33 millones de dólares, el que fue financiado con fondos disponibles. Al 31 de diciembre del 2016, el nocional vigente del bono internacional es de US$392 millones de dólares. Los bonos rescatados fueron liquidados.
• Durante el año 2016, AES Gener realizó pagos extraordinarios de deuda por US$100 millones de dólares, compuestos por deuda bancaria de corto plazo por US$ 67,5 millones de dólares y la recompra de bonos por US$ 33 millones de dólares, mencionada anteriormente.
• Las clasificación de riesgo internacional de Guacolda Energía S.A. (Guacolda) fue revisada a la baja en abril por Standard & Poors, desde BBB- estable a BB+ estable. En agosto, Fitch Ratings ratificó la calificación BBB- estable para Guacolda.
El 5 de enero de 2016, Moody’s reafirmó la clasificación de riesgo (Baa3) de AES Gener. Asimismo, el 28 de julio de 2016 y 25 de agosto de 2016, S&P y Fitch Ratings, respectivamente, reafirmaron la clasificación de riesgo (BBB-) de AES Gener con tendencia estable. El 7 de septiembre de 2016, Feller Rate reafirmó la clasificación local de AES Gener (A+) y ESSA (A-) con tendencia estable.
• Como se informó en el hecho esencial del 17 de enero de 2017, el Proyecto Hidroeléctrico Alto Maipo ha experimentado ciertas dificultades en la ejecución de las obras las cuales se han traducido en sobrecostos que podrían llegar hasta 22% del presupuesto original del proyecto, incluyendo contingencias.
febrero 27, 2017 | Industria
(El Mercurio) Si usted tiene la impresión de que el clima enloqueció, las cifras le estarían dando la razón. Así como en enero una de las zonas secas del país como Atacama recibió una impensada lluvia que derivó en un aluvión, algo similar ocurrió este fin de semana en la zona de la precordillera de la Región Metropolitana y de O’Higgins. No obstante, esta última y Biobío aun viven una sequía no vista en años, lo que ha mermado los embalses que sirven para generar electricidad.
«Hay una situación generalizada de bajos niveles en todos los embalses, especialmente en la zona sur del país», señala Valter Moro, gerente general de Enel Generación Chile. «Los principales embalses se encuentran por debajo del promedio histórico, lo cual repercute directamente en su aporte para cubrir la demanda del Sistema Interconectado Central (SIC)», agrega Colbún, del grupo Matte.
¿Qué tan disminuidos están los embalses de generación hidroeléctrica? La situación más crítica la vive la laguna del Laja, que anota un 82,56% de déficit respecto de su promedio histórico a la fecha, según cifras entregadas por la Dirección General de Aguas el viernes. Esta cuenca lacustre «está próxima al 8% de su volumen total y abasteciendo únicamente compromisos de riego», señala al respecto el Coordinador Eléctrico Nacional, organismo encargado del despacho de centrales eléctricas desde Arica hasta Chiloé.
La laguna del Maule, en tanto, tiene un 72,4% menos de agua que su nivel promedio en febrero, mientras que en el embalse Colbún, el saldo en rojo es de 17,11%.
La eléctrica de los Matte señala que los principales embalses tienen restricciones de generación asociadas tanto a su hidrología como a los convenios con los regantes. «El año hidrológico en curso en Chile ha presentado precipitaciones y condiciones de deshielos extremadamente secas, siendo las más bajas de los últimos seis años», explica Colbún.
El experto Sebastián Bernstein, socio de Synex, advierte que esto marca un hito en la historia pluviométrica nacional. «Nunca, desde que se tiene registro, se había visto en Chile un ciclo de sequía tan largo, de seis años, porque normalmente eran tres años a tres años y medio de sequía, como máximo», afirma.
Costos subirían si se extiende la sequía
Esta situación de escasez se agravaría si es que este año vuelven a mermar las lluvias en la zona centro-sur. «El 2017 empezó como un año seco y por lo menos hasta mayo-junio no se prevé una mejora de la hidrología del país. El año hidrológico 2016, que finaliza en marzo de 2017, es uno de los más secos desde hace algunos años», enfatiza Valter Moro, de Enel Generación. «En este escenario, los desafíos que tenemos están en buscar alternativas que nos permitan enfrentar de mejor forma un período de sequía, como por ejemplo, la llegada de más gas natural licuado (GNL)», agrega Moro.
¿Qué efecto tiene en la generación? El Coordinador Eléctrico Nacional explica que si el ciclo de sequía continuara en 2017, «el sistema tiene suficientes instalaciones generadoras térmicas y de ERNC para abastecer con holgura la demanda del año».
Sin embargo, advierte que una hidrología seca «implica utilizar generación de mayores costos de operación para el sistema eléctrico, lo que podría llevar a mayores costos marginales de energía».
Bernstein acota que habría un impacto en el precio, en especial hacia mediados de año, elevando las tarifas marginales -que se pagan en el mercado libre o spot – en hasta cerca de 50%, pero como los valores están en un rango bajo, el alza no afectaría a los consumidores residenciales ni llegarían a los niveles máximos alcanzados hace unos años, cuando superaron los US$ 200 el MW/h, sino que se situarían en los US$ 100 MW/h.
Colbún precisa que si bien las ERNC permiten compensar el menor aporte hidroeléctrico, no siempre pueden ser despachadas debido a que una parte de ellas se emplazan en la zona norte del SIC (entre Taltal y la subestación Cardones), donde existen importantes limitaciones a la transmisión eléctrica hacia el centro del país.
En ese sentido, el Coordinador Eléctrico Nacional enfatiza que «las obras de transmisión previstas en la zona norte y la interconexión entre los sistemas del Norte Grande y Central resultan claves para un mayor aprovechamiento de los recursos ERNC de la zona norte del país».
Bajo nivel del Laja afecta a cinco centrales
La situación del Laja afecta a varias centrales hidroeléctricas. Con las aguas de esta laguna se alimentan tres centrales pertenecientes a Enel Generación: El Toro, con capacidad de 450 megawatts (MW) Abanico (136 MW) y Antuco (320 MW). Aguas abajo, en esta cuenca, se encuentran las centrales de pasada Rucúe (178 MW) y Quilleco (72,2 MW), ambas de Colbún.
La laguna del Maule es otro acuífero clave. De allí se abastecen las centrales Ojos de Agua (9 MW), Los Cipreses (106 MW), Isla (68 MW), Curillinque (89 MW) y Loma Alta (40 MW), todas de Enel Generación. Su filial Pehuenche opera la central de embalse del mismo nombre de 570 MW, que utiliza las aguas del río Melado y río Maule.
Más abajo, este curso de agua abastece al embalse Colbún (474 MW), de la eléctrica del mismo nombre, y a Machicura (95 MW), de la misma empresa.
[AES Gener acusa ante autoridad “intervención maliciosa” en instalaciones del proyecto Alto Maipo]
febrero 13, 2017 | Industria
(Emol.com) A casi cuatro meses de haber asumido como ministro de Energía, Andrés Rebolledo reitera su compromiso y su desafío como titular de la cartera: darle continuidad a lo que estaba haciendo su antecesor, Máximo Pacheco, dado que en 2016 el sector aportara con el 30% de las inversiones a la economía chilena.
«Este es un sector que le ha dado buenas noticias a Chile en los últimos años, ha avanzado de manera importante en bajar los precios, tanto en proyectos de generación como en la distribución y en las tarifas de los hogares. Ha sido un sector que además ha sido protagonista en términos de inversión, los últimos dos años ha sido el principal sector inversionista en la economía», manifestó el secretario de Estado en una entrevista con Emol.
Según informó, a enero de este año hay 46 proyectos de generación eléctrica que están en alguna etapa de construcción y 28 de transmisión.
-¿Cuáles son los próximos proyectos que tiene el Ministerio en carpeta?
Tenemos que tomar una decisión ahora en marzo para ver qué proyectos vamos a incorporar al Congreso. Hay varias iniciativas que son parte de la política energética al año 2050 que fue en la línea estratégica que ha guiado la acción de este sector
– Uno de los objetivos que tenía el ex ministro Pacheco era la integración energética tanto en electricidad como en gas con Argentina y Perú, ¿en qué trámite se encuentra el de línea de transmisión con este último país?
Ese es un proyecto muy importante para ambos países. Para Chile es importante porque ayuda a darle más sustentabilidad y seguridad a todas las Energías Renovables No Convencionales que hoy día se están produciendo particularmente en el norte. Tenemos un acuerdo con el ministro de Energía (y de Minas) peruano (Gonzalo Tamayo) para avanzar inicialmente en una línea de transmisión que sea más bien corta y que una Arica con Tacna. Esperamos que en junio o julio, cuando sea la próxima reunión de presidentes de Chile y Perú podamos entregar el cronograma y los pasos para avanzar en lo que serían eventualmente un proyecto de inversión que una estas dos ciudades.
-En el país uno de los proyectos energéticos más polémicos ha sido Alto Maipo, principalmente por su impacto al medio ambiente ¿cuál es la postura del Ministerio sobre la hidroeléctrica?
Es un proyecto que ha avanzado en sus distintas etapas y eso está completamente establecido. Para nosotros este es un proyecto importante, que además está cercano a un gran centro de consumo como lo es la Región Metropolitana. Entiendo que ellos tienen distintos requerimientos ambientales, pero que están trabajando y entregarán alguna propuesta para abordarlos y esperamos que las regulaciones e instituciones funcionen, dado que es un proyecto relevante para el sector de Energía.
Nueva legislación al mercado del gas
-Uno de los proyectos que se aprobó bajo su mandato es la Ley de Servicios de Gas, ¿De qué se trata?
El elemento fundamental de esta nueva ley es el hecho de que se le otorga a la entidad reguladora que es la Comisión Nacional de Energía las facultades para aplicar medidas cuando las empresas se pasen de la rentabilidad máxima contemplada en la propia ley. Esto es importante porque en la ley anterior se dio en algunas ocasiones que las empresas efectivamente se pasaron de la rentabilidad máxima pero que por vacíos legales no fue posible aplicar ninguna sanción. Lo que va a suceder es que cuando la empresa se pase de la rentabilidad máxima, que además bajó de 11 a 9%, va a pasar automáticamente a una etapa de tarificación.
Además, en esta nueva ley se contempla un mecanismo de compensación a los consumidores que indica que si es que efectivamente estas empresas se pasan tienen que devolver 1,5 veces el cobro adicional.
-¿Por qué las tarifas se congelan en la Región de Magallanes?
Magallanes es una región que tiene una situación energética distinta al resto de Chile, de hecho, tiene gas y tiene una situación de conectividad muy compleja con el resto del país, entonces se ha decidido que no va a haber un cálculo de rentabilidad sino que va haber directamente una tarificación a la empresa distribuidora de manera tal de garantizar una tarifa a los consumidores que no va a cambiar durante un periodo de cuatro años.
Desde que la ley entró en vigencia (jueves 9 de febrero) hay 60 días para que la Comisión Nacional de Energía inicie el estudio de tarificación de manera tal de que en el plazo máximo de un año y medio Magallanes tenga tarifas fijas.
-¿Por qué esta ley contribuye al medio ambiente?
Es una ley balanceada en el sentido que fortalece el rol de los consumidores, pero también le otorga buenas señales a las inversiones y a las empresas porque, por ejemplo, la rebaja de la rentabilidad máxima de 11% a 9% no es inmediata, se hace progresivamente, por lo tanto las empresas van a tener un tiempo para adecuarse. También es una buena ley para aumentar la inversión y las empresas nos han dicho que van a extender e invertir en redes de gas natural en el sur, que son ciudades que necesitan un esfuerzo de descontaminación y el gas es un combustible en ese sentido más limpio que va a ayudar a eso.
-¿Qué tan cierto es que algunas empresas pretenden demandar al Estado debido a esta ley, según ha informado la prensa?
En la medida en que los países cambien sus leyes y no discriminen al inversionista extranjero no tendría por qué haber algún motivo para que demanden al Estado. Chile ha cambiado sus leyes centenas de veces a lo largo de los últimos años, tenemos muchos acuerdos transnacionales donde inversionistas pueden efectivamente demandar al Estado chileno, pero nunca un inversionista extranjero en un Tratado de Libre Comercio lo ha demandado, sí lo ha hecho en otros acuerdos, pero nosotros creemos que esta ley no discrimina de ninguna manera.
