febrero 9, 2016 | Industria
Un panorama con mayores dificultades se espera para este año en el desarrollo de futuros proyectos energéticos, de acuerdo a las estimaciones entregadas por analistas del mercado financiero y actores del sector eléctrico a Revista ELECTRICIDAD, debido a los cambios producidos en los últimos dos años, aunque aclaran que la industria seguirá gozando del dinamismo registrado en 2015.
Y es que, según los especialistas, el sector vendrá con el impulso del año pasado en materia de inversiones, en generación y transmisión, destacando la inyección de competitividad en el mercado local con el ingreso de nuevos desarrolladores, lo que ha producido una baja en los precios de la energía, como quedó demostrado en la licitación de suministro de 2015, en que se alcanzó un precio promedio de US$79 por MWh.
Este hecho fue destacado por el ministro de Energía, Máximo Pacheco, durante la cena anual de las ERNC, organizada por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), donde aseguró que uno de los cambios producidos con las licitaciones es que “la banca ya no está tan interesada en financiar contratos en el mercado spot, sino que está privilegiando acompañar a las centrales que cuentan con contratos a largo plazo”.
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, explica a Revista ELECTRICIDAD este fenómeno: “Al haber precios más bajos, hay una mayor disposición a contratar en el largo plazo. Cuando los precios anteriormente estaban altos, las empresas preferían pasar ese período con contratos de corto plazo. En el actual panorama el mercado reasume una nueva racionalidad económica de competencia si actúan estos efectos de manera positiva, existiendo más confianza por pagar precios que se consideran correctos y se contrata a más largo plazo”.
De acuerdo al ejecutivo de Acera, las miradas de los desarrolladores ERNC están apuntando al mercado de contratos, aunque advierte que en este nicho “hay un movimiento sumamente lento de parte de los clientes en entender las ventajas de la energía renovable, desde el punto de vista de los costos y determinar formas de contratar esta energía”.
A juicio de Finat, la positiva experiencia registrada en las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados debería “tener un efecto importante por el lado de la competencia, especialmente en la expectativa de los clientes libres para tener contratos con mejores precios y de varios proveedores de energía renovable”.
[Bancos y empresas prevén fusiones y adquisiciones en ERNC]
Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, este año “se ve de muchos desafíos, pues el acceso a financiamiento se está poniendo más complicado, debido a las condiciones externas e internas del mercado, por lo que las entidades financieras se están resguardando con el objeto de entregar sus servicios que generen los menores riesgos posibles y ello se traduce en mayores requisitos que le piden a los proyectos para optar al financiamiento, como en tener al menos un contrato PPA, de compra-venta de energía”.
En opinión del gerente general de Valgesta, el menor nivel de precios de la energía eléctrica en los costos marginales y en los precios promedio de las licitaciones de suministro para clientes regulados “se traduce en que los proyectos que se están desarrollando tienen una opción de venta de energía bastante menor, por lo que los bancos dicen que este es un tema a revisar”.
Galaz sostiene que otro factor que dificulta las condiciones de financiamiento en el sector energético son los descalces de precios que se generan en algunos sectores del sistema eléctrico con alta penetración de energía renovable, como en la zona norte del SIC, “pues producen una baja en los costos marginales que aumenta el riesgo de proyectos de generación”.
Tanto Finat como Galaz coinciden en que el financiamiento de proyectos de generación por parte de organismos multilaterales aún estará presente en el mercado local, especialmente en escenarios de mayor dificultad que exigen tener iniciativas que sean respaldadas con contratos PPA.
Fernando Soto, economista senior de BBVA Research, indica que la disminución de los costos marginales para los contratos libres y la estabilización en el alza de precios en los contratos regulados han provocado que “en términos generales la economía esté recuperando competitividad por el lado de la energía”.
Eso sí, el analista pone la luz de alerta por el lado del consumo energético, pues afirma a este medio que la expansión de la generación eléctrica que se está manifestando con el ingreso de proyectos debe contemplar la desaceleración del consumo, particularmente en la minería.
“La desaceleración económica se ha manifestado en la evolución de la demanda energética, lo que tiene que ver con el efecto encadenado que genera la menor inversión y actividad en minería sobre el sector de energía y este proceso todavía se da en el margen, pero tomará fuerza más adelante”, precisa Fernando Soto.
Por su lado, Cristián Ashwell, analista del Banco de Créditos e Inversiones (BCI), indica a Revista ELECTRICIDAD que si bien el sector energético “mantendrá una cartera de proyectos superior al sector minero, no estimamos que se materialice el anuncio de nuevos proyectos significativos respecto de los ya conocidos por el mercado, esto debido al ciclo desfavorable de los precios de los commodities, en que no se vislumbra una reactivación en el sector minero en el corto y mediano plazo”.
Ramón Galaz comparte esta visión, señalando que las mayores dificultades para el financiamiento de nuevas obras de generación eléctrica “se verían hacia 2017 y 2018, porque la concreción de los proyectos va un poco más atrás que la etapa previa, que tiene que ver con el desarrollo de financiamiento e ingeniería”.
A su juicio, la menor demanda eléctrica se traduce “en menores precios, en menores flujos y eso dificulta el acceso al financiamiento, siendo parte de la explicación para esta situación”.
En esta línea, el último informe de previsión de demanda hecho por la Comisión Nacional de Energía (CNE) señala que para este año se prevé que el consumo de los clientes libres del SIC y SING llegue a 4,6%, explicado por el ingreso de nuevos clientes al sistema y por las expectativas económicas del país.
Respecto a las previsiones de consumo en el sector regulado, Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE, consigna a Revista ELECTRICIDAD que el crecimiento de demanda sería de 3,8% “explicado por la situación esperada de la economía nacional y los antecedentes que fueron proporcionados por las empresas distribuidoras en el primer trimestre de 2015”.
“Cabe señalar que para este último grupo de clientes, se revisará su previsión de consumos, considerando los nuevos antecedentes que disponga esta Comisión (CNE) dentro del proceso de elaboración del nuevo informe de licitaciones 2016”, asegura la autoridad.
De este modo, los resultados de la próxima licitación de suministro para clientes regulados, según Ramón Galaz, otorgarán un espacio para un eventual financiamiento de futuros proyecto: “la próxima licitación de suministro de las distribuidoras a finales de abril es un incentivo relevante, pues podría gatillarse otro grupo de proyectos que hoy no están en el mercado, toda vez que las empresas que se adjudiquen los bloques tendrían más facilidades para el financiamiento y eso genera un mayor desarrollo en el sector energético”.
Conclusiones
- El sector energético goza de dinamismo producto de las mayores inversiones en generación, las que aumentaron la competitividad, bajando los precios del sector, y provocando que los actores apunten al nicho de contratos de largo plazo en vez del mercado spot.
- Durante este año se espera que las condiciones de financiamiento sean más complejas, debido a los menores flujos esperados en los proyectos a causa de los menores precios, lo que lleva a la banca a tomar mayores resguardos y requerimiento de contratos PPA como respaldos.
- La luz de alerta está puesta en el menor consumo eléctrico proyectado para el sector minero, aunque la licitación de las distribuidoras de abril podrían abrir espacio para financiar futuros proyectos.
Recuadro
Lo que se espera de las empresas eléctricas en la bolsa de comercio
En lo que concierne al mercado accionario, los analistas prevén que el sector eléctrico sea uno de los que tengan “un mejor retorno durante 2016, justificando el favoritismo otorgado en nuestras recomendaciones”, afirma Cristián Ashwell, analista del BCI.
De acuerdo al especialista, “proyectos de importante envergadura, tal como IEM (Infraestructura Energética Mejillones) y TEN (interconexión SIC-SING), en conjunto con una favorable configuración en términos del financiamiento de la construcción de la línea de transmisión, transforman a E-CL como nuestra acción preferida para 2016, de la mano del importante crecimiento que otorgarán dichos proyectos a nivel de Ebitda”.
“Por otro lado, el inicio de operación comercial de Cochrane hacia mediados de 2016 y Alto Maipo hacia mediados de 2019 fortalecen los fundamentos de mediano/largo plazo de AES Gener. A su vez, el inicio del proceso de crecimiento inorgánico en Latinoamérica de Colbún, materializa un riesgo alcista sobre los títulos de la compañía”, sostiene Ashwell.
“Es por lo anterior, que el sector eléctrico es nuestro favorito, ya que cuenta con la capacidad de desmarcarse de los factores idiosincráticos que están afectando de manera negativa al mercado local, augurando un buen desempeño a nivel de resultados para el sector, tanto por los factores antes mencionados, como por precios de materias primas bajos que favorecen una mayor eficiencia a nivel de márgenes operacionales”, agrega.
[Baja en demanda eléctrica estaría relacionada a menor crecimiento]
febrero 9, 2016 | Industria
(Pulso) Vender su producto a $0. Esta es la realidad que tiene entre las cuerdas a una decena de pequeñas y medianas generadoras renovables que operan en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC).
En diciembre, la barra de Diego de Almagro 220 kV -en la región de Atacama- registró un costo marginal cero entre las 11 y las 18 horas -cuando hay más radiación solar- producto de una sobreproducción de energía en esa zona, a causa de la entrada en operaciones de varias centrales solares y eólicas en esa zona en los últimos meses.
El costo marginal cero se repitió en la barra Carrera Pinto 220 kV y San Andrés 220 kV, y en menor medida en la barra Maitencillo.
Y pese a que la mayoría de las generadoras renovables tienen en su mayoría contratos de abastecimiento de largo plazo -es decir, venden a un valor fijo- otras no lo consiguieron, debiendo inyectar su energía al mercado spot.
Empresas en problemas
“El efecto que tiene es que aquellas empresas que no tienen contrato, y que están vendiendo al spot su venta en algunas horas quedan expuestas a un costo marginal muy bajo o incluso cero. Eso puede tener consecuencias en el flujo de caja de esas empresas”, advirtió Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera).
Según explicó, el origen del problema está en las restricciones de capacidad del sistema de transmisión, lo que no permite que las empresas envíen su energía al resto del sistema. Este problema se solucionará una vez que el proyecto Polpaico-Cardones, de InterChile, entre en operación.
Fuentes de la industria aseguran que esta restricción era predecible por parte de los productores, pues muchas empresas pusieron sus fichas apostando a que en el mediano plazo encontrarían un contrato de largo plazo y en que la línea tentativamente iniciaría su operación en 2017. Sin embargo, ninguno de estos dos escenarios se ha concretado, ya que el exceso de oferta ha hecho difícil para los productores encontrar contratos y, por otro lado, la oposición ciudadana genera dudas de si el proyecto de transmisión de InterChile logrará cumplir con su cronograma.
“En general, los bancos que financiaron estas plantas siempre hacen dejar una cuenta de reserva, entonces hay una cuenta de reserva para enfrentar época en que los costos marginales estén bajos y de alguna manera se asegura que con eso los proyecta pueda seguir pagando sus deudas hasta que se normalice la situación. Ahora, si la línea de InterChile se atrasara mucho más de lo que está previsto, podría prolongar este periodo de ingresos bajos y podría ser muy perjudicial para las empresas que invirtieron en el Norte Chico”, añade Alfredo Solar, gerente general Chile de Sun Edison y presidente del directorio de Acera.
¿El futuro?
Según conocedores del tema la situación solo seguirá agravándose en los próximos dos años pues actualmente hay quince proyectos solares fotovoltaicos en construcción en la misma zona, que añadirán 1.100 MW adicionales de capacidad instalada.
[Costos de energía cierran 2015 en nivel más bajo en una década y generación renovable duplica aporte]
febrero 9, 2016 | Industria
(La Tercera) Satisfecho de haber logrado grandes avances, dice estar el ministro de Energía, Máximo Pacheco. Pero con el desafío claro de que aún queda largo camino por recorrer, agrega el secretario de Estado, mientras analiza el escenario y las condiciones que han permitido doblar la cantidad de proyectos de generación eléctrica en construcción, respecto a los que habían al inicio de su gestión.
El número de iniciativas, sin embargo, no es lo único que le interesa. También enfatiza en el desarrollo que han alcanzado las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y los cambios vividos por la industria.
¿Qué factores explican el aumento de proyectos en construcción?
Yo diría que son principalmente tres factores. Primero, una Agenda de Energía que ha creado un marco de claridad en las reglas del juego, donde ha existido un amplio diálogo con los diversos sectores y actores involucrados en el sector. Segundo, una gestión del Estado que ha acompañado la ejecución de los proyectos una vez que ya han obtenido la Resolución de Calificación Ambiental (RCA). Y, por último, unas políticas públicas que han impulsado la entrada de nuevos actores y nuevas tecnologías a la industria.
Hay un cambio de paradigma. Ahora hay más oferta que demanda…
Es una muy buena noticia haber duplicado las inversiones, pues arrastrábamos un déficit muy significativo en infraestructura, tanto en generación como en transmisión, y ahora estamos avanzando en cerrar ese déficit. Cuando hay déficit en generación, los precios son muy altos. De hecho, en el gobierno de Sebastián Piñera llegamos a ver precios cercanos a los US$ 150 MWh. En cambio, en la licitación de octubre de 2015 alcanzamos un valor promedio de US$ 79 MWh.
Por el lado de la demanda, creo que es muy importante tener como objetivo que ésta crezca menos que la economía, ya que esto refleja que estamos haciendo eficiencia energética a través de los procesos productivos y en el consumo residencial.
¿Se justifica que haya tantos proyectos pese a que la demanda crece menos que antes?
Absolutamente, porque tenemos el costo de electricidad más alto de América Latina, las cuentas de la luz han aumentado 30% en los últimos cinco años. Entonces, para bajar las cuentas de la luz, para tener electricidad a precios competitivos, nosotros necesitamos desarrollar más infraestructura, más centrales, más torres de transmisión, más competencia y usar mejor la energía.
¿Por qué predomina la fuente térmica por sobre las otras?
Principalmente, porque hoy tenemos en construcción algunos proyectos que son centrales a gas. Como gobierno queremos que haya más gas en la generación eléctrica, pues es un combustible más limpio. Además, nos permite complementar los esfuerzos que estamos haciendo en ERNC, ya que aún no se inventan los sistemas de almacenamiento de ERNC en baterías, y el sol solamente genera radiación en el día. Entonces, las centrales térmicas son capaces de suministrar energía de forma permanente al sistema.
¿Cómo ve el aumento de las ERNC en generación?
Creo que ha habido un tremendo éxito en Chile en todo lo que es el desarrollo de las ERNC y es por eso que se puede percibir que, hoy día, más del 45% de los proyectos proviene de ERNC. Esto es un gran logro para el país. Chile comienza a posicionarse como un país líder en la transición energética de América Latina y así está siendo reconocido internacionalmente. Creo que hemos creado las condiciones para que en el país se dé un gran impulso a la energía solar, a la eólica, etcétera. Lo más importante es que este impulso se ha hecho sin subsidios fiscales, ya que en la mayoría de los países de Europa, Estados Unidos y otros, el auge del impulso de las ERNC se ha dado con enormes subsidios fiscales.
Las últimas licitaciones también han ayudado…
Así es, los últimos procesos han sido exitosos, logrando una rebaja en los precios, y eso es porque hemos traído más competencia y porque los procesos ahora son convocadas con mayor anticipación, lo que le da más tiempo de preparación a los actores que están interesados en participar. Además, tenemos bloques pequeños, medianos y grandes, para que puedan ser adjudicados por actores de diferentes tamaños y, hemos establecido bloques horarios, para que puedan participar de mejor manera las ERNC.
[Pacheco pone foco en Perú para integración energética y alista primer proyecto de línea eléctrica]
febrero 8, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Partió como un proyecto piloto hace ocho años y hoy es visto al interior de AES Gener como uno de los pilares de desarrollo de nuevos negocios en el ámbito de la generación eléctrica.
El almacenamiento de energía a través de baterías de ion litio (BESS, por su sigla en inglés) se comenzó a desarrollar en Chile en 2007, y a la fecha la filial de AES Corp ha invertido US$ 52 millones, con dos proyectos en operación por 32 MW (20 MW en la central Angamos y 12 MW en la subestación Los Andes), y otro en la central termoeléctrica Cochrane, hoy en proceso de finalizar su construcción para ser conectada al sistema.
Valerie Barnich, vicepresidente de desarrollo de AES Gener, dice que la tecnología se está potenciando por la baja en los costos de implementarlo -que han caído del orden de 60%-, y por la flexibilidad que ofrecen, especialmente en un sistema con una penetración creciente de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
“Estamos invirtiendo fuertemente en el desarrollo de nuevos proyectos porque pensamos que las baterías desempeñarán un rol fundamental en la matriz energética de Chile. Ellas son muy versátiles y útiles para el sistema eléctrico, sobre todo en un contexto de penetración cada día más alta de ERNC. Estas baterías han ayudado a reducir los costos operacionales del SING en los últimos 8 años, reemplazando la potencia en giro exigida a las centrales termoeléctricas”, dijo.
La firma ha replicado la experiencia a nivel internacional y, a través de su matriz AES Corp, opera instalaciones en EEUU (40 MW) y Europa.
Más seguridad
La ejecutiva sostiene que entre las ventajas que ofrecen los sistemas, está el incremento de seguridad, al permitir a las centrales generar más energía, la que pueden almacenar hasta que sea posible inyectarla al sistema.
La penetración de las ERNC en los principales sistemas eléctricos -que a partir de 2017 estarán unidos- presenta varios desafíos técnicos, han señalado los expertos, uno de los principales: cómo hacer convivir la generación de base -por ejemplo centrales termoeléctricas- con las eólicas y solares, sin producir desbarajustes y cómo gestionar la transmisión, dadas las limitaciones que tiene el sistema.
Sostiene que en combinación con las BESS, las centrales eólicas y solares pueden producir energía las 24 horas del día. Además, disminuyen la intermitencia, lo que permite a su vez reducir el costo final de inversión en transmisión, ayuda controlar la frecuencia y también al control de la demanda de los clientes de mayor tamaño.
“El almacenamiento de energía será una herramienta muy importante dentro de las redes eléctricas, ya que permite ocupar de forma más eficiente la energía producida, pensando sobre todo en la fuerte penetración en el mercado eléctrico de la ERNC intermitentes”, señala.
En este sentido, la firma ya ha contactado a otros actores -y también a la autoridad y operadores- para ampliar el eso de esta tecnología en el mercado nacional.
[Presente y futuro de los bancos de batería en el sector eléctrico]
febrero 8, 2016 | Industria
(El Mercurio) Tres años se detendrá la construcción del camino que permitiría ingresar al proyecto hidroeléctrico Mediterráneo, ubicado en la comuna de Cochamó, X Región, y propiedad de los empresarios José Cox -colaborador del ex Presidente Piñera-, Fernando Elgueta, Roberto Hagemann y Ricardo Bachelet, entre otros.
En noviembre de 2015, el Comité de Ministros dio luz verde a la iniciativa, que considera una central de 210 MW y una línea de transmisión de 63 kilómetros, todo por una inversión considerada de US$ 400 millones. Pero en diciembre el Tribunal Ambiental de Valdivia autorizó el proceso sancionatorio iniciado por la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA) tras detectar que la construcción del camino por parte de la sociedad Inversiones y Rentas Los Andes se inició sin permisos. Allí se ordenó la paralización por 30 días de la obra, de unos 40 kilómetros de longitud y que ya tiene un avance de cerca de 50%.
Según los documentos enviados a fines de enero por la empresa a la SMA, la compañía presentó un programa de cumplimiento a la norma ambiental -que inhibe la sanción- y que considera un plazo de 1.080 días, lo que equivale a dos años y nueve meses en que se mantendrá paralizada la obra, con el objetivo de hacer una serie de compensaciones.
En la zona, tanto la central Mediterráneo como el camino cuentan con una gran oposición liderada por la corporación Puelo Patagonia, también conocida como «Puelo Sin Torres». Según ha denunciado su presidente, Rodrigo Condeza, este proyecto «tiene un montón de falencias y factores mal evaluados». El principal problema para ellos es la línea de transmisión.
[Opositores a hidroeléctrica en Puelo acudirán al Tribunal Ambiental]
