enero 21, 2016 | Industria
Disfrutar el tiempo con sus hijos es la principal actividad que realiza Orlando Castillo, gerente general de la Corporación de Bienes de Capital (CBC), organismo técnico que impulsa el desarrollo tecnológico e industrial del país.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el ejecutivo destaca los niveles de inversión que registra el sector energético en los últimos años, señalando que en 2016 la movilización de capitales mantendrá el dinamismo de este año.
A partir de los últimos catastros de la CBC, ¿Qué análisis hace del comportamiento de las inversiones en el sector de energía?
A partir de 2013 y con un gran salto en 2014 se revirtió la baja sostenida de la inversión (que hubo entre 2009 y 2012) debido a la incorporación masiva en la matriz de proyectos con generación renovable no convencional (ERNC) y una recuperación en el desarrollo de proyectos de fuente convencional. Durante 2015 el sector ha mantenido un dinamismo que representa el 32% de toda la inversión nacional que registra nuestro catastro de proyectos y constituye uno de los puntos más alto de inversión que ha tenido este sector en los últimos 20 años.
Proyecciones
De acuerdo al último reporte, la energía superaría al sector minero en inversión, ¿A cuánto asciende este monto y cuántos proyectos han sido terminados?
En 2015 hubo una inversión en el sector eléctrico cercana a 6.200 millones de dólares, un 36% mayor a la inversión esperada en mineríaque se estima en cerca de 4.500 millones de dólares. Y los siguientes proyectos, actualmente en construcción, representan el 40% de la inversión estimada para este año: Infraestructura Energética Mejillones I, CST Cerro Dominador, Planta PV Cerro Dominador, Central Termoeléctrica a Carbón Cochrane, Sistema De Transmisión de 500 kV Mejillones – Cardones, Central Hidroeléctrica Alto Maipo – Alfalfal II y Las Lajas, Parque Solar Quilapilún, Central a Gas Natural Ciclo Combinado Kelar y Finis Terrae.
En base al último catastro, ¿Cómo se proyectan las inversiones en energía para los próximos años?
La estimación, según el último stock de proyectos, nos muestra que para 2016 se espera un dinamismo similar al de 2015 y que, a partir de 2017, las cifras se ajustan a la baja.
¿Qué es lo que está caracterizando actualmente a las inversiones en energía?
Observamos tres fenómenos: primero, la cartera de inversión ha crecido en número, pero ha disminuido el tamaño promedio de la inversión. Segundo, una disminución en los plazos promedio de ejecución de los proyectos, ya que −en general− las iniciativas del tipo ERNC se ejecutan en plazos más acotados que una convencional. Tercero, se ha ampliado el número de mandantes, con la llegada de empresas extranjeras especializadas en ERNC.
A su juicio, ¿Qué explica que el sector de energía esté mejor que otros sectores económicos en cuanto a inversión?
Ha existido un cierto aprendizaje en la sociedad en su conjunto, del extenso proceso de judicialización que sufrió la cartera de proyectos energéticos hace algunos años atrás. Hoy hay mayor conciencia de la necesidad de una cartera más balanceada en sus fuentes de generación, así como un mayor involucramiento de las comunidades en el desarrollo de los proyectos. Por otra parte las autoridades están facilitando una mirada más a largo plazo y conscientes de la necesidad de consolidar una estructura energética más sólida que permita impulsar nuestro desarrollo.
¿Cómo ha sido el comportamiento de las inversiones ERNC desde 2011 a la fecha y cuáles son sus perspectivas a futuro?
Hace cinco años los proyectos del tipo ERNC representaban un 22% del gasto anual en generación y solo un 17% de la estimación para el quinquenio. En cambio ahora, se espera representen el 61% del gasto anual y un 50% de lo proyectado a cinco años. La tecnología ha logrado avanzar muy rápido en este campo, permitiendo idear soluciones para el tema de la intermitencia en la generación. No obstante lo anterior, en el mediano plazo, las energías convencionales aún seguirán siendo relevantes en la configuración total de la cartera.
¿Cree que sea positivo que los proyectos de energía se realicen ahora a la espera de la recuperación de los proyectos mineros?
Absolutamente, porque el desarrollo de la industria minera no solo depende del precio internacional de los metales, sino que también de las condiciones de competitividad local, que cada uno de los países puede ofrecer a los inversionistas. En esto, el costo y disposición de energía juegan un rol clave.
¿Han identificado la evolución de los costos de la energía y sus perspectivas a futuro?
Nuestra percepción es que los precios seguirán evolucionando favorablemente para los distintos usuarios, en la medida que la cartera de proyectos mantenga el dinamismo que muestra hoy.
[El 51% de los proyectos energéticos aprobados en 2012-2013 no han iniciado construcción]
enero 21, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Aprovechar la coyuntura de la ratificación del permiso ambiental del proyecto Cuervo para reactivar la venta de Energía Austral, que impulsa la construcción de esta central hidroeléctrica en la Región de Aysén, sería el siguiente paso que tiene previsto dar la suiza Glencore.
Precisamente esa es la decisión que se espera que la minera oficialice en los próximos días, en el marco de la reunión del directorio de esta firma, donde la europea posee el 66% y es socia de la australiana Origin Energy, con el 34% restante.
La decisión del Comité de Ministros, que a inicios de esta semana se pronunció favorablemente con algunas observaciones respecto de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) de la primera de las tres centrales hidroeléctricas que considera el proyecto original de Energía Austral, abre una ventana de interés para eventuales interesados en Cuervo, que tendrá 640 MW de capacidad instalada en las inmediaciones del lago Yulton, a 45 kilómetros al noroeste de Puerto Aysén.
A inicios de 2014 Origin Energy declinó ejercer su opción para asumir el control de Energía Austral y optó por una posición minoritaria, lo que marcó un alejamiento entre ambas firmas, quedando todas las decisiones en manos de Glencore.
En ese momento, la europea habría iniciado gestiones para encontrar un tercer socio o bien desprenderse de este negocio, el que había sido inicialmente desarrollado por Xstrata. El proyecto no forma parte del core business de Glencore.
Conocedores de esos intentos comentaron que la compañía estuvo en avanzadas conversaciones con al menos dos compañías, pero ambos procesos chocaron con la falta de un permiso a firme, dadas las reclamaciones a la RCA otorgada en septiembre de 2013 que presentaron grupos opositores.
Ahora, en momentos en que la enajenación de activos prescindibles asoma como la fórmula para que grandes mineras como Glencore reduzcan sus elevados niveles de deuda, Glencore tiene varias alternativas para desprenderse de Energía Austral, ya que podría vender sólo su porcentaje o bien arrastrar a sus socios en una operación conjunta con un tercero. Una tercera opción sería ofrecer el negocio a Origin.
Esta tercera vía, advirtieron especialistas, prosperaría sólo en el marco de una propuesta ventajosa para la oceánica, que por estos días hace frente a una compleja situación financiera, por la caída en el precio del petróleo.
A tal punto llegaría la situación, que Credit Suisse plantea que el mejor camino para Origin sería una megafusión con Santos, otra firma que ha realizado fuertes inversiones para el desarrollo del gas natural licuado en Australia, las mismas que ahora la tienen bajo presión.
Consultada Glencore, no realizó comentarios.
Transmisión pendiente
Otro tema que atentaría contra el precio de venta de Energía Austral es la ausencia de una solución de transmisión para evacuar la energía del complejo hidroeléctrico que encabeza Cuervo y al que se sumarían otras dos unidades -aún no tramitadas ambientalmente- que aportarían otros 425 MW.
Tras analizar varias fórmulas para concretar este tendido, la empresa decidió trabajar en un diseño de línea submarina, el cual Glencore habría suspendido y abandonado hace tiempo, ya que el negocio eléctrico no está entre sus prioridades.
En la industria comentan que un eventual comprador del 66% de Glencore se encontraría con un diseño alternativo del proyecto que Origin tiene considerado y que, al ser menos invasivo, podría encontrar menos detractores y obstáculos.
30% bajará la hidroelectricidad
Latinoamérica estará entre las regiones más afectadas por el cambio climático y su impacto se hará sentir en la hidroelectricidad. Así lo señala el informe «La creciente evidencia del calentamiento global que afecta la producción de energía», realizado por Scotiabank, que señala que este tipo de centrales ubicadas en el centro de Chile y Los Andes argentinos podrían ver reducida su producción hasta 30% en los próximos 35 años.
Endesa y Colbún serían las firmas que más se verían afectadas, ya que derivan volúmenes de producción significativos con esta tecnología.
En el caso de Endesa, el informe estima que para 2016 su operación representará 30% de la producción hidroeléctrica total del país, mientras que para Colbún será un 40%. El reporte también asegura que AES Gener debería sufrir un impacto solo de forma marginal.
El informe destaca que otro de los impactos importantes de este fenómeno es una presión a largo plazo en los precios de la energía en Latinoamérica.
En cuanto al resto de la región, el documento dice que Brasil debería tener un impacto modesto, mientras que Colombia y Perú podrían ver incrementados sus caudales hídricos.
El estudio centra su mayor preocupación en las unidades hidroeléctricas y señala que sus pronósticos no incluyen a las termoeléctricas. Esto, debido a que la amenaza se plantea «principalmente para las unidades que funcionan con carbón, y la mayor parte de estas son propiedad de jugadores chilenos que recurren a la refrigeración en el agua de mar u otros sistemas técnicos más sofisticados».
Por último, el documento dice que su preocupación no incluye a Aguas Andinas. En primer lugar, esto se debe a que los recursos hídricos disponibles parecen ser suficientes. Por otro lado, si los depósitos adicionales o la infraestructura para capturar agua se necesitan en el largo plazo, el marco regulatorio de las sanitarias asegura que los costos de la operación se incluyan en el mecanismo de fijación de tarifas.
[Comité de ministros mantiene resolución favorable para construcción de hidroeléctrica en Río Cuervo]
enero 20, 2016 | Mundo
(Pulso) Dos tercios de la energía actualmente consumida en nuestro planeta es resultado de la quema (combustión) de combustibles fósiles, como el carbón, petróleo y gas natural. El resto proviene de la generación hidroeléctrica convencional, la energía nuclear y solo una pequeña parte, de las energías renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica.
Debido a esto, y como una especie de alargue de la COP 21 de París, desde el lunes 18 y hasta el jueves 21 de este mes, se está realizando el World Future Energy Summit (Cumbre Mundial de la Energía del Futuro), en Abu Dhabi, capital de los Emiratos Árabes Unidos, lugar en el que presidentes, ONGs, académicos y el sector privado hablan en los pasillos y durante las charlas, acerca de cómo aumentar la cuota mundial de Energías Renovables no Convencionales (ERNC).
Como una introducción a este encuentro, Christiana Figueres, secretaria de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), fue clara con respecto a las cifras, al comentar que sólo en 2015, las ERNC lograron una inversión global de US$330.000 millones, encabezada por China, con US$100.000 millones y seguida por Estados Unidos (US$50.000 millones) e India (US$10.000 millones). “Proyectamos que hasta 2020 se invertirán otros US$500.000 millones más” dijo Figueres en una conferencia de prensa.
Como complemento a estos datos, la Agencia Internacional de las Energías Renovables (Irena) indicó durante el encuentro que el costo de la energía solar ha caído un 80% y el de la eólica un 33% desde el año 2000. “El sol ya es más barato que el carbón», declaró a la agencia EFE Adnan Amin, director general de Irena.
Compromiso de los líderes
Varios presidentes y jefes de estado han aprovechado esta instancia para realizar algunos anuncios, o bien, para reafirmar más aún sus compromisos de los últimos meses. Uno de los más bullados ha sido el del Presidente de México, Enrique Peña Nieto, quien comentó que el sistema eléctrico de su país funcionará en 2024 con un 35% de energías limpias y con un 50% en 2050. “México está comprometido con el medioambiente. Estamos decididos a transitar hacia combustibles menos contaminantes y adoptar energías renovables”, dijo Peña Nieto.
Por su parte, Abdelilah Benkirán, jefe de Gobierno de Marruecos (país donde se realizará este año la COP 22), anunció que el porcentaje de generación eléctrica de las energías limpias en su país será del 52% en 2050.
China, uno de los grandes protagonistas de este nuevo enfoque sustentable mundial, también dio su opinión, mediante la intervención de su primer ministro, Wen Jiabao, quien reafirmó la posición a favor de las ERNC. China ha realizado una serie de medidas en este aspecto en los últimos años, como los subsidios a redes de transmisión basadas en energías renovables, préstamos bancarios y un fondo especial para energías limpias. Cabe recordar un dato no menor. China es uno de los principales importadores de petróleo, por lo que un recambio le viene como anillo al dedo.
Otro que ha sido clave por estos días en Medio Oriente es Laurent Fabius, ministro de Asuntos Exteriores de Francia y presidente de la COP 21, quien fue enfático en expresar que el país galo “estará completamente dedicado a que el acuerdo climático de París funcione y sea una realidad”, dijo y agregó: “La expansión y el abaratamiento de las energías renovables en los próximos 15 años es la clave para cumplir los objetivos de la COP 21, incluso para excederlos”.
En la misma línea, el ministro de Estado de los Emiratos Árabes Unidos, sultán Ahmed al Yaber, insistió en que “ha llegado el momento de incentivar la inversión asociada a la lucha contra el cambio climático”.
Y como broche de oro, el secretario general de las Naciones Unidas, Ban Ki-moon, dejó la puerta abierta para la ratificación de los compromisos de París, que se llevará a cabo en una ceremonia el 22 de abril en Nueva York: “Seguiremos muy atentamente el proceso de ratificación y las negociaciones para la próxima cumbre”, declaró.
Para hacerse una idea, de los 188 compromisos nacionales de reducción de emisiones incluidos en el acuerdo de París, 164 basan el cumplimiento de sus promesas en objetivos de generación renovable.
La visión local
¿Pero cuál es el peso real que podría tener esta cumbre? Según Peter Horn, CEO de Heliplast, una de las compañías chilenas más antiguas en soluciones de energía solar, opina que con los precios tan bajos de los combustibles fósiles (petróleo bajo US$28 el barril), las empresas consumidoras están tentadas a continuar con el uso de ellos en forma indiscriminada, sin intención de invertir en las energías renovables. “Por eso, encuentros mundiales como éste son fundamentales para nuestro planeta y el futuro de todos los seres vivos. Es necesario detener toda quema de combustibles que no sea imprescindible”.
Por su parte, Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), indica que cualquier esfuerzo global que apunte a reducir las emisiones producto de la quema de combustibles fósiles es una buena noticia. “Antes de pensar en la fuente de la energía es preciso también considerar cómo estamos consumiéndola. En este sentido, nuestra visión para el futuro es que las personas asumiremos una actitud más responsable. En Abu Dhabi estos temas están presentes y nuestro desafío como país -impactado por el cambio climático- es no sólo darle continuidad y profundidad a estas discusiones, sino promover mejores prácticas y acciones”, señala Lizana.
[COP21: Ejecutivo hará programa especial de reducción de emisiones]
enero 20, 2016 | Industria
(Diario Financiero) A mediados de noviembre, AES Gener, controlada por la estadounidense AES Corp, vendió el 4% de su propiedad en bolsa, recaudando unos US$ 160 millones.
Ahora, la firma estaría preparando otras operaciones: sumar un socio en el complejo termoeléctrico Angamos, que está ubicado en Mejillones, y vender una participación adicional en la central Cochrane, que estaría pronta a ser conectada al sistema eléctrico nortino.
Según señalan fuentes, la generadora podría desprenderse de hasta un 49% de la propiedad del primer complejo, donde tiene el 100% de las acciones, con el objetivo de hacer caja para financiar otras iniciativas contempladas en su plan de desarrollo para los próximos años, y de paso contribuir en la reducción de la deuda que tiene su matriz, la que actualmente bordea los US$ 20.700 millones.
Angamos opera desde octubre de 2011, tiene una capacidad instalada de 544 MW en dos unidades, y demandó una inversión en torno a los US$ 1.300 millones.
AES Gener ya ha sumado socios en otros proyectos, como Alto Maipo, donde un 40% de la propiedad pertenece desde 2012 al grupo Luksic, a través de Antofagasta Minerals (AMSA). En marzo de 2014, AES Gener compró a los grupos Angelini y Von Appen el 50% que ambas en conjunto tenían en el complejo carbonero Guacolda, que con la entrada en operación de la V unidad tiene hoy una capacidad de 750 MW, por la que pagó unos US$ 760 millones.
En una operación paralela, la segunda eléctrica del país vendió dicha participación, menos una acción, a Global Infrastructure Partners (GIP).
La idea de AES Gener sería replicar este modelo, manteniendo el control operativo y de administración de Angamos. Asimismo, la firma también estaría buscando un comprador para una parte minoritaria de las acciones de la central Cochrane. El proyecto, donde son socios con la japonesa Mitsubishi, que tiene el 40% de la propiedad, está en fase de construcción y cuenta con contratos de suministro de largo plazo con las mineras SQM, Quebrada Blanca y Sierra Gorda.
Según señalan fuentes, la compañía pondría en el mercado un 9% adicional de la propiedad, y se estima que el comprador “natural” de esa participación sería la nipona.
Consultada AES Gener, declinó realizar comentarios.
Los planes de AES Corp
Con los proyectos actualmente en construcción, AES Gener elevaría su capacidad instalada en Chile en 25% al 2018, llegando a unos 6.300 MW, con inversiones estimadas en unos US$ 4.000 millones.
Entre 2007 y 2013, la generadora creció casi 50% en su capacidad instalada, pasando de 3.400 MW a cerca de 5.100 MW, con inversiones por unos US$ 3.000 millones.
Según una presentación realizada por la firma en diciembre pasado, el crecimiento de corto plazo tendrá cuatro focos principales: proyectos ERNC -ya desarrolla la central Solar Andes-, el almacenamiento de energía a través de la instalación de baterías en sus unidades productivas; la desalación de agua de mar, que será destinada a las centrales termoeléctricas y también a la industria minera; y las ventas de energía que se concreten a través de la línea de transmisión que une Mejillones y Salta, en Argentina.
En todo caso, la matriz en Estados Unidos también está afinando sus planes que consisten en maximizar el valor de los activos que posee, y donde el negocio en la región Andina, que comprende a Chile, Colombia y Argentina, representa el mayor aporte, con el 28% de su negocio total, seguido de EEUU, con 27%.
En una presentación realizada en noviembre de 2015, AES Corp señaló que contaba con unos US$ 2.600 millones disponibles para la “creación de valor” para el periodo 2016-2018, de los cuales hasta US$ 600 millones se invertirían directamente en sus subsidiarias, mientras que unos US$ 1.300 millones irían a reducción de deuda, incremento de dividendos y otros.
A esto se agregan US$ 1.000 millones que podrían venir de procesos de venta de activos que la estadounidense mantiene en curso.
[Cómo operan las tecnologías para ahorrar agua en centrales termoeléctricas]
enero 14, 2016 | Industria
El abogado socio del Estudio Guerrero Olivos, Clemente Pérez, destacó el buen momento que viven las inversiones en el sector energético, señalando que actualmente se están construyendo 53 centrales de generación, de las cuales la mitad son de energías renovables, agregando que en el mercado local los precios de la energía han caído 35% en los últimos años, aunque aclaró que los actuales valores «siguen siendo altos para los estándares internacionales».
El jurista participó en el Foro Internacional de Inversiones, organizado por el Comité de Inversiones Extranjeras (CEI), donde sostuvo que el sector energético es uno de los más dinámicos en su actividad para el presente año, a partir de las inversiones que se registraron el año pasado y que actualmente totalizan US$13.000 millones, «si se considera tanto la construcción de centrales, como las inversiones en transmisión eléctrica».
A su juicio, las razones de este «boom» en la generación eléctrica se debe a la anterior subinversión en el sector, pues «desde hace 10 años, los cortes de gas de Argentina nos obligaron a hacer un cambio radical en nuestra matriz energética, que estaba completamente jugada al gas natural. Nos encontramos sin gas y sin proyectos. Las primeras alternativas, de gran escala han encontrado problemas en su aprobación (ej. Hidroaysén, Barrancones, Castilla, Energía Austral), por ello, hemos mantenido varios años de subinversión en generación».
Pérez también resaltó los cambios normativos como uno de los gatillantes de la mayor inversión, «sumados a cambios tecnológicos y a un menor precio del carbón, lo que ha hecho que los precios hayan bajado».
Agregó que las principales características del modelo de generación eléctrica en el país es que es «sumamente abierto y no se requieren concesiones por parte del Estado, además de que el único requisito es cumplir con la normativa ambiental».
«Otro tema es la conexión. Hoy hay problemas de “desacople”, pero que en pocos años debieran ser resueltos con nuevas inversiones en transmisión», añadió.
Según Clemente Pérez, la inversión extranjera también puede ingresar al mercado eléctrico nacional, «participando en la licitación de suministro, que licitará una cantidad de 13,750 GWh, por 20 años, a partir del año 2021. Para participar en esta licitación, basta tener un proyecto. Pero hay tiempo suficiente para desarrollar el proyecto de generación y su correspondiente conexión».
[“Inversión en el sector eléctrico es 36% mayor a la inversión en minería”]
