septiembre 20, 2016 | Industria
(La Tercera) El miércoles 17 de agosto, el gobierno cerró la mayor licitación de abastecimiento de energía eléctrica realizada en Chile. Participaron 84 empresas, para proveer 12.430 GWh/año a partir de 2021, ofertando un precio promedio histórico de US$ 47,6, el más bajo en comparación con las subastas anteriores. Pero el éxito de la competencia no fue del gusto del mercado, que reaccionó castigando las acciones del sector, por considerar que a esos precios, su generación de ganancias se vería disminuida de manera importante.
A un mes de la subasta, los papeles de Aes Gener siguen como los más afectados, acumulando un retroceso de 20,44%. En tanto, Endesa descuenta en el mismo período 14,15%; Energía Chile (ECL) cae 12,13%, seguida por Enersis Chile, que ha bajado 6,10%, y Colbún, cuya caída es de 5,85%.
Aunque las bajas están dentro del rango de lo esperado por los analistas, en Bolsa ya se habla de la recuperación, porque los inversionistas estarían empezando a interiorizarse del nuevo panorama del sector, dejando atrás la sobrerreacción de los primeros días. De hecho, las próximas licitaciones y los cambios tecnológicos son considerados como un aliciente para volver a analizar el sector, preferido por fondos y family offices.
La máxima accionaria de que detrás de cada baja hay una oportunidad, aplica perfectamente para este caso, indican en el mercado.
Desde Fynsa señalan que la última licitación eléctrica tuvo un impacto en el segmento de clientes regulados del sector y, por ende, en aquellas generadoras que presentan una estructura de ingresos con una mayor exposición a estos consumidores. “Sin embargo, prevemos que a mediano plazo la nueva estructura de precio promedio de energía debiera reflejarse en el segmento de clientes libres”, explica Marco Alccayhuamán.
Sin embargo, Marcelo Catalán, jefe de estudios de BCI y corredor de Bolsa, advierte que por ahora el sector “seguirá con bastante volatilidad e incertidumbre, aunque ya está bastante castigado y está asumiendo escenarios muy negativos de precio y energía a largo plazo”, sostiene.
Para Daniel Orellana, subgerente de Inversiones de Zurich Administradora General de Fondos (AGF), el principal riesgo son los contratos futuros. “La pasada licitación afectará el nivel de precios de los contratos de largo plazo que cobran las generadoras, por lo que las valorizaciones fundamentales de algunas de ellas se verán afectadas negativamente”, explica.
Catalán añade que otro riesgo es que no haya ningún cambio en la próxima licitación y que se sigan viendo precios bajos, lo que sería peligroso sobre los flujos proyectados de las compañías. “Otro riesgo importante es que los clientes no regulados, o sea los clientes libres, renegocien contratos de manera anticipada, ya que eso podría bajar también las expectativas de flujo proyectadas a mediano plazo”, explica. “Entonces, también es un riesgo que haya negociaciones que busquen precios de energía similares a lo que hemos visto en las últimas licitaciones o más bajos de los que tenían contratados con clientes libres, lo que podría generar más volatilidad en el sector”, añade.
Debido al cambio de panorama en el sector, los analistas explican que es importante considerar algunos factores a la hora de invertir en las acciones del sector: los anuncios que pueden ir surgiendo y que puedan incrementar las expectativas en términos de mejora de precios y también la evolución de la energía contratada de las compañías.
“Uno de los factores que pueden determinar también qué nivel de precios podrían tener las generadoras, es el aumento de pagos asociados a los servicios complementarios, y también el cambio a nivel de la boleta de garantía exigida para las licitaciones”, explica Catalán. “Creemos que esos podrían ser los dos factores que podrían favorecer parcialmente al sector”, agrega.
A pesar de todo, Renato Campos jefe de análisis de XDirect advierte de la escasez de lluvias en el país. “Si comparamos este año con lo normal a la fecha, existe un déficit de un 65% a nivel nacional. Este y otros puntos, como el aumento de un 20% respecto del presupuesto original en los costos del proyecto hidroeléctrico Alto Maipo, mermarían el avance que podría esperarse tras este evento histórico, según lo catalogó el Ministerio de Energía”, sostiene.
Al parecer, el único panorama favorable, pero casi imposible, es que llueva en lo que queda de 2016 y que el derretimiento de los hielos genere un buen flujo de agua para las hidroeléctricas.
Tanto en Zurich como en BCI coinciden en que ya pasó el peor momento de las acciones, por lo que vender ahora no sería conveniente. “El sector posee una alta importancia relativa dentro de la economía, y en la Bolsa local, salir de él pareciera ser poco razonable”, explica el analista de la primera compañía.
Por otra parte, desde Renta4, su gerente de estudios, Guillermo Araya, señala que las perspectivas de las acciones eléctricas no son tan buenas como las que había antes, por lo que la rentabilidad del sector será menor y el escenario más competitivo que antes. “Por lo tanto, la única acción eléctrica que mantenemos en nuestra cartera es ECL, debido a que actualmente cuenta con contratos de largo plazo”, indica el analista.
Otro consenso del mercado es que si se va a tomar la decisión de invertir, se haga a largo plazo, para disminuir los riesgos. “El horizonte de inversión es siempre en un período de un año. En todo caso, si el mercado anticipa el precio objetivo definido para un plazo de 12 meses, lo correcto es hacer la utilidad y buscar otra alternativa de inversión”, añaden desde Renta4.
Lo mismo piensa el jefe de Estrategias de Inversión de Capitaria, Daniel Soto, “debido a la volatilidad de estos activos”, sostiene.
Para comprar estas acciones lo más recomendable es hacerlo en forma directa a través de una corredora de Bolsa o vía fondos. “Lo más importante es que no hay monto mínimo para invertir, sólo que debería ser un monto tal que haga que las comisiones fijas y que se cobran por la compra o venta de acciones no pase a ser un costo relevante en la operación”, señalan desde Renta.
[CNE y Empresas Eléctricas inician nuevo road show en Europa pensando en nueva licitación]
septiembre 8, 2016 | Industria
(Pulso) Siguiendo la línea de los grandes holding energéticos a nivel mundial como ENEL -controladora de Enersis- y Engie -socia mayoritaria en E.CL, hoy Engie Energía Chile-, la matriz de la chilena AES Gener indicó que en el futuro ven un crecimiento en base a energías limpias, como renovables y gas natural, en desmedro de la térmica a base de carbón.
En una conferencia con analistas de Barclay´s, el presiente y CEO de AES Andrés Gluski aseguró que “lo que buscamos es estar seguros que el crecimiento sea a base de gas natural y relativo a renovables, incluido hidro, pero lo estamos balanceando. Cerca del 40% de nuestra capacidad instalada son a base de carbón”.
Sin embargo, el ejecutivo indicó que actualmente están desarrollando dos termoeléctricas a base de carbón en India y Filipinas con tecnologías que permiten un funcionamiento lo más limpio posible.
Además, indicó que parte importante de su capacidad térmica está en Asia, Norteamérica y Chile. “En Chile hay un impuesto verde, y es en parte por esto que empezamos la expansión en proyectos hidroeléctricos. Es más, nos antepusimos a los impuestos al carbón que es US$10 por tonelada”, dijo Gluski.
El ejecutivo también se refirió al proyecto hidroeléctrico Alto Maipo -que desarrollan junto a sus socios de Minera Los Pelambres- y explicó que dentro de su carpeta de proyecto es el único que ha sido retrasado y encarecido.
Cabe recordar que producto problemas en la construcción de túneles, el costo final de la iniciativa fluctuaría entre los US$2.225 millones y US$2.427 millones, cifras que superan, largamente, el costo de desarrollo inicial.
agosto 23, 2016 | Industria
(Pulso) Tras sufrir fuertes pérdidas durante la semana pasada, luego de que se conocieran los resultados de la licitación eléctricas, las acciones del sector han comenzado a estabilizarse en la Bolsa de Comercio.
Aunque tanto Endesa Chile como E-Cl (Engie), sufrieron pérdidas en la jornada de ayer, los movimientos han sido menos bruscos desde el viernes.
Enersis Chile anotó ayer su tercera sesión consecutiva al alza al subir 0,4%. De manera similar Colbún registra tres jornadas seguidas con ganancias y ayer rentó 0,16%. Aes Gener, en tanto, puso fin a una racha de siete días con pérdidas y ayer subió 2,01%. Al contrario, Endesa Chile cayó 0,47%, mientras que E-Cl (Engie), bajó 1,7%. Eso sí, ambos papeles anotaron ganancias durante jueves y viernes de la semana pasada.
En este contexto, en BICE Inversiones ajustaron los precios objetivos de algunas acciones del sector a la baja. La mayor corrección estuvo en el target de Aes Gener, el papel más afectado luego de que se dieran a conocer los resultados de la licitación. Según detalló BICE Inversiones, en los nuevos cálculos también se incorporaron los inconvenientes que enfrenta su filial Alto Maipo, los cuales han repercutido en un encarecimiento del proyecto. Así, el precio objetivo para este título pasó de los $370 iniciales a $310 por acción, lo que supondría un upside de 15% desde su precio de cierre de la jornada de ayer. Pese al elevado potencial de crecimiento, en el departamento de estudios recomiendan mantener los títulos y advierten de una futura volatilidad en los papeles.
Al contrario, para las acciones de Endesa Chile y Enersis Chile, la recomendación de BICE Inversiones es de compra. En el caso del primero, los analistas ajustaron el precio objetivo desde los $720 originales a $648 por acción. Con este valor, los títulos tendrían un espacio de crecimiento de 21,1%. Según agregan desde BICE Inversiones, además del atractivo upside del papel, los papeles cuentan con un retorno por dividendos superior al 5%.
Para Enersis Chile, en tanto, el departamento de estudio recortó el precio objetivo desde $94 a $83 por acción, lo que se traduce en un upside de 12% considerando el precio de cierre de la jornada de ayer.
agosto 18, 2016 | Industria
(Pulso) “Histórico”, “rupturista” e “inédita” fueron las palabras más mencionadas por los asistentes al Centro Cultural Estación Mapocho, luego de conocerse los resultados de la licitación eléctrica para clientes regulados cerrada ayer y en la que el precio promedio alcanzó su menor nivel desde que se tiene registro: US$47,6 por MWh.
No fue el único hito: además, se logró adjudicar el 100% de los 12.430 GWh/año ofertados, reduciendo en un 40% el precio promedio en relación a la última licitación y en 63% si se considera el proceso de 2013.
Con este concurso se buscaba abastecer las necesidades de electricidad de los clientes regulados de los Sistemas Interconectados SIC y SING -que para la fecha de inicio del suministro ya estarán unidos- por 20 años a partir del año 2021.
Para los 84 ofertantes los resultados fueron de dulce y de agraz. ¿La razón? Los pocos ganadores -en total hubo ofertas para 6.700 sub-bloques, de un total de 765 licitados-, a lo que se suma un cambio dramático en las perspectivas del mercado eléctrico y los precios proyectados a futuro con la irrupción de las energía renovables.
“La licitación ha convocado un nivel de competencia nunca antes visto, que marcará tendencia a futuro y que producirá un cambio de paradigma en el mercado eléctrico chileno, traduciéndose todo ello en menores precios a beneficio de nuestras familias y las pequeñas y medianas empresas de Chile”, destacó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
Las primeras víctimas de la licitación fueron Atacama Solar, Qanquña y SPV P4, sociedades que, tras revisarse los aspectos técnicos y económicos de las propuestas, la CNE -entidad a cargo del proceso- determinó que éstas no se ajustaban a los requerimientos, quedando fuera de competencia.
Los segundos afectados fueron las grandes generadoras. Esto, porque entre los ganadores solo destacó un incumbente: Endesa Chile, que se adjudicó 5.950 GWh -el 48% del total ofertado- a un precio promedio de US$50,7.
En el proceso también participó con grandes bloques AES Gener -tanto con sus proyectos propios como con sus filiales Guacolda y Alto Maipo- Colbún y por primera vez en su historia ENAP; sin embargo, ninguna logró adjudicarse un contrato.
En el caso de Colbún, esta ofertó sobre 10 mil GWh/año entre los bloques de 24 horas y los intermitentes; mientras que la generadora de capitales norteamericanos AES Gener también hizo una agresiva apuesta por ambos tipos de bloques.
Con este resultado, ambas empresas pierden participación de mercado en el segmento de los regulados, ya que según estimación de expertos entre el 15 y el 25% de sus contratos vencen durante el periodo de suministro.
Por esto mismo, el resultado de la licitación no se hizo esperar en las bolsas. Durante la jornada de ayer los títulos de AES Gener cayeron un 7,81%, mientras que los de la generadora ligada a la familia Matte bajaron un 3,27%. Y pese a que ganó, el mercado tampoco tomó de buena forma la agresiva apuesta de Endesa, que cayó un 2,7%. Su matriz Enersis Chile, en tanto, bajó un 4,2%.
“Estos precios han sido bajos debido a las características de esta licitación como el volumen demandado, sus extensos plazos de suministro e importante flexibilidad en opciones para los oferentes, no existente en otros mercados. Esta oferta la hemos podido construir con nuestro mix de plantas existentes y un contrato de opción de compra de energía renovable con Enel Green Power”, destacó Valter Moro, Gerente General de Endesa Chile tras los resultados de la licitación eléctrica.
Desbloqueo de proyectos. Del total de proyectos que lograron un contrato de suministro, cerca de 60% corresponden a iniciativas renovables que en su mayoría no están construidas. Esto significará inversiones que van por encima de los US$5.000 millones.
“Hoy hemos dado un impulso definitivo al mercado eléctrico con más actores, con mejores precios, mayor inversión, más competencia y preocupación por un mejor servicio y por un sistema eléctrico más seguro, confiable y eficiente”, destacó Romero.
La irlandesa Mainstream se adjudicó 3.366 GWh/año a un promedio de 41US$/MWh, los que serán abastecidos principalmente por medio de recursos eólicos.
“Para los contratos adjudicados en esta licitación, Mainstream invertirá cerca de US$2.000 millones para suministrar los 3.366 GWh/año comprometidos. La compañía instalará una capacidad total de 986 MW en el sistema, que, junto a los proyectos previamente adjudicados y el que ya está en operación por medio de Aela, suman un total de 1.318 MW de energía limpia en Chile”, informaron desde la empresa.
En el caso de Acciona, que se adjudicó unos 506 GWh, estiman que los nuevos contratos les permitirán concretar un nuevo parque eólico por 180 MW.
“Dado el tamaño del bloque, que son 500 GWh nos permite gatillar un proyecto nuevo de 180 MW, y seguimos en nuestro tren de inversiones que está bien proyectado hacia el futuro”, indicó José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona Energía Chile.
Por su parte, desde la renovable Aela Energía -que logró adjudicarse 88 GWh anuales- indicaron que el concurso les permitirá avanzar en su meta de materializar un portafolio de 600 MW, equivalentes a una inversión total de US$1.400 millones.
Mientras que el brazo de generación de Gas Natural Fenosa, Global Power Generation Chile (GPG Chile), promete suministrar su 850 GWh adjudicados a partir de nuevos proyectos por 320 MW que generarán exclusivamente con el recurso eólico de la provincia de Huasco y la radiación solar del desierto de Atacama.
agosto 17, 2016 | Industria
(El Mercurio) Contra todos los pronósticos, incluso de los más optimistas del mercado. Así fue ayer la apertura de las ofertas económicas de las licitaciones de suministro eléctrico, en donde los precios -de cuatro propuestas solares- llegaron a mínimos de US$ 29 por MWh, bastante más abajo que en la subasta anterior donde el mayor esfuerzo que hicieron algunas generadoras fue en torno a los US$ 65 por MWh. No obstante, la apuesta más cara alcanzó los US$ 110 por MWh en el actual concurso.
Según estiman de forma transversal los expertos, los mayores perdedores de este proceso serían los incumbentes, y por sobre todo Colbún, del grupo Matte, que ofertó entre US$ 61 y US$ 76, pese a que se le vencerán cerca del 53% de los contratos antes de 2022. En segundo lugar estaría AES Gener, eléctrica a la que se le vencen cerca del 20% de los contratos e hizo una serie de apuestas que involucran también a Alto Maipo y Guacolda. Estas podrían quedar todas fuera del concurso por apostar con precios que estarían o muy cerca del límite de adjudicación o por sobre este, prevén en el mercado. Engie Energía Chile (ex E-CL) también se vería perjudicada con los precios ofertados en estas licitaciones. Entre los cuatro grandes, Endesa Chile sería la única que saldría con la frente un poco más en alto de este proceso. Su apuesta fluctuó entre US$ 49 y US$ 64,9, tarifas que le permitirían adjudicarse parte de la oferta por la que apostaron, aunque no toda, prevén en el sector.
Un cambio total
En el gobierno ven que estas licitaciones podrían provocar una rebaja de hasta 20% en las cuentas de luz a partir de 2021. En el mercado celebran los resultados obtenidos, pero alertan que esto cambiará de manera relevante las condiciones de la industria y algunas empresas -principalmente las incumbentes o generadoras tradicionales ya presentes- deberán revisar sus políticas de comercialización y su modelo de negocio.
No obstante, vienen dos nuevos concursos para suministrar a clientes regulados que suman un total de 19.900 GWh, por lo que los actores que no lograron posicionarse en este proceso podrían volver a ofertar.
Hoy se adjudicarán los 12.430 GWh/año que se están licitando, y en el mercado piensan que los precios estarían por debajo de lo que esperaba el mercado (corredoras como LarrainVial, Santander e Itaú estimaron un precio promedio de US$ 50 por MWh). Aunque el resultado del proceso sería relativamente parejo entre proyectos ERNC y otros convencionales existentes, representados principalmente por Endesa, señalan fuentes del mercado. Las corredoras ya advirtieron que estas licitaciones podrían provocar una alta volatilidad en la Bolsa local, dado que no habrá claridad para estimar los flujos futuros de las eléctricas, dado el riesgo de que no ganen contratos por la alta competencia de las ERNC.
