diciembre 7, 2015 | Industria
(El Mercurio) Alameda 1414. En las oficinas del Metro de Santiago, este lunes 30 de noviembre se reunió el gerente general del tren estatal, Rubén Alvarado, con el máximo ejecutivo de Abengoa Chile, Alejandro Congnet. El objetivo de la reunión era revisar los contratos que el ferrocarril metropolitano tiene con la firma española y buscar salidas a un posible colapso financiero de esta compañía nacida en Sevilla. Cinco días antes, este grupo se había acogido a una negociación con sus acreedores, la etapa previa a una declaración de insolvencia que, de hacerse efectiva, sería la más grande de la historia de España.
Abengoa es uno de los grupos industriales más grandes de la península ibérica. Con 75 años, 887 empresas, la mayoría fuera de España, y 24.306 empleados, tiene tres áreas de negocios clave: energía, servicios empresariales (desde montaje industrial a ingeniería) y construcción. En el país está presente a través de tres vehículos: Abengoa Chile es contratista de distintas compañías, mientras que Abengoa Solar construye centrales termosolares y SDI realiza servicios de ingeniería.
La cita del pasado lunes fue con la primera de estas empresas. En ella se acordó modificar los contratos para que, en caso de cualquier problema en la matriz española, Metro tuviese una relación contractual directa con los proveedores de los equipos que Abengoa entrega al tren estatal para sus líneas nuevas 3 y 6. Eso involucra a las suizas Sécheron y ABB, que suministran los equipos de corriente continua y transformadores eléctricos, respectivamente, y a la alemana Schneider. Lo que hace Abengoa para el Metro es «integrar» la tecnología de manera que puedan funcionar los sistemas eléctricos, de comunicación y transporte en las nuevas rutas.
Según ejecutivos del mercado bancario, con Metro hay comprometidos unos US$ 20 millones en boletas de garantías y de anticipos. Ello permite que, en caso de insolvencia, Metro no se quede con las manos vacías y pueda obtener recursos por ese monto, pero no soluciona el problema mayor, que es contar con las líneas subterráneas en los plazos y condiciones pactadas.
Firma en Chile instala desde desaladoras hasta líneas eléctricas
En las últimas semanas, bancos, empresas de los más variados sectores productivos, además de autoridades y reguladores, han estado solicitando información a las filiales que operan en el país ante una eventual quiebra en España.
En Chile, la firma española hace montaje metalmecánico para instalaciones industriales; construye plantas desaladoras e instalaciones de energía solar, así como hace estudios de ingeniería.
En estas latitudes tiene una historia de varias décadas y obras que exhibir. Como contratista, construyó la planta desaladora de la central Angamos de AES Gener; opera y mantiene el sistema de transmisión eléctrica de Minera Sierra Gorda; así como la línea que va entre Ralco y Charrúa y la subestación Palmucho, de Endesa. Instaló, además, 1.280 colectores solares para Minera El Tesoro, del grupo Luksic. En el negocio sanitario, hizo la planta de tratamiento de residuos líquidos de CCU.
Pero sin duda donde es más fuerte es en el sector eléctrico. En nuestro país construye el mayor proyecto termosolar del país, que es financiado por BTG Pactual Brasil, hoy afectado por la detención de su ex presidente André Esteves. Se trata de la central Solar Atacama I y II, cuya propiedad está conformada en 55% por capitales norteamericanos y 45% por capitales de Abengoa España.
Esta firma fue una de las ganadoras de la última licitación eléctrica en generación y se adjudicó parte de los bloques de clientes regulados puestos en subasta por la autoridad eléctrica.
Por todo ello, su situación es seguida por el Ministerio de Energía: «Esta cartera ha estado monitoreando el tema desde que se conoció la noticia, por lo que los ejecutivos de la compañía, el gobierno español y los bancos acreedores nos han informado el estado de avance del proceso», señala el titular de Energía, Máximo Pacheco.
Sin embargo, hace hincapié en que quien ganó la licitación no fue Abengoa España, sino un consorcio formado por Abengoa Chile, Abengoa Solar Chile y Abengoa Solar S.A., y además solo logró el 3% del total licitado.
«Si este consorcio presentara problemas de cumplimiento de sus obligaciones, la ley se hace cargo de esta situación, pudiendo incluso ponerse término anticipado al contrato, y en ese caso evaluaríamos la necesidad de hacer un llamado para comprar esos volúmenes de energía», señala Máximo Pacheco.
Para complejizar aún más las cosas, el grupo hispano, a través de Abengoa Chile, también se adjudicó en noviembre la línea de transmisión Pichirropulli-Puerto Montt. El ministro explica que el seguimiento de la construcción le corresponde al CDEC-SIC, que en caso de detectar incumplimientos procedería a cobrar las respectivas boletas de garantía. La regulación también contempla la posibilidad de transferencia del contrato.
Corfo le entregó subsidios
Abengoa Solar ha sido la punta de lanza de la energía solar en el país. De hecho, fue la empresa que el Ministerio de Energía y Corfo en el gobierno de Sebastián Piñera eligieron para desarrollar esta energía como «de base», es decir, con operación continua. En esta iniciativa, el Gobierno de Chile, a través de Corfo, otorgó al proyecto un subsidio de US$ 20 millones, además de la concesión de uso de un terreno fiscal optativo. Pero según Corfo, este subsidio aún no se entrega porque la empresa no tiene financiado el proyecto con la banca privada.
Grupo redefine proyectos en nuestro país
El superintendente de Bancos, Eric Parrado, pidió información a los bancos para saber exactamente cuál es su grado de exposición a este grupo industrial.
Abengoa Chile, como contratista, opera con boletas de garantía. Si hay contratiempos en los contratos, el mandante puede exigir el pago de las garantías comprometidas que son con cargo a los bancos, pero donde la deuda final pasa a Abengoa.
Según datos proporcionados por la misma banca, el BICE tiene 40 millones de euros en boletas de garantía por distintas obras, entre ellas, las nuevas líneas de Metro. CorpBanca, en tanto, boletas de garantía sobre obras que Abengoa Chile hace para AES Gener, Transelec, Metro y CGE, por un total de US$ 6,5 millones.
Este banco tiene colocaciones por US$ 40 millones, pero que solo indirectamente están vinculadas al grupo español, ya que los mandantes son la minera Sumitomo y Endesa.
En términos más directos, como créditos, CorpBanca tiene un préstamo de US$ 1,2 millones. Un caso aparte es BTG Pactual Brasil, que financió parte de los proyectos de Abengoa Solar en Chile. Según información de este grupo, es un préstamo de US$ 200 millones.
Según comentan conocedores de las conversaciones, Abengoa se ha comprometido con los bancos a entregar todos los detalles de cómo marchan las obras y la situación financiera de la matriz.
Pese al delicado momento, la firma destaca que «no hay demandas contra Abengoa en Chile en estos momentos y no se ha iniciado proceso de acuerdo de proveedores».
En cuanto a si van a paralizar obras, sostienen: «Se está evaluando caso a caso los proyectos, pero actualmente no se ha parado ningún proyecto que se esté ejecutando en nuestra geografía. Los proyectos en pipeline (en la cartera de proyectos) sí se redefinirán en virtud de la viabilidad de la compañía. Hay que considerar que hay algunos proyectos en ejecución en Chile que se realizan en conjunto con otros socios, como el caso de Atacama 1», explicó el grupo hispano a este medio.
La compañía dijo a «El Mercurio» que estudia «caso a caso sus más de 250 proyectos en los más de 50 países en los que está presente, y todas las decisiones se tomarán protegiendo los principales intereses de la compañía y su viabilidad a largo plazo».
La firma sostiene que hay varios activos susceptibles de ser vendidos, pero entre los que ha especificado no se mencionan proyectos en Chile.
¿»Demasiado grande para caer»?
Hace 12 días, Abengoa se acogió en España a un «preconcurso de acreedores», una etapa previa a la quiebra, tras no haber logrado un acuerdo para que el grupo vasco Gestamp entrara a la compañía con capital fresco.
Hoy, el conglomerado está inmerso en un proceso de negociación con sus principales acreedores para refinanciar y reestructurar la deuda, que con la banca asciende a 8.904 millones de euros, pero sube a 25 mil millones de euros al contabilizar los pasivos totales. Sus acreedores son más de 200 entidades financieras, entre las que están los bancos Santander, HSBC, Crédit Agricole y Bankia, entre otros, así como entidades estatales como el Federal Financing Bank de Estados Unidos, el BNDES de Brasil y EKN de Suecia.
Este proceso de renegociación, a cargo de KPMG en España, dura tres meses, extendibles a cuatro, precisa la compañía.
Fuentes de la banca española indican que se negocia entregar a la compañía sevillana unos 800 millones de euros a un año plazo. Y es que con Abengoa se da el fenómeno del too big to fail , es decir, los efectos sistémicos de la quiebra serían tan graves para la banca que esta prefiere seguir dándole oxígeno.
[ICR reduce clasificación de riesgo de Abengoa Chile]
diciembre 4, 2015 | Industria
Luego de un proceso de doce meses la empresa E-CL encontró a un socio internacional para participar en la filial Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), encargada de realizar la línea de 500 kV Mejillones-Cardones, que conectará al Sistema Eléctrico del Norte Grande (SING) con el Sistema Interconectado Central (SIC).
Se trata de la Red Eléctrica Internacional, holding español que, a través de su filial Red Eléctrica Chile, adquirirá el 50% del capital social de TEN, equivalente a la compra de acciones por US$218 millones, por lo que ambas empresas participarán en la construcción y explotación de la línea de transmisión de 600 kilómetros.
El acuerdo fue firmado este viernes por el consejero delegado y el director corporativo de Diversificación de Negocio de Red Eléctrica, Juan Lasala y Roberto García Merino, respectivamente, y por parte de E-CL, por su gerente general, Axel Levêque y el gerente corporativo de Finanzas, Carlos Freitas.
Juan Lasala, Consejero Delegado de Red Eléctrica y Axel Levêque, Gerente General E-CL.
Con esto finalizó un proceso que se inició en marzo de este año, con la asesoría de Banco Santander y del que participaron numerosas empresas nacionales y extranjeras, culminando con la selección de Red Eléctrica como socio estratégico, todo de acuerdo al cronograma establecido.
El ingreso de Red Eléctrica Chile se concretará una vez que se obtenga el visto bueno de la dirección general de competencia de la Comisión Europea, debido a que las matrices de ambas empresas -ENGIE y REE- tienen base en la Comunidad Europea.
En un comunicado de E-CL se indicó que ambas compañías «consideran el acuerdo como muy positivo, dado que establece las bases para que Red Eléctrica inicie su actividad en Chile, con un socio altamente reconocido como es E-CL e incorpora a TEN, la experiencia y capacidad de Red Eléctrica como gestor y operador de líneas de transmisión tanto en España como en Sudamérica».
La línea de interconexión SIC SING considera una inversión aproximada de US$781 millones, teniendo prevista su puesta en servicio durante el segundo semestre de 2017.
«Este proyecto marca un hito relevante en el desarrollo del sistema eléctrico chileno, ya que una vez que concrete la interconexión de los sistemas, se obtendrán beneficios económicos a nivel país, según cálculos entregados por el Ministerio de Energía, del orden de los US$1.100 millones, con un efecto macroeconómico de aproximadamente 1,5% del PIB. Además, aumentará la competencia, reducirá precios, diversificará la matriz energética y mejorará la seguridad y calidad del sistema eléctrico nacional», informó el comunicado de E-CL.
[Principal operador del sistema eléctrico español analiza ingreso a Chile]
diciembre 4, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Las lluvias primaverales y la acumulación de nieve en las altas cumbres han tenido un positivo efecto en la matriz de generación del Sistema Interconectado Central (SIC).
La generación hidroeléctrica se ha vuelto dominante en el sistema y ya representa casi el 70% del total de la energía producida en el SIC.
[Hidroelectricidad representó el 68,82% de la energía producida en el SIC en noviembre]
Las principales centrales de embalse como Rapel, Colbún, Machicura, Ralco, Pehuenche y El Toro, se encuentran generando a plena capacidad -incluso algunas han debido verter agua a los ríos- y han desplazazado a las principales unidades térmicas, que en noviembre -y según datos del Cdec-SIC- representaron solo el 24% de la energía total generada.
Esto también ha tenido efecto en precios. En noviembre, los costos marginales en el SIC promediaron US$ 38 por MWh, una baja de 58% respecto del mismo periodo de 2014, cuando se ubicaron en US$ 89,9 por MWh.
Según señala el ministro de Energía, Máximo Pacheco, la baja de precios también se ha dado por la mayor competencia del sistema y la irrupción de las ERNC.
“Hemos tenido la posibilidad de tener una mejor hidrología. 50 años atrás, teníamos una matriz energética que era 80% hidroeléctrica. Es una energía limpia y barata, por lo tanto es una muy buena noticia que podamos beneficiarnos de eso ahora, porque es una demostración de lo importante que es promover la energía hidroeléctrica como una forma de apoyar una energía sustentable”, dijo.
Deshielos
El último informe sobre proyecciones de deshielo dado a conocer por el Cdec-SIC, muestra que las principales cuencas del país -desde el Aconcagua al sur- muestran un nivel promedio de excedencia de 67%, muy por debajo del 74% registrado en el mismo periodo de 2014. Esto significa que, estadísticamente, la temporada 2015-2016 será más húmeda que los años anteriores, mostrando el mejor registro desde 2009.
Según señala Andrés Salgado, director técnico del organismo, la mayor disponibilidad de agua permitirá tener precios bajos en diciembre, pero estos irán escalando hasta marzo próximo, aunque a un menor nivel a lo registrado en 2015.
Se adelanta unión con Perú
La interconexión eléctrica con países vecinos es una de las apuestas del gobierno. Ya se concretó con Argentina, a través de la reactivación de la línea que une la subestación Andes y la central Salta, propiedad de AES Gener, y el gobierno espera acelerar el proceso que se lleva adelante con Perú. Según señaló ayer el ministro Máximo Pacheco la construcción y operación de una línea de transmisión que unirá Tacna (en Perú) con Arica podría concretarse antes de 2021, cuando estaba prevista por las autoridades. «El trabajo técnico ya está terminado. Los equipos tienen claro cómo tarificar eso, porque es una exportación y también una importación (de energía). Hoy lo que necesitamos es el acuerdo político y estamos impulsándolo, pero lo que queremos es adelantar la construcción de esa línea», dijo el titular de Energía, quien sostuvo que podría estar operativa en «tres o cuatro años».
diciembre 3, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La exportación comercial de energía a Argentina, uno de los primeros pasos del proyecto de unión regional de los sistemas eléctricos, aún no se ha podido concretar, pese a que las generadoras que operan en el Norte Grande han realizado ofertas en varias oportunidades.
La semana pasada, Carlos Aguirre, gerente de gestión del margen de AES Gener le reveló a la autoridad energética que desde septiembre -fecha en que quedó habilitada y con todos sus permisos la línea que conecta la subestación Andes y la central Salta, en Argentina-, las generadoras locales han realizado entre seis y siete ofertas de energía, todas las cuales han sido rechazadas.
¿La razón? Según explican en el CDEC-SING, organismo que coordina el sistema, los precios a los que esa energía ha sido ofrecida no han sido considerados atractivos por el SADI, su par tras la cordillera.
“Desde fines de septiembre de 2015, se ha incluido en el Programa Semanal de CDEC-SING, (que se emite semanalmente considerando la programación de lunes a domingo de la semana calendario siguiente) los excedentes exportables del sistema. Con ello, la empresa Gener, quién cuenta con el permiso de exportación (a través de Decreto Supremo N° 7, del 30 de enero 2015, del Ministerio de Energía) ha realizado desde ese momento sucesivas ofertas al sistema argentino. Entendemos que estas ofertas no han sido concretadas aún, porque las condiciones de oferta y demanda no lo han requerido”, señaló el organismo.
En el sector explican que, como la energía que se ofrece para la exportación es aquella que es declarada como excedente en el Norte Grande -esto es, que no va a cubrir la demanda de ningún actor-, su precio es mayor, lo que finalmente incidiría en el costo marginal al otro lado de la cordillera.
A esto se han sumado temas estacionales, como el aumento de la generación hidroeléctrica al otro lado de la cordillera, producto de mayores lluvias y deshielos; un incremento en la generación nuclear y también de las unidades térmicas, todo esto unido a un alza moderada en la demanda.
Una de las condiciones con que se autorizaron los decretos para la exportación es que el precio no afecte los valores internos de cada país, ni provoque desajustes.
Aunque la exportación “comercial” de energía aún no se concreta, la línea se ha usado para enviar energía a Chile de forma puntual, como fue luego del terremoto que afectó al Norte Chico o las inusuales lluvias registradas en la Segunda Región.
Consultado AES Gener, la firma declinó realizar comentarios para este artículo.
Mejorar seguridad
La reactivación del uso de la línea de transmisión, que operó con normalidad hasta 2009, es vista como una oportunidad de negocios para las generadoras del norte, donde la oferta de energía casi duplica la demanda máxima.
Según datos del CDEC-SING, la generación bruta del sistema alcanza a unos 4.700 GWh, mientras que los costos marginales rondan los US$ 70 por megawatt.
La línea tiene una capacidad de transmisión de unos 200 MW, pero AES Gener analiza ampliarla hasta unos 600 MW. Empresas como E-CL y la generadora Gas Atacama, entre otras, estarían interesadas en utilizar el tendido.
Pero no hay sólo un tema económico, sino que también el uso de la línea ayudaría a mejorar la seguridad del sistema y de incorporar reserva primaria, para mejorar la gestión de las ERNC.
Daniel Salazar: “Existe alta probabilidad de que en diciembre se venda energía a Argentina”
-¿Cuál es la importancia de la interconexión con Argentina?
-Esta línea le da un soporte al sistema que le habla al corazón de nuestras funciones, mayor seguridad, que nace desde la interconexión de un sistema como el SING, con uno 10 veces mayor, como es el argentino. En los últimos años ocurrieron contingencias importantes, como el terremoto de Iquique, el de Coquimbo, el black out que enfrentó el sistema, que nos llevaron a recurrir a este respaldo.
-¿Qué conveniencia tiene para Chile exportarles energía?
-La necesidad que nace desde Argentina se da en aquellos periodos donde hay mayor estrechez entre oferta y demanda, en particular los periodos peak de demanda son invierno, con las bajas temperaturas, y verano, con el uso intensivo del aire acondicionado. En esas ventanas el sistema argentino utiliza su capacidad al límite, por lo tanto echa mano a todos los apoyos que pueda encontrar en las interconexiones, y Chile se agrega a esto.
-¿Por qué no se han concretado ventas de energía?
-En septiembre dejamos todo listo, pero a la fecha el sistema argentino ha tenido condiciones normales entre oferta y demanda y no ha necesitado importaciones. Hay que ver qué ocurre con la demanda en diciembre y enero, que es el periodo de mayor probabilidad de requerimientos. Existe alta probabilidad de que en las próximas semanas se venda energía.
-¿Hay un problema de precios?
-Este es un esquema de oportunidad donde AES Gener toma los excedentes que hay en Chile a los costos que tienen y los ofrece en el sistema argentino a un precio que ellos determinan conveniente. Los excedentes que nuestro sistema tiene en este momento en base a diésel, con costos sobre los US$ 100 por MW. Hasta el momento el sistema argentino no ha necesitado energía a ese precio.
diciembre 2, 2015 | Comunidad
Katherine Hoelck, jefa de conexión de centrales del Grupo Saesa, señaló la necesidad de avanzar en materia de ordenamiento territorial y relacionamiento con las comunidades, dada las dificultades que han encontrado al momento de realizar Proyectos de Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD) en el sur del SIC, pues de las últimas siete iniciativas de este tipo que han impulsado, seis han sido rechazadas por las comunidades de la zona.
La ejecutiva planteó a Revista ELECTRICIDAD que la empresa se dedica a levantar las líneas de transmisión adicionales que requieren los proyectos PMGD para conectarse a la red, con lo que se da inicio a los problemas con algunos habitantes de las zonas en que se instalan las iniciativas.
«Estos proyectos pagan por las líneas adicionales que se deben hacer en las líneas de distribución y en el momento en que necesitamos construir estas obras nos hemos topado con que las comunidades tienen mucha oposición a que se realicen estos proyectos, especialmente cuando son obras relacionadas con centrales de generación», aseguró Hoelck.
«Nos damos cuenta de inmediato que la comunidad, al saber que hay una central detrás, se percata de que podría haber una ganancia, ya sea monetaria o de infraestructura extra. De los últimos siete proyectos PMGD que hemos construido en obras adicionales han sido detenidos por la comunidad, ya sea tomándose la carretera o reclamándole al alcalde», agregó.
A juicio de Hoelck, una de las soluciones a esta problemática pasa por que «los generadores, que siempre están haciendo obras PMGD, consideren que que cada vez que hagan las declaración de impacto ambiental, no se queden solo con que van a tener que socializar la central como un ente aislado, sino que se den cuenta de que todo lo relacionado con la línea adicional igualmente tiene que llevar una socialización».
Según la ejecutiva, las medidas como la política energética de largo plazo 2050 «viene a mitigar los impactos sociales y ambientales de todas maneras, aunque no está todo abordado, porque quizás no están conversando mucho los ministerios entre sí para ponerse de acuerdo en cuales son los temas que se van a abordar».
[Coloquio Acera: Afirman que SEIA no da “legitimidad social” a proyectos energéticos]
