octubre 27, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Estoy en un momento de extraordinario optimismo respecto del giro que se está viviendo en el sector eléctrico». Así describe el ministro de Energía, Máximo Pacheco, el resultado de la licitación de suministro eléctrico adjudicada ayer.
-¿Qué lecciones se pueden sacar de este proceso?
-Lo que hoy ha quedado claramente demostrado es que esta Agenda de Energía, que en un momento se pensó que era tal vez demasiado ambiciosa, era importante de diseñar en esos términos. Chile es un país profundamente atractivo para la inversión, las ERNC han ido avanzando a pasos agigantados para ser muy competitivas, y hemos logrado crear una competencia muy fuerte en el campo de las licitaciones. Hoy la sala donde se hizo la licitación estaba llena y hace dos años, cuando se hizo la licitación en el gobierno de Piñera, no llegó nadie.
-¿Estas licitaciones van a incidir en bajas en las cuantas de la luz?
-La verdad es que las cuentas de la luz fueron subiendo en Chile poco a poco, porque el mercado eléctrico de los hogares tiene tarifas reguladas y funciona en base a contratos entre las generadoras y las distribuidoras. Las cuentas subieron año a año y nos fuimos metiendo en este problema de a poco, y para salir del problema también será poco a poco. Esta es una política de largo plazo, que hay que hacerlas con sentido estratégico. Este es un logro de la Agenda de Energía y la ley de licitaciones, y estos son los precios más bajos que se han logrado en licitaciones desde 2007. En la historia, este es el precio más bajo.
-¿Con esto se da por cumplido con uno de los objetivos de la Agenda?
-Sí. Prometimos bajar durante el gobierno de la presidenta Bachelet en 25% los precios de las licitaciones, y ya los hemos bajado 40%, y este resultado nos anima a continuar bajando. Confío que en la licitación que viene en abril de 2016 sean más las ofertas y con precios inferiores. Para eso también le vamos a dar el máximo de celeridad al proyecto de ley de transmisión, porque es importante para la próxima licitación.
-Y esto se traducirá en más inversiones…
-Energía es hoy el sector número uno de la economía chilena en inversiones. Tenemos 52 centrales en construcción, que es el doble de lo que había cuando asumió la presidenta, hay más de 1.800 kilómetros en construcción de líneas y el 10% de toda la generación en base a ERNC. La meta de tener el 20% de energía con ERNC al 2025, se va a adelantar.
-¿Espera que en la próxima licitación lleguen más ofertas y nuevos actores?
-Definitivamente. Espero que podamos tener antes de fin de año aprobado en el congreso la ley de Enap, de manera que sea un actor en la próxima licitación y aumentemos la «amenaza» competitiva. El resultado de hoy nos permite ser más ambicioso con las metas que nos planteamos en la Agenda de Energía.
octubre 27, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Un nuevo interesado, el séptimo, se habría sumado a la lista de empresas y fondos de inversión que compiten por quedarse con los activos y centrales de generación de Pacific Hydro, propiedad del fondo de inversiones en infraestructura australiano IFM Australian Infrastructure Fund.
Según reporta la prensa de ese país, a mediados de octubre a la lista se sumó el fondo de inversiones Morgan Stanley Infraestructure Partners, propiedad de la firma estadounidense del mismo nombre.
La firma, que a principios de año anunció que tenía la intención de invertir unos US$ 4.000 millones en proyectos de infraestructura en el mundo, se suma a desarrolladores de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) que operan a escala global y también a otros inversionistas financieros.
Entre los interesados también se ha mencionado a Pacific Equity Partnerts (PEP), el que ya habría realizado una primera oferta a mediados de septiembre y es asesorado por Royal Bank of Canadá. Junto a éste, figuran en la lista, según han reportado diversos medios, el fondo de inversiones Brookfield, que en Chile es el dueño de la principal empresa de transmisión eléctrica, Transelec; Morrison & Co, firma que tiene como asesor en la operación a Macquarie. Ambos habrían ofertado para quedarse con la operación completa, que comprende los activos de generación en Australia, Brasil y Chile, y que los IFM pretenden vender en al menos 2.000 millones de dólares australianos, unos US$1.500 millones.
Los otros interesados
En carrera además se encuentran AES Corp, que en Chile es el principal accionista de AES Gener y, la desarrolladora renovable Sun Edison, que en en el país maneja una serie de proyectos solares en operación y en construcción.
AES Corp es asesorada por Goldman Sachs. En este caso, ambas firmas sólo estarían interesadas en quedarse con los activos en Latinoamérica, pero IFM ha señalado públicamente que desea vender el negocio en una sola operación.
Otro que ha sonado en el mercado, y que se ha declarado públicamente interesado, es la estatal noruega Statkraft, que es socio de Pacific Hydro en las centrales hidroeléctricas La Higuera y La Confluencia, y que se considera a sí mismo como el comprador «natural» de los activos. Finalmente, la canadiense TransAlta, uno de los mayores actores del segmento de energías renovables en ese país, también estaría entre los interesados en quedarse con las centrales.
La operación de venta está a cargo de Bank of America Merrill Lynch (BofA) y Credit Suisse. Si bien se esperaba en un principio que el negocio se cerrara durante el tercer trimestre del año, los plazos se han alargado, y según estimaciones del mercado podría concretarse hacia fines de año, específicamente en diciembre próximo.
En abril el portavoz de IFM, Andrew Butcher, señaló que la decisión de vender el negocio eléctrico tuvo relación con el acercamiento que varias compañías habrían tenido con el fondo de inversión. No obstante, en el mercado han sostenido que el fondo se enfocaría sólo en infraestructura. «Estos activos de generación son muy valiosos para muchas compañías en el mundo, especialmente aquellos que tenemos en Chile», dijo el ejecutivo.
Operación en tres países
Pacific Hydro tiene proyectos en operación en Australia, Brasil y Chile, los que suman unos 900 MW de capacidad instalada, mientras que tiene otros 1.800 MW en distintas etapas de desarrollo.
En Chile, la firma tienen intenciones de duplicar su capacidad instalada. A las centrales hidroeléctricas Coya y Pangal (76 MW), Chacayes (111 MW), La Higuera (155 MW) y La Confluencia (164 MW), la firma sumaría el proyecto de pasada Nido de Águilas (125 MW), que ingresó a tramitación ambiental a mediados de abril de este año y que se espera obtenga sus permisos en el primer semestre de 2016, y el parque eólico Punta Sierra (108 MW), ya en trabajos preliminares. Otra central, denominada Los Arándanos, está en fase de desarrollo de su ingeniería conceptual.
[Pacific Hydro: venta entra en etapa final y ofertas serán este viernes]
octubre 26, 2015 | Proveedores
Con el objetivo de informar e intercambiar experiencias, ABB en Chile realizó un Seminario de Componentes de Transformadores en el que expusieron representantes de las fábricas de la compañía en Suecia, Brasil e Italia, y destacando, entre otras tecnologías, sus bushing secos con poliméricos, productos ideales para un mercado tan exigente en sus parámetros sísmicos como lo es el chileno.
Desde la empresa destacan que los bushing secos no contienen aceite, poseen una alta resistencia térmica de hasta 120 °C y capacidad de almacenamiento en cualquier ángulo de inclinación, lo que favorece su transporte, y lo más importante en caso de falla o alguna emergencia no hay riesgo de explosiones o fuego al no contar con aceite en su interior.
“La ventaja de estos equipos es que al no contar con aceite se reduce el riesgo de explosión y evita que, en casos de accidentes, fragmentos del bushing y aceite contaminen la parte activa del transformador”, explicó Ana Restreppo, Market Manager para Transformadores de la División Power Products de ABB en Chile.
Dentro de los bushing secos existen alternativas en porcelana y polimérico, estos últimos además de ser más resistentes tienen la virtud de ser un material hidrófobo, lo que lo convierte en la solución ideal para ambientes con un alto grado de polución.
“En el caso de Chile yo recomiendo los bushing secos en polimérico para infraestructuras críticas de alta tensión, y para las instalaciones de voltajes bajos utilizar bushing de porcelana, pero siempre con cuidado eligiendo el que tenga suficiente capacidad para soportar un evento sísmico”, recomendó Almar Nijssen, especialista de ABB en Suecia.
Hernán Casar, Socio Principal de Consultorías HCC Ltda y especialista en tema sísmico, valoró la posición de ABB en el mercado de transformadores local argumentando que es una empresa que tiene la experiencia para cumplir con los requisitos sísmicos propios del país, estándares que se han elevado aún más luego del terremoto de 2010.
“Nuestro objetivo es mantener nuestro market share en Chile y tratar de mover a nuestros clientes de los componentes tradicionales, con aceite, a los componentes secos. Queremos que las nuevas tecnologías, tendientes a mejorar la confiabilidad de los transformadores y disminuir los costos de mantenimiento, sean utilizadas en las grandes compañías de energía, transmisión en alta tensión, utilities e industrias con alta demanda de energía eléctrica”, dijo Daniel González, Gerente Comercial Regional de Componentes de Transformadores de ABB.
Durante el seminario se presentaron las charlas de Conmutadores Bajo Carga – Tecnología en ampollas de vacío, Bushing Capacitivos en Tecnología Seca. RIP Bushing, Accesorios para Transformadores – Productos COMEM y Brasil – Fábrica de Bushing y Conmutadores de Brasil.
octubre 26, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Con 26 años en la banca y casi una década en el negocio de financiar proyectos de Energía Renovable No Convencional (ERNC), Rodrigo Violic, gerente ERNC de Banco Bice, señala que el mercado se encuentra en pleno proceso de cambio, con precios que se mantendrán bajos por los próximos años y mayores restricciones para encontrar financiamiento.
Sostiene que si las empresas quieren seguir desarrollándose, deben cambiar sus estrategias comerciales y que mientras no se solucione la congestión de transmisión, no será posible entregar recursos a proyectos en el norte del SIC.
-Bice es de los más antiguos en el negocio. ¿Cuánto han financiado en proyectos ERNC?
-Desde que empezamos en 2008, hemos financiado 30 proyectos de ERNC de los cuales 24 son minihidro, cinco eólicos y uno solar fotovoltaico. La progresión ha sido pasar del hidro al eólico -a partir del 2012- y a financiar proyectos solares fotovoltaicos, donde en marzo cerramos el primero. Necesitábamos alcanzar la curva de aprendizaje para poder entender los riesgos que estaban detrás de los proyectos antes de decidirnos a financiarlos. Desde el origen hemos financiado unos
US$ 600 millones.
-¿Ha cambiado la visión de la banca sobre el financiamiento de proyectos ERNC?
-Ha habido un cambio grande. Antes, quienes financiaban estos proyectos en Chile eran los organismos multilaterales: BID, Corporación Interamericana de Inversiones, etc. Ellos fueron los que hicieron de cabeza de playa para este negocio. Nosotros también nos involucramos muy tempranamente, claro que a escala relativamente pequeña para lo que es habitual en el mundo del project finance.
-¿Cuándo se empezó a notar más competencia?
-Empezamos a ver más competencia de la banca local a partir de 2011, porque probablemente ellos mismos percibieron que era un segmento atractivo de negocios que tenía un potencial interesante. Hoy hay en forma activa ocho o nueve bancos con presencia local que están participando en el financiamiento de proyectos de ERNC, y en los últimos dos años también han entrado bancos internacionales.
Escenario restrictivo
-¿Se financian proyectos sin contrato de suministro?
-Es muy difícil que hoy se financie un proyecto de ERNC sin contrato, sobre todo porque está sujeto a la volatilidad del costo marginal, que ha mostrado una tendencia marcadamente a la baja, y lo que buscan los bancos y financistas de los proyectos es que el flujo de caja sea lo mas estable posible para asegurar el pago de la deuda. Hoy lo más sano es que los desarrolladores busquen alguna forma de reenfocar su estrategia comercial para ir migrando desde el spot a los contratos.
-¿Para ERNC, sigue siendo atractivo el norte del SIC?
-Hemos tomado una definición hace bastante tiempo: dada la congestión que existe en la zona, no financiaremos proyectos ahí mientras no se resuelva el tema.
-¿Cuál es el potencial de ingreso de ERNC que puede sostener el sistema?
-Actualmente las ERNC representan 11% de la capacidad instalada, y existe margen para crecer y alcanzar sin problema la meta del 20% probablemente antes del 2025. A este ritmo se cumplirá en 2020. En las condiciones actuales, con el refuerzo de líneas y la interconexión, al 2030 probablemente pueda absorber 30% de ERNC.
-¿Y el volumen de negocio?
-Un cálculo general, con los proyectos ERNC con financiamiento del orden del 60%, serían unos US$ 1.400 millones de deuda por año. Es muy monto muy importante.
-¿Qué desafíos tienen las firmas para concretar sus proyectos?
-Los precios van a ser más bajos. Hay desafíos en bajar los costos de inversión y también de operación y mantenimiento. La solar se está haciendo bastante competitiva, en los eólicos se están viendo tecnologías más eficientes.
-¿Se cayó el mito de que las ERNC eran más caras que las centrales convencionales?
-Sí. En Europa esas tecnologías nacieron al amparo de subsidios y lo que en Chile se logró demostrar es que pueden competir de igual a igual sin la necesidad de ellos. En los próximos años debieran hacerse aún más competitivas.
[Presente y futuro: Análisis económico del sector eléctrico]
octubre 23, 2015 | Industria
Despejando una duda subyacente en torno al proyecto que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica, el director nacional de la Conadi, Alberto Pizarro, descartó la necesidad de realizar una consulta general a los pueblos indígenas sobre el fondo de la iniciativa legal y resaltó que solo se requeriría tomar una opinión sobre el trazado eléctrico en la medida que afecte a los territorios de los pueblos originarios.
«Sobre el caso particular de si se realiza o no un proceso de consulta va a depender del caso a caso y de los trazados, de la evaluación de impacto ambiental, la RCA que se promulgue y que define si hay o no afectación a los pueblos indígenas», especificó al término de la sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados el titular de la Corporación Nacional de Desarrollo Indígena (Conadi).
Según consigna la nota publicada en el portal de la Cámara, Alberto Pizarro dijo que hay que distinguir sí el concepto de consulta con el de participación y recordó que el Convenio OIT 169 hace mención especial a cada una de estas instancias. «Acá estamos hablando de participación y es indudable que siempre va a ser importante hacerlo previo a los proyectos de inversión», acotó, relevando la importancia de prevenir los conflictos posteriores.
Estimó que el proyecto de ley releva la participación como un eje principal y consideró que es importante contemplar dentro del trazado eléctrico el concepto de territorio, no solo desde una perspectiva netamente de suelo, sino que más general, que incluye a todo el entorno. «Está muy asociado a la cosmo-visión de los pueblos indígenas», recalcó.
Justamente, en esta última perspectiva, el consultor ambiental y académico de la Universidad Central, Rodrigo Jiliberto, señaló que la evaluación ambiental estratégica (EAE) tiene como objeto actuar en una escala superior de la jerarquía decisional. En este plano, estimó positivo que se exija antes de un proyecto que se defina un estudio en esta línea, con el objeto de incorporar la visión ambiental desde un momento más temprano y previniendo conflictos futuros.
Sin embargo, llamó a no limitar la EAE al estudio de la franja, por cuanto consideró que no se trata de un mero análisis territorial abajo-arriba, sino a un análisis estratégico-estructural. Dijo que al determinar una franja no se eliminan los riesgos, justo cuando lo que se requiere es una tratamiento de riesgos estructurales gestionables.
Bajo dicha premisa, propuso que las EAE se realicen a un plan maestro de la obra de expansión de la línea de transmisión, lo que incluye un conjunto de decisiones estratégicas: la definición preliminar de la franja; el decreto de franja preliminar; y las bases de licitación.
