mayo 12, 2016 | Industria
(Pulso) Fue una semana intensa la de Bernardo Larraín Matte, presidente de Colbún, la eléctrica del Grupo Matte. El miércoles pasado, el empresario se enfrentó en una comentada discusión con el ministro de Energía, Máximo Pacheco, en el marco de un encuentro organizado por el Centro de Estudio Públicos (CEP). Larraín Matte se refirió a la necesidad de abrir el debate sobre avanzar hacia la autonomía de la Comisión Nacional de Energía (CNE). La respuesta de Máximo Pacheco no se hizo esperar, y junto con contestar cada uno de los puntos, consideró que era una “falta de respeto” dudar de la capacidad técnica de la CNE.
En conversación con PULSO, Larraín Matte aborda con mayor profundidad el sentido de su crítica. Eso sí, en esta entrevista no quiso abordar otros temas, como la colusión en el mercado del tissue que afecta a otra empresa ligada a su familia, la CMPC.
¿A qué apunta con la crítica que le hizo al Ministro de Energía Máximo Pacheco?
-Me parece tremendamente oportuno poner en debate que instituciones como la CNE avancen hacia entidades autónomas del Estado. Eso no implica decir que el funcionamiento actual adolece de un criterio técnico. Básicamente el sentido es: identifiquemos los desafíos futuros. ¿Por qué hoy día? Porque en el mundo se está discutiendo y en Chile también sobre la mayor complejidad en la coordinación de los sistemas eléctricos, y los que cumplen ese rol en Chile son la CNE, el coordinador, los agentes privados y ese es el sentido del comentario que hice. Y más pertinente es la discusión en el caso Chileno, porque se está discutiendo un cambio regulatorio muy relevante, que entre otras materias, contempla que la CNE asuma nuevos roles, los que se relacionan con nuevos desafíos y complejidades.
El Ministro respondió con mucha vehemencia, dijo que le parecía una “falta de respeto” decir que la CNE no fuera técnica. ¿Cree que el Ministro sobrereaccionó?
-Siempre, creo yo, por muchos logros que existan, y sobre todo en una institución que como el CEP convoca al mundo público, académico, privado y a la sociedad civil a debatir, uno tiene que estar pensando en los desafíos futuros, y eso lleva a ver también el vaso medio vacío, vaso que aunque se esté llenando en materia energética, siempre crece. Y la forma de visualizar los desafíos futuros es debatiendo y expresando diferencias.
¿Qué pasa si entidades como la CNE o los CDECs no son autónomas?, ¿cuál es el riesgo?
-Más que existir un riesgo, se desaprovecha una oportunidad, porque en un mundo más complejo es más relevante que estas instituciones tengan una mirada a largo plazo, que sus resoluciones y decisiones no dependan de las personas que las ocupan, sino que dependan de su fortaleza institucional.
Esto no es una discusión ideología de más o menos Estado, es una discusión de qué tipo de Estado, en particular respecto de instituciones relevantes para la inversión en Chile, por eso hablo del SEA, de la institucionalidad de aguas y de la CNE. Esta independencia respecto a los ciclos políticos es relevante cuando uno piensa en decisiones y resoluciones que tienen horizontes de evaluación mucho más largo en entornos más complejos. Todo el mundo lo ha dicho: los gobierno duran cuatro años y las decisiones energéticas son para los próximos 20 años.
Y lo mismo se aplica para la institucionalidad de aguas, y el SEA. Es una discusión súper pertinente, además creo que en el marco de una discusión constitucional me parece un tema extremadamente importante discutir sobre qué instituciones del Estado deben ser autónomas y cuáles deben estar bajo el control gubernamental. Ese es el contexto de mi planteamiento.
¿El actual proyecto de ley que crea un nuevo organismo coordinador nacional le da ese carácter de autonomía?
-Es un desafío que hay que discutir. Uno ve distintos arreglos institucionales respecto a los coordinadores de un sistema eléctrico en el mundo, los hay privados controlados por los agentes del mercado, privados que no son controlados por los agentes del mercado, y tercero, los hay estatales. En los tres casos hay experiencias positivas y negativas, por lo tanto no es incompatible un coordinador estatal, como hoy se está planteando, con una gestión exitosa coordinando la operación del sistema.
¿Pero la hace más compleja?
-Lo que sería complejo es que por su independencia, que comparto, se transforme en una entidad muy académica, lejana de la operación del sistema. ¿Quién opera los distintos activos que componen el sistema eléctrico? Todos los agentes que tienen centrales de generación, líneas de transmisión y sistemas de distribución, agentes que van a ser mucho más diversos, con una mayor diversidad de tecnologías. El desafío es cómo lograr que esta institución mantenga en su gestión una debida coordinación con los agentes del mercado sin perder su independencia.
Dentro de los tres servicios que ha nombrado -CNE, CDEC y SEA-, pareciera que la más necesita una reforma es el SEA. ¿Comparte esta opinión?
-En mi concepto la discusión es más genérica. En el contexto de cambios regulatorios importantes en la regulación eléctrica y de aguas, de una discusión constitucional, y de un necesario mayor protagonismo al crecimiento, es bueno abrir la discusión de la autonomía de instituciones fundamentales para la economía. Así como cuando se estableció que el Banco Central debería ser autónomo. ¿Hoy en día alguien discute las enormes ventajas de tener una institución autónoma como el Banco Central, por donde pasa la política macroeconómica de Chile, que requiere decisiones técnicas fundadas, discernimiento profundo, visión de largo plazo? ¿Por qué no decir lo mismo respecto de las instituciones por donde pasan el flujo real de inversiones de Chile? Insisto, no es una crítica, veo como una oportunidad de poner esta discusión en la mesa.
¿A su modo de ver tanto la CNE como la Sistema de Evaluación Ambiental debieran ser autónomos como el Banco Central?
-El Banco Central tiene autonomía constitucional. Insisto, creo que hay distintas formas de implementar la autonomía. La constitución puede establecer un precepto general. Sería interesante decir “mire, hay una cierta preferencia por un Estado compuesto por instituciones autónomas de los ciclos políticos”.
¿Por qué las mayores generadoras del país han expresado su preocupación ante la nueva regulación, y no los nuevos actores?
-No hablo desde el temor, hablo desde la oportunidad. ¿Alguien puede sostener que la discusión sobre el tipo de instituciones que queremos para el siglo XXI de la arquitectura económica de Chile no es relevante hoy? Es relevante, no estoy hablando desde el riesgo o del temor, estoy hablando de la oportunidad de hacer una discusión de modernización del Estado de Chile, en particular sobre aquellas instituciones que son relevantes para la economía.
Ayer también mostró su parecer sobre las cifras del ministro Pacheco. ¿Cuál ha sido el real aporte de este Gobierno en el aumento en la construcción de centrales?
-Mi comentario fue que estos proyectos, en particular los que están en construcción, son proyectos que tienen largo tiempos de desarrollo y por lo tanto más que sacarle la foto a cuántos MW están en construcción, también es interesante, y fue lo que dije, pensar cuáles son los proyecto que van a alimentar lo que todos esperamos: la recuperación del crecimiento potencial del Chile de los próximos, digamos, 10 años. Cuando eso ocurra y cuando se reactive la minería, ¿cuál va ser el portafolio de proyecto que va a abastecer ese crecimiento?. Una parte de la respuesta está: hay un gran cartera de proyectos de ERNC que han logrado un gran crecimiento por mérito propio, por su propia competitividad. Y apoyadas por buenas políticas públicas. Y que seguirán siendo protagonistas. ¿Pueden solas enfrentar el desafío? En el CEP hubo un consenso de los dos académicos que participaron: se requieren también centrales que además de aportar energía base y competitiva, tengan capacidad para gestionar la variabilidad de las fuentes ERNC. Y se destacaron, entre otras, las centrales hidroeléctricas con regulación.
¿No cree, como otros en la industria, que el ministro ve más en vaso medio lleno que el medio vacío cuando analiza los resultados de su gestión?
-Siempre es positivo ver el vaso medio lleno, y creo que es muy destacable lo que se ha hecho con el liderazgo de ministro en materia energética. Pero en la discusión pública hay que estar siempre identificando los desafíos pendientes. No hay que dar por cumplida la tarea. Esta holgura que estamos viviendo hoy día en materia de suministro eléctrico y precios, tiene que ver primero, por los proyectos en construcción y aquellos que se pusieron en marcha en los últimos dos o tres años como Angostura; segundo, porque la demanda está creciendo sustancialmente menos que en el pasado; y tercero por la baja en los precios de los combustibles. La primera esperamos que se sostenga. Sobre la segunda, me imagino que todos esperamos que se recupere el crecimiento, y en particular la demanda de electricidad porque en Chile seguimos con consumos per-cápita muy lejanos de otros países desarrollados con altos estándares de eficiencia energética. Y la tercera, que es exógena, no siempre nos va a acompañar. Por eso digo que la holgura por la que estamos pasando no nos haga bajar la guardia, los desafíos son permanentes y hay que estar siempre identificándolos con debates entre el mundo público, académico y privado.
«Nuestro desafíos más que remplazar a las ERNC es sumar nuestro expertise y viabilizar proyectos»
Mientras actores como Enersis y E-CL han anunciado que renunciarán al carbón, Colbún sigue apostando por él. En esa línea, Colbún se ha mantenido fiel al carbón, pero aún no ha tomado una decisión sobre la termoeléctrica San María II. ¿Ese proyecto sigue vigente?
-En Colbún nunca hemos sido de anunciar planes de hitos precisos y fechas. Nuestro desafío es siempre tener una cartera de proyectos que probablemente va a ir más allá de lo que terminemos desarrollando. Nos gusta hablar más con hechos que con planes futuros. En el mundo de las ERNC por ejemplo, somos uno de los principales actores mini hidro del país, con 8 centrales de menos de 40 MW que suman 165 MW; estamos construyendo la central hidroeléctrica, La Mina, de 34 MW; recientemente se anunció la compra de dos proyectos de SunEdison que están por desarrollarse y que suman 202 MW; también en esa transacción compramos energía por 200 GW/año, que equivale a otros 100 MW; y además suscribimos un contrato de compra de energía eólica que ha permitido viabilizar un proyecto eólicos de 45 MW que está en operación. Todo este desarrollo suma más de 440 MW. Como hay tantos actores nuevos que han entrado al sector, y que tienen mucha experiencia en el desarrollo solar y eólico, nuestro desafío más que remplazarlos es sumar nuestro expertise al de ellos y viabilizar proyectos.
¿Hoy Colbún no tiene la expertise para desarrollar sus propias ERNC?
-Por supuesto que lo estamos desarrollando, pero en un mundo con tantos actores nuevos competentes y con experiencia, en esa arena también hay un modelo perfectamente posible e interesante de hacer cosas conjuntas o bien comprar energía para que de esa forma se viabilicen proyectos, además de desarrollar proyectos propios.
¿Van con los proyectos de SunEdison a la licitación?
-Las decisiones comerciales se toman en su momento, y no son decisiones asociadas a cada fuente de generación individualmente. Lo que hacemos es combinar las centrales que tenemos en operación, las compras que hemos hecho, y eso es un portafolio que se comercializa.
¿Con los precios actuales de la licitación Santa María II es rentable?
-Las decisiones no hay que tomarlas en contingencia. Hay proyectos que son rentables, proyectos que dejan de ser rentables y son rentables en el futuro. Piensa que a principios del 2000 se pensaba que todo iba a ser gas natural y se paralizó totalmente el desarrollo de proyectos hidroeléctricos y de centrales a carbón, y luego vino un gran desarrollo de centrales de carbón que hay que decir, han sido un gran aporte al sistema, y han sido centrales con estándares ambientales. Y hoy hay un gran boom de ERNC que creo es sostenible y que tienen más potencial todavía, pero que debe complementarse con otras fuentes de generación.
Cuando miro el sector eléctrico no veo el trimestre o el año, veo 10 años.
Además, de San Pedro y Santa María II ¿trabajan en otro proyecto de envergadura?
-Estamos en etapas de factibilidad ambiental, técnica y económica de un conjunto de centrales en la cuenca del Maule, que le hemos llamado Guaiquivilo Melado. Estos son los proyectos que estamos avanzando, pero insisto, tienen largos tiempos de desarrollo y somos inversionistas pacientes. Además de nuestro interés de seguir prospectando oportunidades de inversión en otros países de la región.
[Ministro Pacheco descarta discusión sobre autonomía de la CNE en este gobierno]
mayo 12, 2016 | Industria
(La Segunda) Hugh Rudnick (académico PUC): «Yo estuve en el CEP, y creo que se dio un error de en la comunicación: por un lado Matte Larraín hablaba de discutir este tema a futuro, pero el ministro o entendió como un ataque a la actual CNE y su personal. Esta es una discusión que se lleva dando hace bastante tiempo. Ahora la CNE funciona bien, pero siempre está el temor de que con otro gobierno, su nivel de eficiencia cambie. A largo plazo, discutir la independencia de este organismo sería atractivo, pero ahora no es urgente.
María Isabel González (ex secretaria ejecutiva CNE): «Que la CNE depende del gobierno no le quita su carácter técnico. Es verdad lo que dice el ministro Máximo Pacheco. Veo positivo que dependa del gobierno. Después de todo, los gobiernos son elegidos democráticamente, entonces me da más confianza que depende de él. Eso sí, opino que era más ventajoso cuando la CNE dependía de más ministros (Consejo de Ministros de siete miembros), como antes de la creación del Ministerio de Energía en 2010».
Francisco Aguirre (consultor y académico de economía energética): «La CNE es un organismo técnico que debiera ser absolutamente independiente. Efectivamente hay una intención de mayor dependencia del organismo regulador de la gestión de la CNE como órgano del Estado. O sea, en ese sentido efectivamente la discusión y la polémica de ayer respecto del planteamiento de Bernardo Larraín Matte me parece muy interesante».
Humberto Verdejo (académico Usach): «Cualquier política que le permita tener autonomía a la CNE como a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, va a favorecer al sistema, porque muchas iniciativas de este organismo dependen de la orientación política del ministerio, y hay muchas instancias (políticas energéticas) que se han ido postergando, (…) puesse cambian prioridades. Las políticas con una visión de largo plazo tienen que ser de Estado y no de gobierno».
[Ministro Pacheco descarta discusión sobre autonomía de la CNE en este gobierno]
mayo 10, 2016 | Industria
(El Mercurio) Sin energía no es posible una economía moderna, y la falta de energía abundante, confiable y segura, es una amenaza para el desarrollo y crecimiento de las naciones. El año 2000, la cantidad de energía primaria consumida a nivel global alcanzó a 9.371,3 millones de toneladas equivalentes de petróleo (mmtep), cantidad que al día de hoy ha crecido en un 40%, para llegar a 13.080 mmtep. Esta mayor demanda se ha dado principalmente en los países en vías de desarrollo, donde el consumo prácticamente se ha duplicado.
China, por si sola, explica más del 55% del aumento de toda la energía primaria consumida a nivel global, desde el año 2000 a la fecha; aumentado su participación en el consumo de energía primaria a nivel global desde el 8% en 1990, al 10% en el año 2000, y al 23% el año 2015. Así, si el año 2000 los países OCDE explicaban el 58% del consumo de energía a nivel global, hoy solo representan el 42% de esta.
En la actualidad, los combustibles fósiles, carbón, gas y petróleo, representan cerca del 86% de toda la energía que se consume en el mundo, y el petróleo más del 32% del total. De no mediar un cambio tecnológico significativo que desplace al petróleo, este seguirá siendo una de las principales fuentes de energía a nivel global.
Hacia fines de esta década, se espera que el consumo de energía a nivel global crezca en más de 10%, y hacia el año 2035 lo haga en a lo menos un 30% respecto de 2015. Y es en China, India, otras partes de Asia, África y América Latina, donde se espera que se dé el mayor crecimiento en la demanda de energía y de petróleo a nivel global.
Desde mediados del año 2014, el precio del petróleo ha experimentado un fuerte descenso, desde más de US$100/barril, a mínimos de US$30/barril en febrero de este año, y con valores que han fluctuado entre los US$40/barril y los US$50/barril más recientemente (ver Figura 1).
En Chile evitó una tormenta perfecta
Chile importa el 96,5% del petróleo que consume, y en este sentido, el menor gasto por las importaciones de combustible ha permitido compensar, en parte, la caída en los ingresos por el menor precio del cobre y de otras materias primas. El año 2015 el valor de las importaciones de hidrocarburos alcanzó US$ 2.960 millones, menos de la mitad de lo registrado en cada uno de los años del período 2011-2014, y con un volumen de importaciones que en promedio fue similar al total importado en 2015. A pesar de lo adverso que el menor precio del cobre ha sido para la industria minera nacional, el menor precio del petróleo le ha ayudado a disminuir costos para capear de mejor manera el temporal.
Sin embargo, el menor precio del petróleo ha tenido como víctima a la industria del petróleo nacional, a empresas privadas, que desarrollan actividades de exploración y producción en la región de Magallanes. Esta región cuenta con algunos recursos de gas y petróleo, pero es una cuenca petrolífera madura y ya explotada, donde los costos de exploración y producción de nuevos yacimientos resultan mayores a los que se observan en otras regiones del mundo, en las que hay una mayor abundancia de hidrocarburos, que además son de más fácil acceso, y que también acceden a empresas de servicios y logística con costos menores. El desafío está en introducir nuevas tecnologías junto con racionalizar costos para adecuarse a las nuevas exigencias de la industria petrolera mundial
Por qué ha caído el precio
A pesar de la fuerte caída experimentada por el precio del petróleo, su demanda ha seguido aumentando. Se estima que en 2015 esta creció cerca de 1,02%, tasa marginalmente inferior a la de años previos.Si bien son varios los factores que desde mediados del año 2014 han contribuido a la caída en el precio del petróleo, entre los principales están el menor crecimiento proyectado de la demanda como consecuencia de un menor crecimiento de la economía china y otras economías en desarrollo, y un aumento en la producción mundial de petróleo producto de lo siguiente:
1. La explotación de petróleo no convencional (petróleo de enquisto en EE.UU., arenas de alquitrán en Canadá y petróleo en capas presal en Brasil). Desde el año 2005, EE.UU. ha aumentado en más del 60% su producción de petróleo y líquidos condensados, llegando el 2014 a ser el principal productor de petróleo y líquidos condensados del mundo, por encima de Arabia Saudita. En 2015, en EE.UU. la producción de petróleo no convencional llegó a representar más de la mitad de la producción total de petróleo del país.
2. El aumento en la oferta de petróleo convencional de países como Arabia Saudita Rusia, que junto con EE.UU. son los tres principales productores de petróleo en el mundo; y donde, a nivel global los ocho principales productores dan cuenta del 60% de la producción total de petróleo.
3. La mayor oferta que se espera de otros países que han encontrado importantes reservas de petróleo en la década pasada como, por ejemplo, Kazajistán y Brasil. Respecto de Brasil, se espera que prontamente pueda llegar a ser uno de los diez principales productores de petróleo en el mundo.
4. Las expectativas de un aumento en la producción de petróleo desde Irán después del levantamiento de sanciones económicas internacionales que enfrentaba como consecuencia de su programa nuclear.
5. Los anuncios en 2014 y 2015 por parte de la OPEP (Organización de Países Productores de Petróleo) de mantener sus cuotas de mercado, principalmente la posición de Arabia Saudita, con el fin de desafiar a los productores de petróleo no convencionales, y de otros proyectos en desarrollo de alto costo, en términos de su resiliencia para mantener sus niveles de producción o de poder desarrollarse exitosamente en un escenario de precios más bajos.
Con todo, desde febrero de este año, algunos países miembros de la OPEP han trabajado, infructuosamente, para lograr un acuerdo entre los países miembros y algunos no miembros, grandes productores de petróleo como Rusia, para congelar los niveles de producción y lograr estabilizar los precios. Si bien las negociaciones no han resultado exitosas, apenas se supo de estas tratativas, los precios reaccionaron al alza.
El juego entre la oferta y la demanda, que ha estado marcada por una caída en los precios del petróleo, ha impactado los planes de inversión de las empresas petroleras a nivel global, y con ello impactará la oferta de petróleo en el mediano y largo plazo. Por ejemplo, hacia 2018, la OPEP da cuenta de un recorte en los presupuestos de inversión en actividades de exploración y producción en los países miembros, a un tercio de la inversión anual del año 2014, la que alcanzó a US$120 mil millones.
El gigante brasileño Petrobras, también ha anunciado una reducción en su presupuesto de inversiones del período 2015-2019 de 25%, desde US$130,3 mil millones a US$ 98,4 mil millones, lo que además se ha visto influenciado por los escándalos de corrupción en que ha estado involucrada esta empresa controlada por el Estado brasileño.
Del mismo modo, en EE.UU. la inversión en actividades de producción y exploración ha caído, y ello se ha visto reflejado en una fuerte disminución del número de plataformas de perforación en operación, desde más de 1.600 plataformas el año 2014 a 332 en marzo de este año, llevando a que la Agencia de Información de Energía de los EE.UU. proyecte para este país una menor producción de petróleo en el año 2016 y nuevamente en el 2017, respecto del máximo que alcanzó en el 2015. A nivel global, el número de plataformas de perforación en operación ha disminuido desde 3.500 en el año 2014 a 1.550 en marzo de este año.
Qué se viene
El menor crecimiento en la demanda y una caída en los niveles de inversión en actividades de exploración y producción llevarán al mercado del petróleo a un nuevo equilibrio, donde se espera que hacia fines del año 2017 se disipen las holguras de oferta que existen el día de hoy (ver Figura 2), y con ello que el precio del petróleo suba nuevamente. Pero, mientras siga existiendo un exceso de oferta, se seguirán acumulando inventarios y los precios del petróleo seguirán deprimidos en beneficio de los consumidores.
La resiliencia de la industria petrolera de EE.UU. es la que va a determinar cuál será el nuevo precio de equilibrio de largo plazo, donde lo que sí ya se ha observado es que esta industria ha sabido adaptarse de manera muy efectiva a un escenario de bajos precios, ajustando programas de inversión, recortando costos y aumentado los niveles de producción de los nuevos pozos perforados.
[Petróleo registra su primera semana en rojo luego de más de un mes al alza]
mayo 10, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La danza de cifras que Enersis Chile, controlada por la italiana Enel, destinará al desarrollo de inversiones a nivel local está aclarándose.
Ayer, en la conferencia con analistas posterior a la entrega de resultados al primer trimestre, el CFO de la compañía, Raffaele Grandi, señaló que el holding, que controla en un 60,62% la operación de Endesa Chile, invertirá unos US$ 1.600 millones en los próximos cuatro años, destinando el 70% de ellos a nuevos proyectos en esta última área.
“Vamos a invertir un promedio de US$ 400 millones por año en los próximos cuatro años”, detalló.
El 30% restante se ejecutará en distribución. Tras la separación de los negocios aprobada en diciembre de 2015, y la conformación de las nuevas compañías en marzo pasado, Enersis Chile tiene como principal activo Endesa Chile, que concentra la operación local, separada de los negocios en Argentina, Brasil, Colombia y Perú, y Chilectra Chile.
La estimación del ejecutivo se suma a la que hizo el gerente general del holding, Luca D’Agnesse, en noviembre pasado cuando, previo a la división, planteó que el capex de Enersis para Chile en el período 2016-2019 alcanzaría los US$ 1.700 millones, mientras que al resto de la región destinarían otros US$ 4.500 millones.
Más atrás, en julio del año pasado, la compañía cifró en US$ 2.400 millones el desembolso que tenía previsto a nivel local, con el objetivo de desarrollar 3.300 MW de nueva capacidad de generación, con un esquema de instalación de 64% en base hidroeléctrica y 36% de gas natural.
Actualmente en Chile la compañía tiene sólo una iniciativa en construcción, la central hidroeléctrica de pasada Los Cóndores (150 MW), que presenta un 30% de avance y una ejecución de presupuesto de US$ 166 millones.
Caja de US$ 1.000 millones
La caja que la firma mantiene desde el polémico aumento de capital de 2012 estarían considerados en estas inversiones. De acuerdo con la información que Enersis Chile reportó a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), a marzo de este año esos recursos ascienden a US$ 1.135 millones, entre los que figuran líneas de crédito obtenidas con la banca por unos US$ 670 millones.
En el caso de Endesa Chile la liquidez o recursos en caja alcanzan a unos US$708 millones.
El brazo de generación en Chile de la italiana Enel cerró el primer trimestre con un alza de 290% en su última línea, lo que implicó una ganancia atribuible a los propietarios de la controladora de $ 152.568 millones, explicada por un mejor escenario operativo y de menores precios de combustibles, comparado con igual lapso de 2015.
Los mejores márgenes del negocio de generación fueron destacados incluso por la italiana Enel, que ayer entregó sus resultados al primer trimestre.
Estos recursos serán clave para las futuras operaciones de adquisición de participaciones en los proyectos nuevos y actuales que Enel Green Power (EGP) tiene en Chile, y donde la generadora puede optar hasta el 40% de la propiedad a costo de desarrollo, como se definió en diciembre pasado tras una ardua negociación que seguiría sin convencer a los directores independientes de la eléctrica.
Asimismo, el Ebitda de la firma casi se duplicó en el período, alcanzando a US$ 283 millones (frente a los US$148 millones a marzo del año pasado) y los ingresos subieron 10% hasta US$ 898 millones.
Gener mejora en argentina
La mejora en los resultados de su filial en Argentina permitió a AES Gener, controlada por la estadounidense AES Corp, a compensar parte del magro desempeño logrado en Colombia. Según señaló la firma, en el primer trimestre del año lideró el segmento de generación en Chile, con una participación de mercado de 28,5%, por sobre sus competidores más cercanos, Endesa y Colbún. Los resultados en Argentina estuvieron influidos por la baja base de comparación. por un lado, la tarifas en ese país tuvieron un incremento de 43% (medido en pesos argentinos), y AES Gener comenzó a recibir efectivo desde ese negocio, por mayor disponibilidad de sus plantas, alcanzado un ebitda de US$ 5 millones. En el periodo, las ventas de electricidad desde Chile alcanzaron a 44 GWh, y el último envío se registró a fines de marzo.
[Ingresos de Enersis Américas anotaron $1.265 millones en primer trimestre de 2016]
mayo 10, 2016 | Industria
(La Segunda) Las acciones de las empresas eléctricas siguen llamando la atención del mercado y, pese al rally que han tenido en lo que va del año —han subido entre 4% y 20%—, los analistas creen que todavía hay espacio para sumarlas a su portafolio.»Es buena opción seguir apostando por el sector», afirma Nicolás Schild responsable de equity research de Santander GCB. «Esperáramos que continúen con un buen momentum».
Posibilidades de crecimiento, bajos precios de los combustibles, buenas perspectivas hidrológicas y el bajo impacto de la situación macroeconómica serían los principales catalizadores para las empresas.»El sector no está enfrentando vientos en contra como otras industrias más asociadas a dinámicas económicas débiles», dice Andrés Galarce, analista senior de EuroAmerica. Sin embargo, cree que el tipo de empresa por la que apostar depende del riesgo que se quiera correr.
«Engie Energía Chile (ex E-CL) nos gusta porque tiene menor exposición a las próximas licitaciones», señaló Schild. Sin embargo, esta empresa dio una sorpresa cuando su controladora, Engie, anunció que cerrarán todas las plantas a carbón y diésel en el mundo. «La noticia es recibida negativamente ya que un 67% de la capacidad en Chile correspondería a estas centrales», dijo BICE Inversiones en un informe.
AES Gener estaría siendo atractiva debido a los precios en que transa, «esto dado su potencial de crecimiento a mediano plazo», dice Galarce. Esta empresa es la eléctrica más recomendada por las corredoras actualmente y la concreción de proyectos como Cochrane y Alto Maipo, es visto con buenos ojos por los analistas. Por su parte, Colbún, tendría como atractivo sus resultados y las recientes adquisiciones en Perú, asegura Paulina Barahona, analista de Security.
Para Endesa y Enersis, la situación cambió en las últimas semanas. «Después del rally, hoy estamos más a favor de tomar posiciones en Chile», dice Galarce. Enersis América y Endesa América son bien vistas a largo plazo, por el potencial de crecimiento en la región. Mientras que las filiales en Chile entregarían un mayor dividendo.
[Panorama financiero del sector energético]
Recomendaciones de corredoras de Bolsa
Las carteras con mejor rendimiento en abril
En el quinto mes consecutivo de alzas en la bolsa local, sólo un puñado de portafolios logró superar el rendimiento del IPSA.
Escoger acciones para vencer al mercado puede ser una tarea difícil. Así lo demuestra el ránking de carteras recomendadas que evalúa el desempeño de 24 portafolios diseñados por las corredoras locales: solo diez de ellas superaron el desempeño del IPSA, que avanzó 1,64% durante abril. Entre aquellos portafolios que lograron superar al índice, destaca las carteras de diez acciones de BICE Inversiones, que mostró un avance de 3,21% durante el mes, esto, gracias a la apuesta por las acciones de Endesa Américas y los papeles de Falabella. Estos últimos subieron 9,3%en abril, influido por el anuncio del minorista de su llegada a México.
Tras BICE Inversiones se ubicó Tanner, que mostró una rentabilidad de 2,65% en el mes. La corredora se benefició de sus apuestas de largo plazo en E-CL y Ripley, que mostraron avances de 4,6% y 6,7%.
Pese al bajo rendimiento en el mes, la gestión activa de acciones consiguió buenos resultados en un año. En ese periodo 20 de 22 portafolios (que tienen información para 12 meses) logaron superar al IPSA, que tuvo una caída de -1,02%. En este grupo destaca Bci y su cartera de cinco acciones, que rentó 13,18% en un año, muy por sobre el 4,67% del promedio del mercado.
