enero 8, 2015 | Designaciones
(Pulso) La eléctrica Colbún, controlada por el grupo Matte y presidida por Bernardo Larraín, sigue reforzando su equipo de dirección y su estructura corporativa, tras la llegada de Thomas Keller a la gerencia general de la compañía.
Esta vez la eléctrica puso sus ojos en un alto ejecutivo de Endesa Chile, competidora y a la vez socios en el disminuido proyecto HidroAysén. Para ello, Colbún decidió traer a su redil a Sebastián Fernández Cox, quien hasta la fecha desempeña la Gerencia de Planificación Energética a nivel de Latinoamérica en el grupo Enel.
[Endesa, AES Gener y Colbún son las eléctricas que perderán más participación de mercado al 2020]
Fernández llegará a ocupar la nueva Gerencia de Desarrollo de Colbún, que reportará directamente a Keller y entre otras tareas deberá abordar el crecimiento no orgánico de la compañía y las operaciones de M&A, lo que da cuenta de una potente señal por parte del grupo Matte: la eléctrica quiere crecer no sólo por el desarrollo de sus propios proyectos y sino que además por la vía de adquisiciones.
El ingeniero comercial de Universidad de los Andes tiene una larga trayectoria en el grupo Endesa, con extensas estadías profesionales en Endesa España y en la ahora desaparecida filial italiana de Endesa en Roma, quien ha impulsado los nuevos proyectos de generación de Endesa en Sudamérica.
[Colbún: Las ERNC no tienen capacidad de reserva para satisfacer la demanda]
La salida de Fernández es una pérdida sensible para Endesa Chile, dado que es un ejecutivo de larga experiencia y trayectoria en el negocio eléctrico, que pasa engrosar las filas de uno de sus principales competidores.
diciembre 22, 2014 | Industria, Mundo
(El Mercurio) Las esperanzas de la economía global están puestas ahora en el petróleo. Episodios pasados muestran que la caída en el precio del crudo suele ser un buen factor de estímulo para el crecimiento global.
En línea con los cálculos del FMI, Oxford Economics estima que por cada US$ 20 que pierde el barril de crudo, la economía global gana 0,4% de su PIB.
Desde junio, el barril de petróleo Brent pasó de US$ 115 a US$ 58. Si la fórmula es correcta, la economía global ganaría más de 1% el próximo año de mantenerse bajo los US$ 70. «La caída del petróleo es una buena noticia para la economía global», sentenció Christine Lagarde, directora ejecutiva del FMI, y elevó la proyección de crecimiento de Estados Unidos desde 3,1% a 3,5% para el próximo año.
Pero el mercado no parece estar convencido de que el balance vaya a ser completamente positivo. Hasta antes de que la Fed anunciara que el ajuste de tasas será más lento de lo esperado (aunque podría comenzar en abril 2015), el S&P 500 había perdido 5% y el FTSE 100 otro 8%, desde el pasado 25 de noviembre, cuando comenzó la última racha vendedora del petróleo. «Como en todo, hay ganadores y perdedores, y los mercados parecen concentrados en los sectores que saldrán perjudicados, en lugar de ver el escenario general, que es positivo más allá de la volatilidad de corto plazo», afirma Holger Schmieding, economista jefe de Berenberg.
El temor de los inversionistas se concentra en las capacidades de pago de las petroleras, sobre todo medianas y pequeñas, y en el futuro de sus acreedores, muchos de ellos bancos y fondos de inversión.
Según analistas de JPMorgan, si el petróleo continúa en torno a los US$ 65 por los próximos tres años, hasta el 40% de los bonos energéticos de alto rendimiento podrían caer en default .
Otro factor que parece estar en el temor de los mercados, son las razones detrás de la baja de precio del crudo. La menor demanda desde la Eurozona y China podrían no responder al estímulo que significarán los menores precios de la energía.
«Si actuaran racionalmente, los mercados deberían reaccionar y enfocarse en los beneficios de largo plazo. Pero el riesgo es que la volatilidad en los mercados termine afectando la confianza de las empresas», agrega Schmieding.
¿Quién gana y quién pierde? Lo cierto es que más allá de beneficios para los países consumidores y pérdidas para los productores, el impacto de la caída del precio del petróleo abarca todos los mercados y plantea cambios en los escenarios macroeconómicos y de inversión.
Medio Oriente: recorte de gastos no estratégicos
A los precios actuales, las principales potencias petroleras del Golfo Pérsico dejarían de recibir unos US$ 350 mil millones al año. La apuesta de Arabia Saudita y sus socios del Golfo en la OPEP es mantener la producción actual para presionar los precios a la baja y con ello golpear las inversiones en la creciente industria petrolera estadounidense. Confiados en sus millonarias reservas, los países del Golfo creen que es una buena idea. Sin embargo, Moody’s y S&P advierten que podría jugarles en contra. Para Baréin, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos, el petróleo representa el 90% de sus ingresos. Cálculos del FMI estiman las reservas de los países del Golfo en US$ 2,5 millones de millones. Sin embargo, con un gasto fiscal anual de casi US$ 600 mil millones, las reservas ofrecen para este bloque de países «un cojín temporal». En un mundo con un petróleo a US$ 60 o US$ 70 el barril, las poderosas monarquías petroleras de Medio Oriente se verán obligadas a reducir los subsidios y elevar las tarifas de servicios públicos, o incluso introducir impuestos.
Eso sería en el mediano plazo. De forma inmediata, Moody’s espera una paralización de inversiones en proyectos «no estratégicos». El ajuste golpearía a los grandes proyectos inmobiliarios y de infraestructura.
Si el petróleo continúa en los niveles actuales, analistas geopolíticos esperan que las monarquías del Golfo tengan menos poder económico para sustentar la lucha armada de grupos radicales en Medio Oriente. Pero, al mismo tiempo, se teme una mayor inestabilidad, debido al deterioro de las condiciones económicas, que obligará a desbaratar el costoso sistema de bienestar social financiado exclusivamente por el crudo.
EE.UU.: dinamismo en el consumo
El precio de los combustibles juega un rol vital en la economía estadounidense, en la que el consumo representa el 66% del PIB. Estimaciones de Christian Oates, economista de Oxford Analytica, cifra en unos US$ 100 mil millones el ahorro en la economía estadounidense. La esperanza es que, aliviados de la carga de llenar los tanques de sus autos y con facturas de gas más bajas, los consumidores se vuelquen a otras adquisiciones. Deutsche Bank y Goldman Sachs estiman que el PIB estadounidense recibirá un impulso extra por entre 0,3% y 0,5% el próximo año. El repunte del consumo, además, superaría el impacto negativo de la caída de las inversiones petroleras en el país. Aunque Arabia Saudita y sus socios en la OPEP están apostando a golpear las inversiones en petróleo shale , todos los análisis apuntan a que la floreciente industria petrolera estadounidense puede hacer frente a los precios actuales, y se espera que aumente su producción en un millón de barriles el próximo año. No se puede negar, sin embargo, que habrá una caída en grandes proyectos de inversión, pero estimaciones de JPMorgan y Goldman Sachs creen que este recorte tendrá un impacto limitado de 0,1% del PIB.
Una economía estadounidense creciendo a tasas de 3,5% sería una gran noticia para sus socios comerciales, desde China a Chile. Y excelente para México.
Industria energética: inversiones a la baja
Una de las principales dudas respecto del nuevo escenario se centra en cuál será el impacto del recorte en las inversiones petroleras. Un petróleo en los niveles actuales vuelve varios proyectos de inversión poco atractivos. Chevron ya anunció la suspensión de sus proyectos de exploración en las costas del ártico canadiense. En Sudamérica, Petrobras y Ecopetrol han anunciado un recorte de hasta 25% en sus planes. Goldman Sachs estima que los precios actuales pueden suponer la suspensión de proyectos por hasta US$ 930 mil millones. Los grandes perdedores serán los proyectos que requieren grandes montos de inversión, como la exploración off shore , las arenas petrolíferas canadienses o la producción del crudo pesado venezolano, afirma Oxford Analytica.
Por el contrario, no se prevé una baja en las inversiones en la industria del petróleo shale estadounidense, que presenta mejores márgenes de eficiencia que la explotación tradicional.
Sin embargo, si los precios actuales se mantienen, será inevitable que pequeñas empresas petroleras también sientan el golpe en Estados Unidos, cayendo en impagos.
Otra consecuencia no esperada es la repentina pérdida de atractivo de las fuentes alternativas de energía. El mercado ha castigado duramente las acciones de las empresas vinculadas a su producción, desde generadores hasta proveedores de turbinas para torres eólicas. Para Oxford Analytica, este es solo un efecto temporal, y en sus proyecciones para 2015 apuesta incluso por aumento de las inversiones en esta industria, que se beneficiaría de la reducción de capitales destinados al petróleo.
Latinoamérica: un 2015 mejor que este año
En general, Latinoamérica debería beneficiarse del estímulo a la demanda global. Pero las consecuencias son muy diversas entre países. Todos los cálculos apuntan a que naciones importadoras, como Chile y los centroamericanos, se beneficien por la caída en el gasto de energía. En la región, Venezuela y Ecuador aparecen como los países con mayores problemas, debido a su dependencia de las divisas petroleras y su alto gasto público. Las estimaciones de IHS Global Insight es que los otros dos grandes exportadores de la región, Colombia y México, también tendrán posibilidad de sortear bien el cambio de escenario. En el caso de Colombia, tiene la capacidad de compensar los menores ingresos petroleros, mientras que México está asegurado por coberturas petroleras, al menos durante 2015, explica Rafael Amiel, director de IHS Global Insight para América Latina.
También habrá consecuencias políticas. Amiel ve en riesgo la permanencia del recién nombrado ministro de Hacienda de Brasil, Joaquín Levy. Si bien por ser importador neto de petróleo, Brasil verá una mejora en su balanza de pagos, el fisco podría dejar de recibir entre 0,2 y 0,3% del PIB en royalties y otros ingresos ligados al petróleo, dificultando la labor de Levy, quien deberá implementar un programa de recortes de gasto público.
Por el contrario, el gobierno de Cristina Fernández ganaría un apoyo extra en su último año de mandato, pues la caída del precio del crudo alivia las cuentas de importación de combustibles y, a la vez, le permitirá reducir la carga fiscal en subsidios.
La región, eso sí, no está a salvo. Hay riesgos a la baja. El petróleo está arrastrando a otros commodities (incluyendo el cobre), lo que, sumado a los efectos de volatilidad en el mercado cambiario, puede generar un escenario de mayores costos de financiamiento en el mercado, así como una salida de capitales. Aunque no hay proyección final, Amiel estima que la combinación de estos factores podría restar entre 0,5% y, en el peor escenario, hasta un punto porcentual al crecimiento regional.
Europa: Deflación y más crecimiento
Ya lo dijo el presidente del Bundesbank, JensWeidmann: la caída del precio del petróleo se asemeja a un «minipaquete de estímulo» para la economía. De hecho, se estima que la economía alemana será una de las más beneficiadas, pues permitirá a las empresas exportadoras ganar competitividad. «La caída del petróleo y del tipo de cambio del euro permitirán sacar a la economía del shock en que se encontraba. Las empresas ven con más confianza el futuro», afirmó Hans Werner Sinn, presidente del Instituto Ifo.
Según el centro de estudios económicos, con sede en Munich, la caída del costo del petróleo aportará un cuarto de punto al crecimiento alemán en 2015. Menos costos de la energía también implican menos presiones inflacionarias. En el caso de la Eurozona, el peligro es la deflación. La inflación alcanzó en noviembre su nivel más bajo en cinco años. Una baja aún mayor de los costos de los combustibles llevaría a 13 países de la región a una inflación bajo cero, según Oxford Economics. Esto establecería el escenario ideal para que el BCE inicie su programa de compra de bonos soberanos (QE), con menos resistencia de parte de Alemania, tan pronto como en el primer trimestre de 2015, sostiene Schmieding, de Berenberg.
Bancos centrales: ajustes de plan de estímulos y un dólar más fuerte
Al igual que el BCE, el Banco de Japón (BOJ) se verá obligado a mantener o incluso aumentar su programa de estímulo monetario ante las perspectivas de que la inflación también caiga a niveles contractivos. Normalmente, los bancos centrales consideran las variaciones de los precios de los combustibles como transitorias. Pero esta vez el escenario es particular. No solo se prevé que el petróleo se mantenga entre los US$ 65 y US$ 70 hasta 2016, sino que las tasas de interés alrededor del mundo desarrollado están prácticamente en cero.
Pero la menor presión inflacionaria tendrá efectos distintos. Mientras el BCE y el BoJ apostarán por más estímulos, la Reserva Federal y el Banco de Inglaterra podrían aprovechar la coyuntura para comenzar a normalizar sus tasas de interés, sin temer una reacción adversa de la economía.
Si al alza de tasas se suma la caída del rublo ruso y las menores expectativas para los grandes productores de petróleo, el dólar confirmaría su tendencia al alza frente a otras monedas en 2015.
Mercados emergentes: Caminos diversos
Los analistas hacen un balance general positivo para los países emergentes. Después de todo, la mayoría son importadores de combustibles, y la caída del precio del barril de petróleo ofrece un alivio a las presiones inflacionarias, así como la oportunidad para sanear las cuentas corrientes y reducir el gasto en subsidios, aliviando la carga fiscal. Y mejores cifras fiscales se traducen en un abaratamiento del costo de financiarse en el mercado y la opción de destinar más recursos a nuevas inversiones. Entre los ganadores se encuentran China, India, Indonesia y Turquía. Según Moody’s, un petróleo a US$ 60 puede impulsar el consumo privado en China, equilibrar la economía y moderar la desaceleración. «Los exportadores de petróleo con altos niveles de gasto y poca capacidad de reformas serán los más afectados. Rusia y Venezuela caen en esta categoría», explican en Moody’s.
Otro factor importante para los emergentes es la demanda global. Si la caída del petróleo logra generar el estímulo esperado, los países emergentes se beneficiarán de un escenario de mayor demanda global y menos aversión al riesgo.
diciembre 18, 2014 | Industria
(Estrategia)
—¿En cuánto evalúan ustedes se reducirá la tarifa a partir de cuando inicien operaciones en 2016?
—Los precios de energía ofrecidos por SunEdison están dentro de los más bajos que se han ofrecido a las empresas distribuidoras en los últimos tres años. Al generar energía más barata con proyectos que inyectarán la energía generada directamente a la red eléctrica, será posible bajar los costos de la energía y las cuentas de luz de las personas. Ahora, sería apresurado calcular exactamente cuánto podrían bajar las tarifas, pues se deben analizar otros factores como la proporción de nueva energía a precio bajo dentro de todo el volumen contratado.
—¿Cuándo estarán instaladas las centrales?
—Para esta licitación, tenemos una cartera de proyectos amplia para responder a nuestros compromisos, con plantas que estarán operativas para cumplir con los compromisos de suministro de energía a partir del día de inicio de los contratos. En estos momentos estamos evaluando todos los proyectos y realizando toda la tramitación de permisos necesaria para comenzar su construcción en plazo para cumplir con cada uno de los compromisos. Hemos desarrollado una cartera de proyectos estratégicos que aportarán a la diversificación de la matriz y ayudarán resolver el déficit de suministro del país en base a energía limpia y sustentable. Serán proyectos fotovoltaicos cercanos a los grandes centros de consumo, que respaldarán todos los compromisos adquiridos. Estos proyectos van a inyectar su electricidad al Sistema Interconectado Central.
[Andrés Romero: “Licitación eléctrica implica al menos US$6.000 millones en inversiones”]
—¿Cuál es el volumen total de lo asignado?
—La compañía se adjudicó el suministro de 190 GWh por año en el bloque día que inicia sus operaciones en 2016 y otros 380 GWh por año en el bloque día que comienza a funcionar en 2017. La energía se comercializará a través de contratos de adquisición de energía con distribuidoras locales que se extenderán por 15 años.
—¿De cuánto es la inversión total?
—SunEdison invertirá cerca de US$ 700 millones en proyectos fotovoltaicos que sustenten los 570 GWh por año de suministro comprometidos en la licitación. Esta inversión demuestra el compromiso de SunEdison con Chile, un mercado que es esencial para la estrategia de la compañía y que actualmente concentra la mayoría de las inversiones de la compañía en América Latina.
[Licitación: 70% de energía será abastecida por termoeléctricas]
—¿Qué les pareció el proceso de licitación?
—Este año, el Gobierno trabajó en marcos normativos que facilitaron la competencia, como dividir los bloques de demanda en día y noche, permitiendo así el ingreso de otras fuentes de generación como la energía solar, que es la tecnología con mayor tasa de crecimiento en Chile y la que puede entregar energía a precios más bajos en el mercado. Valoramos mucho ese cambio y creemos que es un hito para el desarrollo energético del país. SunEdison preparó ofertas muy competitivas en base a energía solar en el bloque de horas día, integrando la vasta experiencia de la compañía en esta tecnología, cuya evolución de precios ha sido muy significativa en los últimos años. Hemos demostrado tener la capacidad de ofrecer soluciones energéticas innovadoras y competir en igualdad de condiciones en ese mercado de clientes regulados.
diciembre 1, 2014 | Sustentabilidad
(Diario Financiero) A fines de la semana pasada, Endesa Chile alcanzó un acuerdo con los regantes de la cuenca del Laja, que le ayudará a quitar presión a un problema que arrastra desde que se agravó la sequía en la zona centro sur: el uso de las aguas del embalse Laja, el mayor del país.
La eléctrica convino limitar a partir de hoy, y por al menos un año, las extracciones de agua desde el mencionado tranque, para así favorecer la recuperación de sus niveles históricos.
[Fusión Enersis-Endesa: cómo y por qué hacer la operación de la cual todos hablan]
Ramiro Alfonsín, subgerente general de Endesa Chile, explicó que el convenio contempla reducir por un año la extracción de 900 millones de metros cúbicos del embalse, de los cuales Endesa aportará unos 590 millones de metros cúbicos, mientras que el restante será de cargo de otros usuarios.
«Hemos tenido un proceso de diálogo exitoso y el acuerdo es muy importante. Esto permitirá recuperar el nivel del embalse y asegurar la temporada de riego de los años 2015 y 2016», señaló el ejecutivo.
La consecuencia de la menor extracción de agua desde el Laja será que, a partir de mayo, y al menos hasta fines de noviembre del próximo año, la eléctrica deberá paralizar la operación de la central hidroeléctrica El Toro, que tiene una capacidad instalada de 450 MW, y es su cuarta mayor unidad en base a esta tecnología, tras Ralco (690 MW), Pehuenche (570 MW) y Pangue (467 MW), ubicadas en las cuencas del Maule y Biobío.
«La central se usará sólo para regulación de carga y reserva en giro», dice Alfonsín.
[Suprema confirma rechazo a recurso contra operación de Bocamina]
Desacuerdos históricos
Según el ejecutivo, el convenio firmado con los regantes del Laja y la Dirección de Obras Hidráulicas (DOH) -aunque limitado- permitirá seguir con las mesas de trabajo que apuntan a arribar a un arreglo de más largo plazo sobre el uso de las aguas.
«El convenio le da mayor certeza a los regantes y permite trabajar en la revisión conjunta del convenio de 1958 con la DOH, para así lograr un uso sustentable del recurso», explica Alfonsín.
Las negociaciones no son nuevas, ya que Endesa y los regantes, que representan unas 100 mil hectáreas repartidas entre más de 4.000 agricultores, se han enfrentado varias veces en el ámbito judicial y desde mediados de la década de los 90 el convenio de uso se ha modificado en seis oportunidades, todas ellas relacionadas con la sequía.
El embalse Laja tiene una capacidad de 5.500 millones de metros cúbicos, pero en octubre de 2013 llegó a estar al 6,1% de su capacidad.
Efecto económico
El impacto económico del acuerdo aún no ha sido cuantificado por la eléctrica, pero hay un antecedente en 2014.
Desde principios de junio que El Toro no ha generado de forma continua debido a la falta de agua. A esto se suma la paralización por orden judicial de la carbonera Bocamina II, que este mes cumple un año, lo que ha dejado al 14% de la capacidad instalada de Endesa (unos 5.570 MW) sin operar, y obligado a la firma a incrementar sus compras de energía a terceros para cubrir sus contratos.
Entre enero y septiembre la firma incurrió en mayores costos por compras de energía por $ 154.099 millones (unos US$ 256 millones), adquiriendo en el mercado spot el equivalente a 1.575 GWh adicionales. Esto, junto al incremento en la adquisición de combustibles llevó a que la firma redujera en 22% su resultado de explotación y en un 14% su Ebitda en los primeros nueve meses de este año.
Si bien desde junio, y debido al escenario hídrico, Endesa no tiene pérdidas por la paralización de Bocamina II, el no contar con algunas de sus unidades hidroeléctricas, que tienen bajo costo de operación y venden su energía al mercado spot, afecta directamente sus ingresos, ya que el período de paralización coincide con el momento de más altos precios de la energía en un contexto de sequía.
diciembre 1, 2014 | Industria
(La Tercera) Una grata coincidencia o una concertada planificación? Esa es la pregunta abierta que dejaron los recientes anuncios de rebaja y congelamiento de los precios de las bencinas, agua potable y gas. Más aún cuando el vocero de gobierno, Alvaro Elizalde, afirmó que estas medidas permitirán al gobierno cumplir con el compromiso de “mejorar la vida de los chilenos”.
Esto, además, sostienen algunos suspicaces, mientras el Centro de Estudios Públicos (CEP) se encuentra en pleno trabajo de campo para su próxima encuesta política, cuya antesala para La Moneda no es muy auspiciosa si se considera que otro sondeo realizado en octubre por Adimark arrojó que la desaprobación a la conducción del gobierno por parte de la Presidenta Michelle Bachelet supera por primera vez la aprobación.
Desde el comité de ministros del área económica descartan que haya existido un mandato que obligara a conseguir estos beneficios, pero sí reconocen que para el caso de las bencinas hubo una planificación previa y coordinada que buscaba detener las constantes alzas de los combustibles y cuyo impacto en la inflación ha golpeado el bolsillo de los chilenos.
Hace un par de meses, el Ministerio de Hacienda venía monitoreando el mercado de los combustibles. Se anunció que vendría un cambio al debutante Mecanismo de Estabilización del Precio de los Combustibles (Mepco). Pero había que esperar.
Así, el 19 de noviembre, el ministro Alberto Arenas informó de una modificación a los parámetros del Mepco que permitiría bajar el precio de las bencinas en hasta 67 pesos. Es que, precisamente, en esa fecha se dio la ecuación perfecta que la autoridad buscaba para justificar una disminución significativa de los combustibles.
Mientras en Hacienda aún se celebraba este anuncio, los ministros de Economía, Luis Felipe Céspedes, y de Obras Públicas, Alberto Undurraga, informaban que habían llegado a un acuerdo con las empresas para congelar las tarifas de agua potable.
Ambas medidas, aseguran altas fuentes de gobierno, no fueron concertadas. De hecho, añaden, ese mismo día 19, los ministros de Hacienda y del MOP coincidieron en que para la próxima vez deberían coordinarse para no restar fuerzas a tan buenas noticias.
El acuerdo inédito que se logró con las sanitarias Aguas Andinas, Aguas Cordillera -ambas controladas por Agbar y GDF Suez- y Aguas Araucanía (de la japonesa Marubeni), fue mantener inalteradas sus tarifas durante el período 2015-2020. Pero Esval, empresa que abastece a la V Región de Valparaíso y que tiene 575 mil clientes, decidió no suscribir este pacto y Aguas Manquehue, también de Agbar y GDF Suez, optó por rebajar en 5% sus precios durante el quinquenio.
Un elemento determinante para que Aguas Andinas, sanitaria que abastece al Gran Santiago y que tiene 1,7 millón de clientes, acogiera el compromiso con la autoridad, indican en la industria, fue la rebaja especial de 1,3% en la tarifa de los clientes por concepto de “prestación de servicio no regulado” que la sanitaria tiene que descontar una vez que el proyecto Alto Maipo, de AES Gener, esté operativo. Hecho que debiera ocurrir en los primeros meses de 2018.
Este descuento por Alto Maipo, explican conocedores del acuerdo, tendría un carácter permanente para la sanitaria. La superintendenta de Servicios Sanitarios, Magaly Espinosa, sostiene que la rebaja de 1,3% “se contabilizará de una vez y durará por el período en que se concrete este aporte por servicio no regulado”.
La sanitaria informó a la SVS que cuando Alto Maipo entre en operación se aplicará un descuento anual de US$ 6 millones, correspondiente al 80,17% de la anualidad de la inversión, tomando en cuenta embalses y derechos de agua. Para la compañía, esta rebaja es de 1,2%.
* Concesionarias
Pero el MOP no se detendrá aquí. Al contrario, el ministro Alberto Undurraga ha comentado a algunos integrantes del gabinete que conversará con las empresas concesionarias de las autopistas para explorar la posibilidad de una rebaja de tarifas en el proceso que comenzará en marzo, porque el de enero próximo ya está jugado: habrá un incremento de 9% en el tag.
No obstante, en el sector la mirada es más bien distante, ya que la industria tiene un modelo de negocios cuya base está articulada en el cumplimiento de rentabilidades y compromisos con sus accionistas y financistas.
Indican que el diseño de las concesiones contempla compensaciones por parte del Estado cuando se modifican las condiciones en que se cerró el negocio que afecten a su rentabilidad o ingresos. “La verdad es que más allá de la legítima buena intención que pueda tener el MOP en la búsqueda de otras soluciones tarifarias, al menos con esta industria no lo vemos muy probable si los números no dan, porque hay contratos con el Estado y éste debe responder cuando las cosas no se cumplen. Además, no vemos a Hacienda pensando en tener que responder con platas fiscales para financiar, por ejemplo, un congelamiento de tarifas si los números y el modelo de negocios lo que indican es otra cosa”, explican entre las operadoras del sector.
* El gesto
Cinco días después de ese miércoles 19 de noviembre, otra rebaja sorprendió al mercado, pero no al gobierno: Metrogas anunciaba una rebaja de 15% en sus tarifas para sus clientes residenciales, medida que comenzará a regir mañana.
Este anuncio vino de la mano del nuevo controlador de la compañía Gas Natural Fenosa (GFN). De hecho, fue el propio director adjunto de la hispana, Rafael Villaseca, quien le pidió a Metrogas decretar el cambio en la tarifa. Llegar a esta reducción fue producto de un largo proceso que ha venido monitoreando el ministro de Energía, Máximo Pacheco.
Desde la entrega de la Agenda Energética -en mayo pasado- el gobierno estableció avanzar en regular por ley la fijación de tarifas del gas. Posteriormente, y para ratificar el camino tomado por la autoridad, el ministerio encargó un estudio de rentabilidad de Metrogas, donde se estableció que la compañía alcanzó una rentabilidad por sobre el límite de 11% fijado por la normativa.
Con este informe en la mano y tras la adquisición de la eléctrica CGE de las familias Marín, Hornauer y Pérez Cruz, el secretario de Estado se reunió con Villaseca. En esta oportunidad, indican fuentes del sector, la conversación giró en torno a la convicción por parte de la autoridad de enviar un proyecto de ley al Congreso para tarificar el mercado del gas durante el primer trimestre de 2015. En ese momento, el empresario español informó que decidieron hacer el gesto de recortar en 15% las tarifas.
Otro punto que en Energía también están evaluando es que en el corto plazo se puedan disminuir las cuentas de luz de los clientes residenciales. Esto, gracias al proceso de licitación de suministro que se lanzará mañana, donde se presentarán las ofertas para el proceso y que busca dotar de contratos a las distribuidoras. En total, se licitarán unos 13.000 GW/h, los que abastecerán de energía entre 2016 y 2019.
