febrero 12, 2016 | Industria
(Pulso) Una verdadera guerra de precios es la que se espera para la próxima licitación eléctrica, fijada inicialmente para abril pero que muy posiblemente se retrase para incorporar algunos cambios normativos.
Si bien, los anteriores procesos han cerrado en torno a US$100 por MWh, en la industria ven un recorte adicional, cerrando “incluso por debajo” de los US$80 por MWh. Se trata de una cifra que sería histórica, acercándose a los niveles de la época de oro del gas argentino, y que refleja además otros elementos como la deprimida situación del mercado de los combustibles en el mundo, la arremetida de las generadoras renovables en Chile y la mayor capacidad instalada existente en el país.
A esto se añade otro elemento: la urgencia de los grandes generadores, como Endesa y Colbún, de renovar sus contratos vigentes pues gran parte de los acuerdos con grandes clientes o distribuidoras comienzan a vencer.
El año pasado, Endesa intentó quedarse con toda la licitación 2015/02, ofertando todos los bloques a un valor de entre US$84,20 por MWh y US$85 por MWh, pero con restricción, es decir, con la condición de adjudicarse la totalidad de los 1.200 GWh en juego.
Eso fue una señal de que los grandes generadores irán con todo por esta licitación, aseguran en la industria .
Para el socio de la consultora BGS Energy Law, Daniel Gutiérrez, la baja de los precios de las licitaciones debería profundizarse por la alta competencia.
“La mano va a seguir igual en el sentido que los precios tendrían que mantenerse o seguir bajando, fundamentalmente porque va a haber más competencia. Esto se explica porque las empresas que son empresas convencionales van a competir para no quedarse sin nada y van a bajar sus precios, y segundo porque la energía renovable pude licitar por bloque horario”, señala el experto.
En relación con las centrales renovables, se espera que tengan un aporte improtante, pero no tanto como en los últimos procesos, pues los volúmenes son muy grandes como para ser absorbidos por estos actores que todavía tienen una capacidad instalada limitada.
“Es difícil adivinar el precio promedio resultante, hay muchas variables en juego, y falta mucho. Además, es probable esta se postergue por unos meses, para dar espacio a que se apruebe la nueva ley de Transmisión. Yo espero nos sorprendamos con precios mucho menores que US$80 por MWh, resultante de una intensa competencia”, señala el director de Systep y académico de la Universidad Católica, Hugh Rudnick.
El experto añade otro elemento: el efecto en las tarifas. A su juicio, esto podría efectivemente ocurrir, pero recién a partir de 2021 pues será entonces cuando comiencen a suministrar los nuevos oferentes.
“Estas son licitaciones de un importante volumen de energía, pero con suministro desde 2021, así que las bajas de tarifas asociadas solo se verán entonces”, remarcó.
[Panorama financiero del sector energético]
febrero 11, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La mayor operación de compra de una empresa local en los últimos años, la adquisición de CGE por parte del grupo Gas Natural Fenosa, deberá ser revisada, a más de un año de haberse concretado, por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC).
Ayer, el organismo ofició a 36 entidades de gobierno, empresas, asociaciones gremiales y a la Fiscalía Nacional Económica (FNE) para que entreguen antecedentes en el proceso no contencioso que abrió el TDLC para revisar la integración vertical y horizontal en la industria del gas natural y gas licuado, y la operación de adquisición de CGE por parte de la firma catalana, que involucró recursos por unos US$ 3.300 millones.
Entre los oficiados están los ministerios de Energía y Economía, la Comisión Nacional de Energía (CNE), las superintendencias de Valores y Seguros (SVS) y de Electricidad y Combustibles (SEC), el Sernac, y los principales actores del sistema, tanto usuarios como propietarios de instalaciones de gas natural y GLP: Enap, Metrogas, Lipigas, Abastible, GasValpo, Endesa, Colbún y AES Gener, entre otros.
La resolución del TDLC emana tras un fallo de la Corte Suprema de fines de enero pasado, que acogió el recurso de reclamación presentado por la asociación de consumidores Conadecus en contra del organismo de libre competencia, que había desestimado una acción que incluía algunos de estos temas que ahora se revisarán, planteado en 2014.
Según señalan fuentes del mercado, el fallo de la Tercera Sala Constitucional de la Corte Suprema -que es encabezada por el ministro Pedro Pierry- “no es habitual”, ya que avalaría la interpretación de la ley sobre que cualquier persona puede solicitar una consulta respecto de una operación que ya está cerrada.
El máximo tribunal, dicen las fuentes, utilizó el mismo criterio en el caso de la consulta sobre la licitación de Aeropuerto Arturo Merino Benítez (AMB), solicitada por Transportes Delfos.
Ahora, las entidades oficiadas tendrán 45 días hábiles para presentar antecedentes y luego se abrirá una fase de alegatos.
Mitigaciones
El proceso ahora abre la puerta para que se revise la integración vertical y horizontal en la industria del gas, donde GNF es el principal actor. Según señalan fuentes, es difícil que la operación se reverse, pero el TDLC podría imponer medidas de mitigación en caso de determinar que hay riesgos a la libre competencia.
El presidente de Conadecus, Hernán Calderón, señaló que la entidad trabajará en dos frentes: solicitar la desintegración del mercado del gas natural, donde los principales actores participan de toda la cadena de valor, y establecer mitigaciones a la operación entre CGE y GNF.
“La compra de CGE ya ha tenido efectos en el mercado. Ahora solo hay dos accionistas en Metrogas, por ejemplo (porque el tercero, Trigas, vendió su participación a la firma catalana). Lo que vamos a pedir son medidas de mitigación, tal como lo hicimos en el caso de LAN, que permitan que haya más competencia, y también que el TDLC analice los efectos del la llegada de GNF al mercado chileno y que coloque condiciones para asegurar la libre competencia”, dijo.
GNF, a través de Gasco -que hoy se encuentra en proceso de reorganización de sus negocios y busca separar las unidades de gas natural y licuado en dos empresas con controladores distintos-, también aumentó su participación en Gasmar, sociedad que compra y almacena GLP, y tomó control -en marzo de 2015-, de los dos principales gasoductos de la zona centro-sur: Gas Andes y Gasoducto del Pacífico.
El proceso, estima Calderón, podría durar de siete a ocho meses, tras lo cual el TDLC se pronunciaría.
Los hitos de la mayor adquisición de la década
Tras varios años de intentos, a fines de 2014 la catalana Gas Natural Fenosa (GNF) logró adquirir el control de la centenaria Compañía General de Electricidad (CGE), en manos de las familias Marín, Pérez Cruz y grupo Almería (Hornauer). La firma lanzó en noviembre de ese año una OPA por US$ 3.300 millones para quedarse con el control de la eléctrica, en lo que fue la mayor operación de la década en el mercado local.
Las tratativas partieron en marzo de 2014 y en julio GNF presentó una oferta. Para la operación, la catalana contrató como asesores legales al estudio de abogados Claro & Cia., mientras que los asesores financieros fueron Citi España y Banchile Citi. CGE -cuyo principal negociador fue Jorge Marín, ex presidente de la firma- fue asesorada por el estudio Guerrero Olivos y por JP Morgan, mientras los Pérez Cruz tuvieron el apoyo de BNP.
[Gas Natural Fenosa intensifica lobby en el Senado ad portas de trámite clave de la ley del Gas]
febrero 10, 2016 | Mundo
(El Economista.es) Abengoa entregó ayer a KPMG, asesor de los bancos acreedores, y a Houlihan Lokey y Talbot Hughes McKillop (THM), representantes de los bonistas, el plan financiero que ha diseñado para evitar su concurso de acreedores.
La compañía, que aguarda a que los bonistas acuerden con la banca el crédito de 165 millones de euros que necesita para pagar las facturas y las nóminas en febrero y marzo, requiere ahora una inyección adicional de entre 650 y 700 millones para poder mantener la actividad ordinaria a partir de abril, una vez salvado -presuntamente- el concurso de acreedores. Inicialmente las cifras barajadas se situaban entre 800 y 1.000 millones. El grupo andaluz ha rebajado esta cifra ante las mejores perspectivas en la venta de activos.
Una vez entregado el plan industrial -la semana pasada- y el financiero, KPMG dispondrá ahora de entre 10 y 15 días para cruzar este plan y el industrial que el grupo andaluz entregó la semana pasada con los informes sobre el mapa de deuda, la operativa de los negocios, las necesidades de liquidez, las garantías asociadas, la gestión de tesorería por país y la viabilidad de los proyectos y elaborar así una estrategia a seguir para la reestructuración.
Un mes para entenderse
A partir de ahí, todas las partes tendrán poco más de un mes para llegar a un entendimiento y sellar así un acuerdo para salvar Abengoa, que está preconcurso de acreedores desde el 25 de noviembre pasado. El 28 de marzo es el último día que podrán entregar al juez el plan de viabilidad para evitar el concurso -antigua suspensión de pagos-.
La compañía prevé quedarse en un empresa un tercio más pequeña de lo que es actualmente y centrarse en el negocio de ingeniería. La intención es reducir su nivel de deuda corporativa desde los casi 9.000 millones actuales a un nivel de entre 3.000 y 4.000 millones.
Para lograrlo, la ingeniería andaluza prevé realizar desinversiones de activos entre las que figuran las plantas de primera generación de biocombustibles valoradas en cerca de 1.000 millones de euros, así como de otros activos más pequeños como la antigua sede de la compañía en Sevilla, varios pisos que tenía en propiedad en Madrid o la participación en la planta termosolar de Abu Dhabi por cerca de 100 millones de euros. Además, en la hoja de ruta de la empresa figura la aplicación de quitas o de créditos participacivos. Las quitas, y en qué proporciones, se presenta como el mayor obstáculo entre los acreedores y la compañía para alcanzar estos objetivos. Los bancos rechazan de primeras cualquier descuento.
Proceso de adelgazamiento
Entretanto, Abengoa continúa con el proceso de adelgazamiento y eliminación de los consejos de administración de sus filiales que tiene distribuidas por el mundo, como adelantó ElEconomista el pasado 29 de enero. En esta línea, en los últimos días el grupo andaluz ha suprimido los órganos de gobierno de tres de sus subsidiarias. En concreto, ha suprimido los consejos de Abengoa Greenfield, Abengoa Greenbridge y Abengoa Finance, en los que se sentaban, en calidad de presidente o consejero, según el caso, el director financiero de la matriz, Jesús García-Quílez, el director de Planificación y Control, Juan Carlos Jiménez Lora y el secretario general del consejo de Abengoa Daniel Alaminos. A partir de ahora, Abengoa figura como administrador único de estas sociedades.
El plan de reducir y en unos casos, como los citados, eliminar los consejos de administración de las filiales de Abengoa busca reducir los costes corrientes del grupo andaluz, que tiene más de 600 subsidiarias.
[Abengoa vende su participación en planta en Emiratos Árabes]
febrero 10, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Tras cinco años con un sistema eléctrico estresado por los altos costos, la sequía y la poca capacidad para almacenar energía, 2016 dará un respiro al sistema Interconectado Central (SIC), el mayor del país.
Las proyecciones realizadas por el CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, apuntan a que este será el año que tendrá los costos de energía más bajos de la última década, llegando a niveles promedio por debajo de los US$ 40 por MWh.
En su último informe, donde define el programa de operación del sistema para los próximos doce meses, el organismo estimó que el costo marginal entre Atacama y Chiloé promediaría US$ 37,5 por MWh entre enero y diciembre en caso de que sea un año con una hidrología media, una baja de casi 58% respecto de 2015.
Esto mejorará si el año es lluvioso, llegando hasta los US$ 32 por MWh, y no empeoraría demasiado si fuera seco, elevándose a US$ 52 por MWh, como promedio.
De hecho, según la proyección, el punto máximo de los costos se retrasará unos meses, hacia agosto.
En enero, los números ya muestran la tendencia, y el costo de la energía anotó una baja de 57% respecto del mismo mes de 2015, ubicándose en US$ 49 por MW, frente a los US$ 114 del mismo mes de 2015. En los tres años anteriores, el indicador rondaba los US$ 150 por MWh.
Según explica Ramón Galaz, de Valgesta, las proyecciones del organismo que coordina la operación de las eléctricas hacen una estimación en base a parámetros de seguridad de suministro del sistema y operación económica, y actúan como una referencia. Sostiene que la baja en los costos muestra que el sistema estaría volviendo a “adaptarse”, tanto a las condiciones de oferta como de demanda.
“Este sistema está mejor adaptado hoy que lo que estuvo hace uno o dos años, y en esto influyen varios componentes, como una mayor disponibilidad de agua para generación, la entrada de nueva capacidad eficiente, la baja en los costos de los combustibles fósiles -donde el gas natural ha tenido el mayor efecto positivo- y también la entrada creciente de centrales en base a Energía Renovable No Convencional (ERNC)”, dijo.
Según un artículo del blog especializado Breves de Energía -uno de cuyos editores es el economista Alexander Galetovic- el costo variable de las centrales térmicas, esto es, lo que cuesta producir energía por unidad de combustible, ha caído en hasta 50% producto de la baja del petróleo.
A nivel de clientes regulados (hogares, comercios y pymes), el efecto de la baja sería casi nulo, dice Galaz, pues estos consumidores cuentan con contratos de largo plazo con precios fijados que aislan este componente. Las ventajas estarían principalmente en el segmento de los clientes libres, grandes consumidores, que compren energía en el mercado spot o tengan contratos que estén indexados al costo marginal, dice.
Más hidroelectricidad
Las centrales hidroeléctricas, tanto de embalse como de pasada, tomarían un rol más relevante este año, dependiendo de que se cumplan las estimaciones que auguran un año más lluvioso.
Si las precipitaciones son las de un año normal, esta tecnología aportaría el 57% de la producción total. En 2015 el aporte fue cercano al 43%.
Además, durante la actual temporada de deshielos, los principales embalses utilizados para generación también mejoraron los niveles de acumulación de agua.
Según la Dirección General de Aguas (DGA), en el caso del embalse Rapel, su volumen se encuentra en el promedio histórico, mientras que Colbún está 16% por sobre el registro del año pasado; la laguna Maule ha incrementado 35% su nivel de acumulación respecto de enero de 2015 y el lago Laja ha subido 10%.
“A nivel nacional, los embalses mantienen un déficit importante con respecto a sus promedios, aunque, comparados con enero de 2015, se tiene, globalmente, un superávit del 20%”, señaló la DGA.
Asimismo, la energía contenida en los embalses está en su mayor nivel desde 2009, y podría hasta duplicarse este año.
[Embalses registran superávit de 20% en enero]
febrero 9, 2016 | Industria
(La Tercera) Uno de los pocos sectores productivos que ha logrado sortear la desaceleración de la economía local es el energético, el cual ha demostrado dinamismo en medio de un contexto deprimido. Así, al menos, lo avalan diversas cifras.
Según datos del Ministerio de Energía, a enero de 2016, había 56 proyectos en construcción, los que implicaban una capacidad de 4.032 megawatts (MW) y una inversión cercana a los US$ 11.200 millones. Esta cifra significa el doble respecto de las 28 iniciativas que estaban en construcción a marzo de 2014, las que proyectaban una capacidad de 1.949 MW y una inversión de US$ 5.900 millones.
Las últimas licitaciones de suministro, dicen expertos, son el principal factor que explica este incremento. Pero también ha incidido en este proceso que esas iniciativas han sorteado sus respectivos procesos administrativos y judiciales. “Esto refleja que las empresas están haciendo una mejor gestión social”, dice el ministro de Energía, Máximo Pacheco.
Inversiones en generación
“El volumen de proyectos tiene que ver con un cierto retardo que estábamos teniendo en la inversión en generación eléctrica (…) Ahora se han dado mayores facilidades para el ingreso de nuevos inversionistas, a través de facilitar su participación en las licitaciones de suministro”, afirma Hugh Rudnick, académico de la Pontificia Universidad Católica (PUC).
Esta idea es compartida por Ramón Galaz, director de la consultora Valgesta. “El hecho de que se cambiara la ley de licitaciones generó una serie de oportunidades de mercado que pudieron aprovechar muchos desarrolladores que estaban ya con sus proyectos caminando, pero que al existir estos procesos de licitación, apuró esos procesos”, asevera. “El hecho que se licitaran grandes volúmenes de energía a fines de 2014 y 2015, y ahora en abril, que eventualmente podría ser postergada, generó un mercado específico donde pudieron entrar muchos más actores de los que entraban antes, porque las condiciones son mejores”, agrega.
Del total de los proyectos en construcción, cerca de 42% corresponde a Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), dice que “uno de los principales factores que explican el crecimiento de las ERNC son las licitaciones de suministro para distribuidoras, especialmente, la inclusión de bloques horarios en ellas. De esa manera, los proyectos eólicos y solares pueden competir en condiciones de riesgo razonables, en relación con la generación convencional”.
Desde la Asociación de Generadoras tienen una mirada distinta. Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de la entidad, sostiene que “el escenario previsto en marzo 2014 sin duda es distinto al previsto hoy, en enero 2016. Muchas cosas han cambiado, desde las perspectivas de demanda por energía eléctrica, hasta las de los precios de los combustibles y de las tecnologías de generación”.
Además, añade, “en este período ha habido un mayor rol del Estado en temas de energía, siendo el promotor de un número importante de reformas y de la participación de nuevas empresas en el sector, lo cual es un factor importante para los inversionistas”.
Las cinco principales centrales por tamaño representan 2.105 MW: Alto Maipo (531 MW), Kelar (517 MW), Cochrane (472 MW), Infraestructura Energética Mejillones U1 (375 MW) y Planta de Concentración Solar Cerro Dominador (210 MW).
El factor no convencional
Al desglosar los 4.032 MW de capacidad que representan los 56 proyectos en construcción, la fuente que predomina, por sí sola, es la térmica (1.364 MW), seguida de la solar (1.168 MW), la hidroelectricidad (964 MW), la eólica (488 MW) y otros ERNC (49 MW).
En este sentido, un factor que ha sido clave para el aumento de los proyectos en construcción es el desarrollo que han tenido las ERNC. En marzo de 2014, de los 28 proyectos en construcción, los ERNC constituían una capacidad de 664 MW, es decir, el 34,07% del total. En tanto, a enero de este año, de las 56 iniciativas en construcción, las ERNC correspondían a 1.705 MW, 42,3% del total.
“Si se analiza la composición de la propiedad de los proyectos actualmente en construcción, puede verse que una gran proporción de sus dueños son empresas que hace dos o tres años no tenían centrales instaladas en Chile”, afirma Finat.
Agrega que “la aprobación a fines de 2013 del aumento de la meta de ERNC a 20% y luego las acertadas políticas aplicadas por el actual gobierno para aumentar la competencia en el sector de generación eléctrica, a lo que se suma la excelente calidad de los recursos renovables del país, han generado las condiciones para atraer una importante cantidad de empresas e inversionistas nuevos para desarrollar proyectos de ERNC en el país”.
Esta visión es complementada por Rudnick. “Hay un desarrollo muy notable en el país que ha sido el de las ERNC, que son de tamaños menores que las centrales eléctricas convencionales. El número de proyectos aumenta considerablemente porque estamos hablando en general de proyectos más pequeños. Eso explicaría el número de proyectos”, señala.
Solís, por su parte, estima que los cambios introducidos a los procesos de licitaciones “han permitido reducir particularmente los riesgos de mercado de las empresas generadoras con tecnología renovable de tipo solar y eólico, permitiéndoles suscribir contratos en estas licitaciones y así viabilizar la construcción de sus proyectos”.
De acuerdo con el Ministerio de Energía, en el primer mes del año, siete proyectos iniciaron su construcción, los cuales eran todos ERNC y equivalen 31 MW y US$ 74 millones.
El rol térmico
La energía en base a tecnología térmica es la que predomina, por sí sola, en las iniciativas en construcción (33,83% del total), lo que abre un debate sobre el rol que juega esta fuente energética en la matriz nacional.
“En Chile sigue siendo más económico generar con energía termoeléctrica cuando no hay energía hidroeléctrica. Sólo con generación ERNC no es suficiente para dar certeza de cumplimiento al consumo. Requerimos generación termoeléctrica”, sostiene Rudnick.
Si bien Galaz destaca que las licitaciones han permitido el ingreso de un gran número de proyectos ERNC, enfatiza que, “al mismo tiempo, el sistema necesita energía de base, que constituye la fuente térmica. Existían proyectos en distintos grados de desarrollo, pero que con todas estas modificaciones legales y las licitaciones permitieron que se concretaran”.
Sin embargo, Finat discrepa de ambos expertos. El director ejecutivo de Acera indica que “la construcción de capacidad de generación debiera hacerse de todas las tecnologías. Debiera haber una matriz que sea balanceada. Además, todos los proyectos térmicos que están en la lista del Ministerio son antiguos, pues obtuvieron sus aprobaciones ambientales hace bastante tiempo”.
[“Inversión en el sector eléctrico es 36% mayor a la inversión en minería”]
