noviembre 3, 2015 | Industria
Empresas Lipigas aumentó sus utilidades en 57,7% durante el tercer trimestre del presente año, debido a los mejores resultados operaciones en los mercados de Chile, Perú y Colombia, al tiempo que registró un Ebitda de $61.391 millones, lo que representó un crecimiento de 55,2%.
El margen bruto de la compañía -controlada por las familias Yaconi, Santa Cruz, Noguera, Vinagre y Ardizzoni- alcanzó los $127.849 millones, aumentando un 26,3%. En Chile este resultado se vio favorecido por el inicio de la importación de producto vía marítima. Como parte de su plan estratégico, en marzo de este año Empresas Lipigas comenzó a importar gas licuado (GLP) en forma directa a través del terminal marítimo en Quintero, con lo que amplió su matriz de aprovisionamiento y fortaleció su posición competitiva.
El volumen operado por el terminal a la fecha es de 157.000 toneladas de GLP. En Colombia y Perú, el margen bruto se incrementó por mayor volumen de ventas y mejores márgenes.
Lipigas distribuye gas licuado de petróleo, gas natural y gas natural licuado en sectores residenciales, industriales, inmobiliarios y de gas vehicular de Arica a Coyhaique. Desde 2010 está presente en el mercado de distribución de gas licuado de Colombia y desde 2013, en el de Perú.
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noviembre 3, 2015 | Industria
(Pulso) Este mes, Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), filial de E-CL, recibirá las ofertas de los interesados en adquirir el 50% de la empresa. “Estamos avanzando en la venta de TEN, en el que buscamos un socio para que tenga el 50% de la compañía. Esto está avanzando muy bien, los interesados nos han pedido más tiempo para la propuesta que van a entregar, la cual se realizará a mediados de noviembre”, indicó el director financiero de E-CL, Carlos Freitas.
La iniciativa comprende una línea de transmisión de doble circuito de 500 kV, con una extensión aproximada de 600 kilómetros, desde Mejillones, en la Región de Antofagasta, hasta el sector de Cardones, en Copiapó, Región de Atacama.
En cuanto a la inversión, esta alcanza US$781 millones. Si bien anteriormente se proyectaba un financiamiento con un 70% de deuda y 30% de equity -15% por parte de TEN y 15% del socio-, ahora estos porcentajes se modificarán a 80% y 20%, respectivamente.
Freitas explicó que esto se debe a que las propuestas entregadas por los bancos arrojaron una inclinación de las instituciones por otorgar un mayor financiamiento a una empresa nueva como es TEN y al interés de los mismos ante un contrato regulado de largo plazo. “En Chile, la línea de TEN es una oportunidad única para que la banca financie un contrato de largo plazo regulado a nivel país, visible, en momentos en que las mineras no están invirtiendo mucho y los bancos tiene que poner su capital a trabajar”, explicó.
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noviembre 2, 2015 | Industria y Negocios
(La Tercera) El último proceso de licitación de suministro eléctrico para clientes regulados (hogares y pymes), concluido la semana pasada, fue “histórico” en varios aspectos. O por lo menos, así lo afirma Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien enumera tres argumentos para justificarlo: una baja de 40% en el precio promedio respecto al proceso de 2013, un alto número de actores en competencia, y el importante rol que jugaron las generadoras de energía renovables no convencionales (ERNC).
Pero la reciente subasta de energía, proyecta Romero, también tendrá efectos a futuro en las grandes generadoras eléctricas, que en esta pasada sucumbieron ante las ofertas que hicieron las ERNC, compañías que se adjudicaron todos los bloques disponibles de la licitación al ofrecer a US$ 79,34 el MWh, en promedio.
“Indudablemente creemos que con esta presión competitiva, a la que se añade la participación de nuevos jugadores internacionales, los grandes actores convencionales estarán obligados a redefinir sus estrategias de precio”, dice Romero. “Por ello, deberán hacer apuestas más agresivas y competitivas para la próxima licitación de abril de 2016”, agrega.
¿La razón?
Cambiar la estrategia de precios a futuro, dice Romero, responde a una necesidad de mercado. “Es difícil para una compañía tradicional perder cuota de mercado”, explica. “Es difícil porque, además, van a comenzar a quedar con centrales que no estarán contratadas y, por lo tanto, se transforma en un problema para el desarrollo de su negocio”, agrega.
De hecho, ejemplifica que el cambio de estrategia se viene dando en el caso de Endesa Chile. En la licitación de 2013, ofertó un precio de US$ 130 MWh, en la de diciembre de 2014 cerca de US$ 120 MWh, mientras que en la de este año fue de US$ 81,9 MWh.
Una visión similar, aunque con matices, entrega Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). “La señal está clara. Para poder competir en estas licitaciones hay que ir a precios reales, y no a lo que estábamos acostumbrados anteriormente con el acuerdo de competencia, que era prácticamente definir cuál era el precio más alto que se podía cobrar”, sostiene.
Sin embargo, para Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras -que agrupa a los actores tradicionales- este es un tema particular de cada firma. “La industria de la generación tiene un alto grado de competencia y muchos actores, por lo tanto, cada empresa analiza su estrategia y define su oferta en cada proceso de licitación”, dice Seebach.
Dudas para 2016
Con todo, parte de la industria pone en duda que los precio de la última licitación puedan mantenerse. Esto, dado que la pasada licitación responde al 3% de la demanda nacional de energía, mientras que la de 2016 será en torno al 33%.
Romero, en todo caso cree que sí se puede, pues la subasta del próximo año es para inyectar energía en 2021, por lo que hay espacio para construir nuevos proyectos.
Finat, en tanto, indica que la mayor parte de los actores han aprendido cuál es el rango de precios en que se están moviendo las licitaciones y, probablemente, la competencia en 2016 será más dura. Sin embargo, estima que “al ser una mayor cantidad de energía la que se subastará, se podría esperar que haya un rango más disperso de precios que se adjudiquen parte de lo licitado”.
Seebach, por su parte, dice esperar que “en el próximo proceso de licitación las ofertas sean igualmente variadas en cuanto a proyectos de generación que procuren un suministro seguro, de calidad y a precios convenientes”.
noviembre 2, 2015 | Industria y Negocios
(El Mercurio) Como un gran riesgo ven una serie de actores del mercado energético la adjudicación de bloques de suministro eléctrico a proyectos que aún no cuentan con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA). Esto, porque las iniciativas podrían no entrar al sistema en los plazos fijados, y de ser así, probablemente las empresas más grandes deberían suministrar los contratos.
Marcelo Tokman, gerente general de Enap, dijo la semana pasada que el regulador debe buscar mecanismos para asegurar que las propuestas de las energías renovables tengan un respaldo real, y agregó: «Esa es una preocupación que hay que tener no solo en el caso de las renovables, sino también cuando se presentan proyectos que todavía no tienen aprobación ambiental. La autoridad tiene que saber bien cuáles son los niveles de garantía que existen y cuáles son las condiciones».
Asimismo, Sergio del Campo, gerente general de Aela Energía -la empresa que se adjudicó el 65% de las últimas licitaciones-, comentó que su posición como compañía es «no ofertar en las licitaciones sin tener los proyectos con RCA aprobada, porque significa un riesgo que nuestros accionistas no están dispuestos a correr».
En el último proceso solo hay dos proyectos con sus evaluaciones en tramitación, pero un caso emblemático en el concurso de 2014 es El Campesino, iniciativa de 640 MW en la Región de Biobío y propiedad de Biobiogenera y EDF. Este operador, junto a GDF Suez, se adjudicaron los volúmenes más grandes de energía en 2014. Pero El Campesino aún no contaba con RCA, y todavía hoy está siendo evaluado. La obligación de abastecimiento comienza el 1 de enero de 2019, pero hasta la fecha el proyecto ha enfrentado una serie de cuestionamientos.
Este gobierno aprobó una ley de licitaciones que elevó la competencia: en el último proceso los precios ofertados fueron un 40% más bajos que en 2013. Nunca se ha exigido en las licitaciones que los proyectos cuenten con RCA; y es más, antes de la ley solo podían participar en estos procesos las generadoras que ya inyectaran al sistema, aseguran desde el Ministerio de Energía.
Esta nueva ley contempla un mecanismo que es valorado por los oferentes: en aquellos casos en que el generador se atrase por causas no imputables, como es la judicialización de proyectos, existe una instancia para aplazar el inicio de inyección de energía al sistema, o incluso puede darse la posibilidad de poner término al contrato. En ese caso -explica el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero-, la ley resuelve que se suministra la energía con los excedentes de los contratos, y si no hay, se hace un llamado a licitación de corto plazo. Si no se alcanza a cubrir, se prorratea entre los generadores.
¿Nuevo Campanario?
El principal riesgo que ven en el sector es que ocurra un caso como Campanario. Esa compañía se declaró en quiebra en 2011, y se decidió que los compromisos de entrega de energía de la firma debían ser asumidos por los generadores del SIC, lo que les provocó pérdidas a varias empresas. «Esa señal es mala para el mercado, porque es un riesgo que no tienes por qué asumir», recalca un actor renovable del sector.
noviembre 2, 2015 | Industria y Negocios
(América Economía) El mayor sindicato petrolero de Brasil inició el domingo una huelga indefinida, en protesta contra las intenciones del Gobierno de realizar desinversiones en la estatal Petrobras, que lidia con un escándalo por corrupción y el desplome en los precios del crudo.
La Federación Única de los Petroleros (FUP), que representa a los trabajadores de las plataformas, refinería y otros sectores, inició la paralización de las actividades a las 1700 GMT, uniéndose a sindicatos menores que ya estaban en huelga.
Petrobras dijo en un comunicado que ni la producción petrolera ni el refino se verán afectados por la medida. La empresa señaló también que está dispuesta a tener reuniones con las organizaciones sindicales.
Un comunicado publicado en el sitio web de la FUP sostuvo que la decisión de adherirse al paro se tomó tras más de 100 días de negociaciones con la empresa.
Petrobras busca reducir el volumen de su deuda, que asciende a 120.000 millones de dólares y es la más alta entre las petroleras, y generar liquidez para inversión y revivir la confianza de los inversores tras un enorme escándalo por prácticas de corrupción.
En un comunicado emitido el viernes, que anunciaba la paralización, FUP dijo que quería que se detuviera la venta de activos, la reanudación del trabajo en las refinerías, que se mantengan las normas de contenido local y garantías de que Petrobras seguirá siendo el único operador en el área subsal en aguas profundas de Brasil.
