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$80 por MWh, resultante de una intensa competencia”, señala el director de Systep y académico de la Universidad Católica, Hugh Rudnick.
El experto añade otro elemento: el efecto en las tarifas. A su juicio, esto podría efectivemente ocurrir, pero recién a partir de 2021 pues será entonces cuando comiencen a suministrar los nuevos oferentes.
“Estas son licitaciones de un importante volumen de energía, pero con suministro desde 2021, así que las bajas de tarifas asociadas solo se verán entonces”, remarcó.
[Panorama financiero del sector energético]
febrero 12, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Pese a que la proyección de crecimiento para este año se mantiene baja y el deterioro de las expectativas no logra revertirse -de hecho la confianza de los consumidores que mide Gfk Adimark está en sus mínimos-, las empresas están pavimentando el terreno de las inversiones que harán en dos o tres años más.
De hecho, enero de 2016 se convirtió en el año con mayor monto de inversión de al menos los últimos seis ejercicios, con un alza de 20% en los proyectos de inversión en carpeta.
Un análisis de las iniciativas ingresadas al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), considerando tanto Estudios como Declaraciones de Impacto Ambiental (EIA y DIA, respectivamente)muestra que los proyectos ingresados entre el 1 y el 31 de enero de este año (sin considerar los desistidos) alcanzan los 78, con una inversión asociada de US$ 6.858 millones.
Esto se compara favorablemente con las 66 iniciativas por US$ 2.876 millones que figuraban en igual periodo de 2015 y mucho más de las 28 de 2014, por US$ 784 millones (ver gráfico).
Los expertos, junto con destacar el aumento de los proyectos, señalaron que las iniciativas ingresadas en el primer mes del año son principalmente ligadas a obras de Energías Renovables No Convencionales, como plantas eólicas o fotovoltaicas, además de proyectos inmobiliarios.
“El ambiente se ve favorecido para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales”, dice Rodrigo Benítez, ex subsecretario de Medio Ambiente.
Este tipo de proyectos han evidenciado un boom. Entre otros motivos, por el acceso que están teniendo en las licitaciones de suministro de energía para clientes regulados (residenciales y pequeñas empresas). De hecho, en la última licitación, tres parques solares ofrecieron a los distribuidores precios de US$ 65 a US$ 68 por MWh, mientras que la energía del carbón se ofrecía en US$ 85, según un informe de Deutsche Bank.
Dada esta apertura del mercado, se espera que sigan ingresando proyectos de este tipo a tramitación, gracias al impulso del gobierno y al desarrollo de nueva infraestructura de transmisión para llevar la energía generado a los grandes centros de consumo.
“El aumento de proyectos es una señal muy positiva para los inversionistas. Lo ideal sería que esto se extrapolara a otros sectores económicos”, agrega Benítez, dado que otros sectores económicos han tenido menos dinamismo.
Cambio de gobierno
El aumento del número de proyectos es -según varios expertos consultados- parte de la estrategia de las compañías para evitar someterse a un doble criterio de evaluación, pensando en el cambio de gobierno que habrá en 2018. Esto, principalmente para iniciativas que requieren un Estudio de Impacto Ambiental, donde la calificación demora en promedio 24 meses o más.
En el caso de una declaración de Impacto Ambiental, se estima que el plazo de evaluación está en promedio sobre los ocho meses.
Según explican abogados del ámbito medioambiental, las empresas han preferido adelantar las presentaciones de sus proyectos que requieren un EIA, para someterse a evaluación bajo un solo criterio y así evitar un proceso que podría ser más complejo.
Además, sus aprobaciones podrían coincidir con mejor desempeño de la economía.
La evaluación ambiental de proyectos, que se había convertido en uno de los principales predictores del ritmo de inversión, está volviendo a tomar el dinamismo de antes de 2014, año que se vio muy afectado por el inicio de la vigencia del nuevo reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, que establecía nuevas exigencias a los titulares de iniciativas. Pese a los cuestionamientos y dudas iniciales que levantó la normativa, ahora parecen haberse disipado entre los inversionistas.
[Comisión Asesora Presidencial revisó propuestas de modificación del SEIA]
febrero 11, 2016 | Industria
Reconocido por sus pares como una persona muy estudiosa y aplicada, Daniel Salazar, ya lleva seis años a cargo de la Dirección del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), organismo encargado de coordinar la operación del sistema eléctrico que abastece las Regiones de Arica y Parinacota, de Tarapacá y de Antofagasta.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el especialista −quien también fue jefe del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía (CNE)− detalla sus proyecciones para este año, además de resaltar los resultados obtenidos en el “Estudio de Transmisión para la inserción ERNC: Escenarios 2018 y 2021”, el cuarto en su tipo y que, a diferencia de los anteriores que tuvieron énfasis en el análisis temporal del sistema, tuvo el foco en el aspecto espacial.
¿Cuáles fueron las principales consideraciones del estudio?
El estudio, realizado internamente por un grupo de especialistas del CDEC, analiza en detalle el comportamiento del sistema de transmisión del SING, ante una penetración de ERNC variable (eólica y solar fotovoltaica) de un 15% y un 19% a 2018 y 2021, respectivamente, considerando las centrales en operación y las declaradas en construcción, con el fin de detectar en forma temprana eventuales restricciones y capacidades de transmisión disponibles para una alta inserción (segura y económica).
¿Por qué se analizaron esos años?
El estudio observa dos momentos, en 2018 (año que nace la interconexión) y 2021 (cuando se tiene la infraestructura definitiva). No hay que olvidar que la integración de los sistemas eléctricos parte con la conexión de la línea de TEN e Interchile pero después se agregan obras complementarias.
Tras los resultados obtenidos en este estudio de localización, ¿qué recomendación le daría a los desarrolladores y grandes clientes?
Es muy importante que los proyectos busquen mejores localizaciones. Hoy la mayoría de los promotores están buscando puntos cercanos al sistema de transmisión troncal ya que se cree que al estar cerca los costos de transmisión van a ser menores y no existe riesgo de congestión. Si bien es cierto que la búsqueda de esos puntos facilita la conexión de proyectos, por la realidad del Norte Grande (con grandes consumos y clientes), se obtienen más beneficios y se puede insertar más energía renovable si los proyectos se localizan cerca de la demanda.
Proyecciones 2016
¿Cuáles son las estimaciones del CDEC SING para este año en cuanto a inyección de energía y demanda?
Este año se incorporarán más de 1.500 MW, considerando proyectos que están en construcción y que verán la luz en los próximos meses. De estos, del orden de 1.000 MW son termoeléctricos (entre AES Gener, con su proyecto Cochrane y BHP con Kelar). El desarrollo solar, en tanto, está pronosticado para 500 MW.
En cuanto a la demanda, 2015 cerró con un incremento de 6,2% y esto se debió a los proyectos en expansión mineros que venían en desarrollo. La condición cambia en 2016 y las proyecciones deberían ser bastante más bajas. Estimamos en 1 o 2 puntos porcentuales de crecimiento.
Y en este panorama, ¿cómo deberían estar los costos marginales?
Tendremos un leve crecimiento de la demanda con una oferta de energía aumentada, esto provocará que los precios de corto plazo y los costos medios de operación bajen. A esto se suma el descenso de los precios del petróleo y el carbón, lo que nos dará un escenario con excedentes de energía a bajo costo.
¿Esto ayudará entonces a concretar la exportación de excedentes de energía a Argentina?
Hasta ahora no se ha podido concretar la venta de energía al país vecino netamente por una razón económica: porque los excedentes que hoy tiene el sistema son de generación en diésel y esta tiene un costo alto en términos relativos. Esta situación puede cambiar en el invierno cuando los excedentes sean de energía térmica eficiente o solar.
¿Cuáles serán las principales preocupaciones del CDEC SING durante este año?
Queremos mantener y mejorar lo que hemos hecho en el último año, en el que se redujo en un 30% la energía no suministrada, con menores cortes y menos afectación a clientes.
Otro eje que queremos impulsar son las auditorías, hasta la fecha hemos hecho tres relevantes y tenemos un plan bastante más ambicioso.
El proceso de integración será relevante también. Hay una agenda compartida con el CDEC SIC y seguiremos trabajando en ella.
Recuadro
Conclusiones del estudio
Las principales inferencias del “Estudio Transmisión para la inserción ERNC: Escenarios 2018 y 2021” son las siguientes:
- En cuanto a localización, los puntos de “demanda” presentan beneficios en relación a los puntos “tradicionales”. Ello se manifiesta tanto en materia de seguridad para el sistema (al no producirse congestiones ni vertimientos) y un mayor aprovechamiento del recurso ERNC.
- En un escenario de exportación hacia el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 820 MW, Domeyko con 730 MW, Chuquicamata con 520 MW y Sierra Gorda con 395 MW.
- En un escenario de importación desde el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 730 MW, Domeyko con 620 MW, Sierra Gorda con 410 MW y Esperanza con 305 MW.
febrero 9, 2016 | Industria
Tras dos años de construcción, Eléctrica Carén, una empresa de Latin America Power (LAP), puso en marcha la central de pasada Carilafquén-Malalcahuello (CMA) y conectó la unidad generadora, de 29 MW, al Sistema Interconectado Central (SIC) en la subestación Pitrufquén, ubicada en la comuna del mismo nombre.
Este proyecto utiliza las aguas de los ríos Carilafquén y Malalcahuello para lograr una capacidad instalada de generación de 29 MW, lo que equivale a la potencia necesaria para satisfacer la demanda de una ciudad de 290.000 habitantes, similar a toda la comuna de Temuco.
En este proceso se desviará parte del caudal natural de ambos afluentes mediante tuberías principalmente subterráneas, las que tendrán una longitud de 2,6 kilómetros en el caso del Carilafquén y de 3,2 kilómetros en el de Malalcahuello, para luego ser restituidos a los respectivos ríos.
“El diseño de este proyecto se hace cargo de las características del lugar en el que se emplaza. Cada decisión de ingeniería tuvo como finalidad lograr la mayor eficiencia con la menor alteración del entorno posible”, aseguró Giovanni Vinciprova, superintendente de Sustentabilidad de Latin America Power (LAP).
Según el ejecutivo, es posible realizar proyectos de esta envergadura en La Araucanía mientras se consideren las características del entorno. “Ejecutar iniciativas de inversión en esta región es posible, pero se requiere que los proyectos se hagan cargo de las singularidades de esta zona, tanto ambientales como culturales y sociales. Con un buen diseño, trabajo coordinado y transparente con los vecinos y las autoridades es factible llevar adelante iniciativas importantes para el país y la región”, aseguró.
La energía generada en la Central de Pasada Carilafquén-Malalcahuello será conectada al Sistema Interconectado Central (SIC) a través de una línea de transmisión de 110 kV, que tiene una extensión cercana a los 100 km y se caracteriza por su similitud a las líneas de distribución doméstica o residencial ya existentes en la zona, al estar soportada en postes de hormigón.
De acuerdo al desarrollador del proyecto, «sólo se utilizaron torres metálicas de mayor tamaño en los cruces de cauces naturales y la Ruta 5, lo que permitió no alterar sustancialmente las condiciones paisajísticas del entorno, permitiendo la convivencia entre este proyecto y actividades turísticas o productivas en el sector».
[Dos proyectos energéticos chilenos entre los finalistas a premio del BID]
febrero 9, 2016 | Industria
Un panorama con mayores dificultades se espera para este año en el desarrollo de futuros proyectos energéticos, de acuerdo a las estimaciones entregadas por analistas del mercado financiero y actores del sector eléctrico a Revista ELECTRICIDAD, debido a los cambios producidos en los últimos dos años, aunque aclaran que la industria seguirá gozando del dinamismo registrado en 2015.
Y es que, según los especialistas, el sector vendrá con el impulso del año pasado en materia de inversiones, en generación y transmisión, destacando la inyección de competitividad en el mercado local con el ingreso de nuevos desarrolladores, lo que ha producido una baja en los precios de la energía, como quedó demostrado en la licitación de suministro de 2015, en que se alcanzó un precio promedio de US$79 por MWh.
Este hecho fue destacado por el ministro de Energía, Máximo Pacheco, durante la cena anual de las ERNC, organizada por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), donde aseguró que uno de los cambios producidos con las licitaciones es que “la banca ya no está tan interesada en financiar contratos en el mercado spot, sino que está privilegiando acompañar a las centrales que cuentan con contratos a largo plazo”.
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, explica a Revista ELECTRICIDAD este fenómeno: “Al haber precios más bajos, hay una mayor disposición a contratar en el largo plazo. Cuando los precios anteriormente estaban altos, las empresas preferían pasar ese período con contratos de corto plazo. En el actual panorama el mercado reasume una nueva racionalidad económica de competencia si actúan estos efectos de manera positiva, existiendo más confianza por pagar precios que se consideran correctos y se contrata a más largo plazo”.
De acuerdo al ejecutivo de Acera, las miradas de los desarrolladores ERNC están apuntando al mercado de contratos, aunque advierte que en este nicho “hay un movimiento sumamente lento de parte de los clientes en entender las ventajas de la energía renovable, desde el punto de vista de los costos y determinar formas de contratar esta energía”.
A juicio de Finat, la positiva experiencia registrada en las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados debería “tener un efecto importante por el lado de la competencia, especialmente en la expectativa de los clientes libres para tener contratos con mejores precios y de varios proveedores de energía renovable”.
[Bancos y empresas prevén fusiones y adquisiciones en ERNC]
Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, este año “se ve de muchos desafíos, pues el acceso a financiamiento se está poniendo más complicado, debido a las condiciones externas e internas del mercado, por lo que las entidades financieras se están resguardando con el objeto de entregar sus servicios que generen los menores riesgos posibles y ello se traduce en mayores requisitos que le piden a los proyectos para optar al financiamiento, como en tener al menos un contrato PPA, de compra-venta de energía”.
En opinión del gerente general de Valgesta, el menor nivel de precios de la energía eléctrica en los costos marginales y en los precios promedio de las licitaciones de suministro para clientes regulados “se traduce en que los proyectos que se están desarrollando tienen una opción de venta de energía bastante menor, por lo que los bancos dicen que este es un tema a revisar”.
Galaz sostiene que otro factor que dificulta las condiciones de financiamiento en el sector energético son los descalces de precios que se generan en algunos sectores del sistema eléctrico con alta penetración de energía renovable, como en la zona norte del SIC, “pues producen una baja en los costos marginales que aumenta el riesgo de proyectos de generación”.
Tanto Finat como Galaz coinciden en que el financiamiento de proyectos de generación por parte de organismos multilaterales aún estará presente en el mercado local, especialmente en escenarios de mayor dificultad que exigen tener iniciativas que sean respaldadas con contratos PPA.
Fernando Soto, economista senior de BBVA Research, indica que la disminución de los costos marginales para los contratos libres y la estabilización en el alza de precios en los contratos regulados han provocado que “en términos generales la economía esté recuperando competitividad por el lado de la energía”.
Eso sí, el analista pone la luz de alerta por el lado del consumo energético, pues afirma a este medio que la expansión de la generación eléctrica que se está manifestando con el ingreso de proyectos debe contemplar la desaceleración del consumo, particularmente en la minería.
“La desaceleración económica se ha manifestado en la evolución de la demanda energética, lo que tiene que ver con el efecto encadenado que genera la menor inversión y actividad en minería sobre el sector de energía y este proceso todavía se da en el margen, pero tomará fuerza más adelante”, precisa Fernando Soto.
Por su lado, Cristián Ashwell, analista del Banco de Créditos e Inversiones (BCI), indica a Revista ELECTRICIDAD que si bien el sector energético “mantendrá una cartera de proyectos superior al sector minero, no estimamos que se materialice el anuncio de nuevos proyectos significativos respecto de los ya conocidos por el mercado, esto debido al ciclo desfavorable de los precios de los commodities, en que no se vislumbra una reactivación en el sector minero en el corto y mediano plazo”.
Ramón Galaz comparte esta visión, señalando que las mayores dificultades para el financiamiento de nuevas obras de generación eléctrica “se verían hacia 2017 y 2018, porque la concreción de los proyectos va un poco más atrás que la etapa previa, que tiene que ver con el desarrollo de financiamiento e ingeniería”.
A su juicio, la menor demanda eléctrica se traduce “en menores precios, en menores flujos y eso dificulta el acceso al financiamiento, siendo parte de la explicación para esta situación”.
En esta línea, el último informe de previsión de demanda hecho por la Comisión Nacional de Energía (CNE) señala que para este año se prevé que el consumo de los clientes libres del SIC y SING llegue a 4,6%, explicado por el ingreso de nuevos clientes al sistema y por las expectativas económicas del país.
Respecto a las previsiones de consumo en el sector regulado, Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE, consigna a Revista ELECTRICIDAD que el crecimiento de demanda sería de 3,8% “explicado por la situación esperada de la economía nacional y los antecedentes que fueron proporcionados por las empresas distribuidoras en el primer trimestre de 2015”.
“Cabe señalar que para este último grupo de clientes, se revisará su previsión de consumos, considerando los nuevos antecedentes que disponga esta Comisión (CNE) dentro del proceso de elaboración del nuevo informe de licitaciones 2016”, asegura la autoridad.
De este modo, los resultados de la próxima licitación de suministro para clientes regulados, según Ramón Galaz, otorgarán un espacio para un eventual financiamiento de futuros proyecto: “la próxima licitación de suministro de las distribuidoras a finales de abril es un incentivo relevante, pues podría gatillarse otro grupo de proyectos que hoy no están en el mercado, toda vez que las empresas que se adjudiquen los bloques tendrían más facilidades para el financiamiento y eso genera un mayor desarrollo en el sector energético”.
Conclusiones
- El sector energético goza de dinamismo producto de las mayores inversiones en generación, las que aumentaron la competitividad, bajando los precios del sector, y provocando que los actores apunten al nicho de contratos de largo plazo en vez del mercado spot.
- Durante este año se espera que las condiciones de financiamiento sean más complejas, debido a los menores flujos esperados en los proyectos a causa de los menores precios, lo que lleva a la banca a tomar mayores resguardos y requerimiento de contratos PPA como respaldos.
- La luz de alerta está puesta en el menor consumo eléctrico proyectado para el sector minero, aunque la licitación de las distribuidoras de abril podrían abrir espacio para financiar futuros proyectos.
Recuadro
Lo que se espera de las empresas eléctricas en la bolsa de comercio
En lo que concierne al mercado accionario, los analistas prevén que el sector eléctrico sea uno de los que tengan “un mejor retorno durante 2016, justificando el favoritismo otorgado en nuestras recomendaciones”, afirma Cristián Ashwell, analista del BCI.
De acuerdo al especialista, “proyectos de importante envergadura, tal como IEM (Infraestructura Energética Mejillones) y TEN (interconexión SIC-SING), en conjunto con una favorable configuración en términos del financiamiento de la construcción de la línea de transmisión, transforman a E-CL como nuestra acción preferida para 2016, de la mano del importante crecimiento que otorgarán dichos proyectos a nivel de Ebitda”.
“Por otro lado, el inicio de operación comercial de Cochrane hacia mediados de 2016 y Alto Maipo hacia mediados de 2019 fortalecen los fundamentos de mediano/largo plazo de AES Gener. A su vez, el inicio del proceso de crecimiento inorgánico en Latinoamérica de Colbún, materializa un riesgo alcista sobre los títulos de la compañía”, sostiene Ashwell.
“Es por lo anterior, que el sector eléctrico es nuestro favorito, ya que cuenta con la capacidad de desmarcarse de los factores idiosincráticos que están afectando de manera negativa al mercado local, augurando un buen desempeño a nivel de resultados para el sector, tanto por los factores antes mencionados, como por precios de materias primas bajos que favorecen una mayor eficiencia a nivel de márgenes operacionales”, agrega.
[Baja en demanda eléctrica estaría relacionada a menor crecimiento]
