marzo 10, 2020 | Industria
El Coordinador Eléctrico Nacional en los próximos meses iniciará los estudios para avanzar en el proyecto de la línea de transmisión HVDC (en corriente continua) Kimal-Lo Aguirre, que busca conectar la Región de Antofagasta con la Región Metropolitana, hacia 2031, el cual está considerado en los planes de expansión de la transmisión.
Así lo señaló el presidente del Consejo Directivo del organismo, Juan Carlos Olmedo, al inaugurar el Taller Técnico «Tecnología HVDC como habilitante de la descarbonización en Chile», organizado por el organismo coordinador, el cual contó con la presencia de Mojtaba Mohaddes, co-fundador y director de Operaciones de la empresa canadiense TransGrid Solutions, quien abordó la experiencia internacional en la implementación de esta tecnología, así como sus beneficios.
Estudio
Según Olmedo, «en los próximos meses, el Coordinador, junto con el apoyo de expertos internacionales, comenzará los estudios para avanzar en las próximas fases del proyecto (Kimal-Lo Aguirre), que contempla la realización del diseño conceptual, su impacto sistémico y requerimientos técnicos mínimos para el desarrollo de las especificaciones funcionales en el proceso de licitación.
El ejecutivo destacó que esta tecnología contribuirá al proceso de descarbonización, al permitir la conexión de proyectos de generación de energías renovables sin emisiones, lo que fue compartido por Motjaba Mohaddes, quien precisó que este tipo de proyectos tienen un menor costo «para ciertas aplicaciones».
El especialista dijo que la tecnología HVDC también implica menores costos, al usar una menor cantidad de terrenos para la instalación de las torres de transmisión, así como el hecho de que no se requieren series de compensadores para su implementación.
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Mohaddes planteó que para largas extensiones de líneas, esta tecnología tiene una mejor relación costo-efectiva, además de tener un mejor control de los flujos de potencia.
El taller fue cerrado por Jaime Peralta, miembro del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico, quien también mostró las principales características de la tecnología HVDC.
marzo 9, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) El 28 de febrero fue un día clave para la energética AES Gener, pues anunciaron que llevarían a cabo un aumento de capital de US$500 millones. De estos, US$335 millones serán capitalizados por su principal accionista, el grupo estadounidense AES Corp.
El anuncio se hizo notar en el mercado, con una caída de la acción de 15,4% el día del anuncio. Pese a ello, el gerente general de AES Gener, Ricardo Falú, confía en la operación y señala que esta es parte de la estrategia que tienen como compañía, que se basa en tres pilares: descarbonizar el suministro eléctrico de sus clientes, reducir la intensidad de CO2 de su portafolio y fortalecer su grado de inversión.
En este último punto, Aes Gener anunció una inversión de US$1.800 millones para incorporar 1.600 MW de energía solar y eólica. Falú explica que esperan que, con estos proyectos, el 51% de su portafolio y el 66% de su Ebitda sean renovables al 2024. “Vamos a fortalecer el grado de inversión con esta estrategia”, asegura.
¿Fue correcto haber anunciado el aumento de capital en este contexto?
-Hay que resaltar que AES Gener es un inversionista de largo plazo y que siempre ha estado presente y apoya los objetivos del país. En este proceso de descarbonización de la matriz, donde ya hemos firmado un volumen muy significativo de contratos de energías renovables, tenemos que avanzar con la incorporación de 1.600 MW en nuestro portafolio, para así cumplir con esos compromisos comerciales y con nuestro compromiso de acelerar el proceso de descarbonización. El momento tiene que ver con que este es un proceso que tiene un determinado tiempo.
¿Confían en que este aumento de capital será exitoso?
-Definitivamente. La estrategia de crecimiento de AES Gener es de gran creación de valor para sus accionistas y para el país. Están alineados los objetivos del país de descarbonizar su matriz, con el que tienen los clientes, que buscan ser más sustentables y competitivos. Esto está completamente asegurado a través de los contratos que hemos firmado, que nos permiten realizar estas inversiones con una enorme creación de valor para los accionistas. Y estamos convencidos de que esto se va a ver debidamente reflejado, en la medida que vayamos ejecutando esta estrategia, en el valor de nuestra acción. Esto es claramente una oportunidad tanto para los inversionistas existentes como para los nuevos que se quieran incorporar a nuestra compañía.
¿Evaluaron otras alternativas distintas al aumento de capital?
-El plan de financiamiento considera US$1.800 millones y hay varias fuentes de financiamiento: está el aumento de capital por US$500 millones, caja disponible de la operación de la compañía, por US$400 millones; una parte del primer híbrido verde que emitimos en 2019, por US$150 millones; y US$750 millones que van a venir de capital de terceros, a través de la incorporación de socios a nuestros proyectos.
¿Qué porcentaje de cada proyecto podría entregarse a un socio?
-Nuestra estrategia siempre ha incorporado a socios para llevarla a cabo. Lo importante es que las participaciones siempre serán minoritarias, AES Gener va a ser el operador y controlador de estos activos.
¿Qué le pareció la reacción del mercado?
-Totalmente normal y esperada para un anuncio de capital.
El día del anuncio, la acción de AES Gener cayó 15,4%. ¿Esperan que eso se revierta?
-Ha habido esa caída, pero a partir de entonces, se ha empezado a recuperar. La acción de AES Gener está completamente por debajo de lo que es el valor intrínseco de la compañía, para lo cual nosotros aprobamos un programa de recompra. Vemos un enorme valor en la transformación que estamos ejecutando y creemos que nuestra acción no refleja el valor intrínseco de la compañía. Por ende, estamos recomprando nuestra acción.
Estamos muy confiados de que la propuesta de valor que le estamos ofreciendo a los accionistas, que es entregar el mayor crecimiento junto con el mayor dividendo de la industria. Ese gran valor nosotros vemos que el mercado lo va a ir reconociendo en la medida que sigamos ejecutando la estrategia, como lo estamos haciendo a la fecha. Estamos convencidos del valor que tiene la transformación de AES Gener para sus accionistas.
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¿Cuáles son los pasos que vienen?
-Ya citamos la junta extraordinaria de accionistas para el 19 de marzo, donde vamos a someter el aumento de capital a aprobación. En caso de ser aprobado, que es lo que se espera -sobre todo ya con el apoyo del accionista mayoritario, que ha confirmado su participación con US$335 millones-, se ingresa a la Comisión para el Mercado Financiero (CMF). Acá hay un período que puede llevar una buena cantidad de semanas. Una vez que eso se apruebe, recién a partir de ahí empezamos la ejecución de la transacción, por lo cual los fondos se estarían recibiendo a mitad de año, que es cuando nosotros los vamos a necesitar para las inversiones que estamos realizando.
¿Cuál es la estrategia para disminuir el nivel de apalancamiento que tienen?
-Uno de los tres objetivos de esta transformación es fortalecer el grado de inversión a través de prepagos de deuda. En los últimos dos años, hemos pagado más de US$540 millones de deuda, pero no es solamente pagar deuda que, por supuesto, lo seguiremos haciendo, sino que incrementar el Ebitda y los ingresos de la compañía, lo cual, con todos los contratos que hemos firmado y los proyectos que estamos anunciando, vamos a tener para el 2024 US$400 millones más de Ebitda, que harán que el apalancamiento de la compañía llegue a 3,4 veces. Cuando partimos esta estrategia, en 2017, teníamos un apalancamiento de 4,1 veces.
Claramente, estamos comprometidos con mantener el grado de inversión, es parte fundamental de nuestra estrategia financiera y ese proceso de bajar el apalancamiento viene a través del crecimiento del negocio y también de los pagos de deuda.
El alto apalancamiento, ¿se debe principalmente a Alto Maipo?
-Claramente Alto Maipo, que tiene una deuda y que no ha terminado su construcción, va a tener un Ebitda cuando esté operativa. La deuda va incrementándose, porque se están desembolsando fondos, pero aún no hay Ebitda. En estos momentos, como estamos desembolsando fondos en Alto Maipo, el apalancamiento ha estado en niveles altos, pero en la medida que entre en operación, junto con los otros proyectos renovables que vienen, se sigue prepagando la deuda y se llega a un apalancamiento neto de 3,4 veces Ebitda. Ya con 3,4 estamos fortaleciendo nuestra estructura de capital (…). Ese es un nivel óptimo y un nivel al cual estamos conformes.
¿En cuánto tiempo Alto Maipo será rentable?
-Alto Maipo es un activo fundamental para Chile, un activo para toda la vida y que en este proceso de descarbonización va a jugar un rol fundamental, sin un riesgo de transmisión, lo que tiene un enorme valor.
¿Cómo ven el efecto que tenga la sequía para Alto Maipo?
-Una hidroeléctrica de estas características, que es para toda la vida, claramente puedes esperar que algunos años sean más secos y otros más húmedos, pero siempre cuando uno analiza estos proyectos, estas variables están consideradas.
No hay preocupación entonces…
-Los niveles de sequía que hemos experimentado en los últimos años claramente han generado cierta estrechez, pero tenemos nuestra operación existente ahí. Una parte muy importante del aporte de Alto Maipo viene de deshielo y ese nivel hídrico, si bien ha sido más bajo ciertos años, se mantiene dentro de las estimaciones iniciales. No nos preocupa ello.
marzo 5, 2020 | Industria
La Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) planteó la posibilidad de avanzar en métodos probabilísticos que premien el atributo de la flexibilidad en la operación del Sistema Eléctrico Nacional, en el marco de la discusión en torno a la flexibilidad dentro del sector eléctrico, donde este año el Ministerio de Energía dará a conocer la estrategia en esta materia.
Rafael Loyola, director ejecutivo de la asociación gremial, indica que este proceso está orientado a «establecer los principios regulatorios más aptos para la entrada eficiente y a gran escala de la energía intermitente, como la eólica y fotovoltaica, a la matriz energética nacional, proceso que incluyó un Comité Técnico, el cual efectuó, a finales de ese año, sus recomendaciones en la materia».
«Como Apemec hemos participado en la consulta pública de la Estrategia, haciendo presente los términos que nos parecen más sanos en materia de regulación de flexibilidad, de forma de mantener los incentivos correctos en materia de seguridad y eficiencia en el balance de las diversas tecnologías de generación en la matriz eléctrica, lo que se traduce ciertamente en beneficios para el consumidor final», explica el ejecutivo.
Es así como Loyola menciona las propuestas que ha realizado el gremio en materia de flexibilidad: «Creemos necesario establecer una confiabilidad preestablecida para el sistema, y en base a dicha confiabilidad, premiar a las centrales que otorgan primordialmente esa confiabilidad, esto es las centrales que otorgan inercia y las despachables».
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Explica que las centrales hidroeléctricas de pasada presentan atributos en flexibilidad y suficiencia, «dado que éstas aportan capacidad de inercia esencial para el sistema, a mínimo costo y con una tecnología limpia y de base, la cual actualmente carece de una señal de precios que permita llevar a cabo nuevas inversiones, lo que conlleva la amenaza de que a futuro, la energía base sea cada vez más dependiente de combustibles fósiles».
Por ello señala la necesidad de avanzar en métodos probabilísticos «que premien este atributo, revisándose la prorrata entre potencia firme inicial y demanda, la que no debiera ser uniforme para todas las centrales, ya que al menos se debería separar en centrales eficientes, e ineficientes, incorporando el mercado “day ahead” vinculante para lograr la correcta asignación de pagos de redespacho, e incorporando vía cambio de ley el que la asignación de los pagos de Servicios Complementarios sea al agente que causa el requerimiento de flexibilidad, el cual no necesariamente corresponde al cliente final».
A su juicio también se debe promover la neutralidad tecnológica «y permitir la creación de productos innovadores para lograr la flexibilidad que requiere el sistema para la entrada de las energías renovables variables».
«En materia de sana regulación, no debe perderse el principio básico según el cual los precios recibidos por los proveedores y pagados por los usuarios y consumidores por todos los productos comprados y vendidos en el mercado de energía y Servicios Complementarios deben reflejar el costo causado por el que origina el servicio y remunerara adecuadamente al proveedor que presta tal servicio, ya que las distorsiones atal principio generalmente reducen la confiabilidad de la red y aumentan el costo total de atender la demanda, perjudicando en definitiva al consumidor final», agrega el representante gremial.
marzo 5, 2020 | Industria
La necesidad de armonizar la normativa eléctrica con la ambiental, para avanzar en la flexibilidad en la operación del sistema eléctrico local, planteó el socio director de energiE, Daniel Salazar, precisando que en esta materia se puede revisar y ajustar los «criterios y condiciones de aplicación del Decreto Supremo N°13 y sus instrumentos para que converse con el nuevo escenario de la matriz eléctrica».
El DS 13 aborda la norma de emisión para las centrales termoeléctricas, por lo que -según Salazar- su alcance debe adecuarse a los nuevos requerimientos que se les exige a esta tecnología de generación eléctrica ante los cambios en la operación del sistema eléctrico local por el mayor ingreso de las energías renovables variables, solar y eólica.
«Esta normas de emisión data de 2011 y se aprobó tras dos años de discusión, por lo que los supuestos y proyecciones que se tuvieron a la vista en su promulgación distan notablemente de la realidad actual, en particular respecto del régimen de operación del parque termoeléctrico, lo cual se relaciona directamente con el concepto de flexibilidad, el cual para esta tipo de generación, se refiere a la capacidad de operar en distintos momentos y niveles de producción, según la cantidad de recursos renovables disponibles», sostiene el ejecutivo.
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A su juicio, el proceso de descarbonización, que supone el retiro gradual de unidades a carbón del sistema eléctrico, requerirá proyectar la forma en que se utilizará el parque generador a gas natural, «como fuente de flexibilidad que se debe aprovechar al máximo».
Por tal motivo, Salazar señala que las autoridades deben «aprovechar la oportunidad de armonizar la normativa eléctrica con la ambiental, revisando y ajustando los criterios y condiciones de aplicación del Decreto Supremo N°13», para no solamente cumplir con la meta de limitar las emisiones, sino que «para habilitar una mayor producción de energías limpias, que nos permita flexibilizar aún más nuestro sistema eléctrico nacional».
