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Mineras privadas apuntan al autoabastecimiento energético

(Pulso) En agosto del año pasado fue la última inauguración de Antofagasta Minerals. Esta vez no fue una mina ni un depósito de relaves: se trató del parque eólico El Arrayán, ubicado en la costa de la Región de Coquimbo y que permitirá abastecer a la mina Los Pelambres que pertenece al grupo.

[El futuro de Codelco, energía para la minería y nuevos proyectos: Los temas que marcaron 2014]

Este proyecto forma parte de la nueva estrategia energética del grupo, decisión forzada por la imposibilidad de conseguir contratos a precios atractivos. “La oferta del mercado está bastante complicada estos años, donde hemos tenido períodos bien secos y la oferta de energía hidroeléctrica ha estado muy reducida y, por lo tanto, la energía a carbón está prácticamente toda contratada y hay que buscar alternativas innovadoras de suministro”, explicó, en entrevista con PULSO, el gerente de Energía de AMSA, Nicolás Caussade, en agosto del año pasado.

Otras mineras van por el mismo camino. BHP Billiton colocó en el mismo mes de agosto del año pasado la primera piedra de la central a gas Kelar, que será construida y operada por un consorcio coreano. Collahuasi también llamó a una licitación para conseguir abastecimiento en base a ERNC.

Nace ArconSunmark: Cambio en el mercado mundial de plantas solares térmicas

Nace ArconSunmark: Cambio en el mercado mundial de plantas solares térmicas

La empresa VKR Holding, propietaria de Arcon Solar, anunció la adquisición deSunmark Solutions, con lo que surge un nuevo actor en el mercado internacional de construcción de paneles: Arcon–Sunmark.

«Estimamos que las dos empresas se complementan perfectamente, tanto en cuanto a sus competencias particulares, como en su producción y su enfoque comercial. Ambas tienen competencias únicas y muchos años de experiencia en el desarrollo y el establecimiento de plantas solares térmicas a gran escala. Por lo tanto, tenemos grandes expectativas a lo que Arcon-­‐Sunmark podrá alcanzar,» dice Torben Sørensen, director con responsabilidad en energía solar térmica para el grupo VKR Holding y presidente del Consejo de Administración de ArconSunmark.

En cuanto a la estructura directiva, Søren Elisiussen, actual director gerente de Arcon Solar, será director gerente de ArconSunmark, mientras que Hans Grydehøj, fundador y hasta hoy propietario de Sunmark Solutions será director de ventas internacionales con especial responsabilidad en soluciones para procesos industriales. La casa matriz seguirá en Skørping, pero se mantendrán las actividades y competencias en Marstal, donde actualmente, hay 10 empleados.

Proyectos a concretar

Durante los últimos años, Sunmark Solutions se ha enfocado en el mercado internacional de plantas solares térmicas para la producción de calor para procesos. El ejemplo más conocido es la planta solar más grande del mundo instalada en la División Gabriela Mistral de Codelco, con un área de 39.300 m2 y construida en 2013.

Los proyectos construidos por esta empresa en el mundo son Vojens Fjernvarme, Dinamarca (2015): 52.491 m2 , en construcción;Pampa Elvira Solar, Codelco División Gabriela Mistral, Chile (2013): 39.300 m2; Dronninglund Fjernvarme, Dinamarca (2014): 37.275 m2; Gram Fjernvarme, Dinamarca (2015): 34.763 m2; Marstal Fjernvarme, Dinamarca (2012): 33.360 m2; Akershus Energi, Noruega (2013): 12.810 m2, y Almere Sun Island, Holanda (2010): 7.500 m2.

Llaima Energía

Sunmark Solutions, que desarrolló y construyó junto con Energía Llaima la planta solar térmica Pampa Elvira en Codelco División Gabriela Mistral (DGM). «En Energía Llaima nos alegramos ahora de colaborar con VKR Holding para suministrar soluciones solares térmicas de calidad a nuestros socios, tales como Codelco DGM», afirmó Ian D. Nelson, gerente general Energía Llaima SpA.

[ERNC: cifran en US$31.000 millones costo de meta 20/25]

Sequía obliga a Endesa a arrendar central Nueva Renca a AES Gener

Sequía obliga a Endesa a arrendar central Nueva Renca a AES Gener

(Diario Financiero) La sequía que afecta a parte del país y que se arrastra durante los últimos cuatro años sigue impactando al sector eléctrico, obligando a las eléctricas a tomar medidas urgentes para afrontar la falta de agua, no solo para sus operaciones hidroeléctricas sino que también las térmicas.

La imposibilidad de obtener toda el agua que necesita para el proceso de enfriamiento del complejo San Isidro, que usa gas natural como combustible, empujó a Endesa Chile a recurrir a uno de sus competidores.

«Desde el 17 de julio de 2014 a la fecha, San Isidro está operando en ciclo abierto debido a la falta de agua para operar el ciclo a vapor. Como consecuencia, la generación de energía decrecerá este año en esta planta», dijo el gerente de Finanzas de Endesa, Fernando Gardeweg, hace unos días en el marco de una conferencia con analistas.

[Los cambios que generará la interconexión eléctrica]

Es así que a fines del año pasado, la filial del grupo Enersis le arrendó a AES Gener la central Nueva Renca, unidad que está ubicada en Santiago y permanecía inactiva porque la firma de capitales estadounidenses no cuenta con suministro de gas natural, pues buena parte de los excedentes del hidrocarburo que estaban disponibles en GNL Quintero, pertenecientes a Metrogas y ENAP, están contratados por Colbún.

Endesa Chile en cambio dispone de gas natural que recibe en el terminal de regasificación de GNL de Quintero, donde es socia y que originalmente estaba destinado al complejo de la Región de Valparaíso, que es el más grande de este tipo que la firma posee en el SIC con 732 MW.

En Endesa Chile precisan que por el momento el acuerdo es «de corto plazo» y beneficiaría a ambas generadoras, pues permite que AES Gener obtenga una renta por el uso de la infraestructura de la central y que ellos puedan utilizar el gas natural, ya que su contrato con el proveedor del GNL tiene cláusulas de pago a todo evento.

[Precio de la energía para grandes empresas alcanza histórico]

«Se trata de un acuerdo bilateral y de corto plazo. Este tipo de acuerdos se han realizado anteriormente y además benefician al sistema eléctrico en su conjunto, aprovechando de mejor manera el combustible importado. También beneficia a ambas generadoras dada una situación específica del mercado y no se puede considerar como un contrato estable a largo plazo», dijeron en la filial de Enersis, donde acotaron que éste será revisado hacia mediados de año, momento en que evaluarán la situación de abastecimiento hídrico de San Isidro.
Escasez compartida

Colbún también enfrenta la escasez de agua para abastecer al complejo Nehuenco, que también funciona con gas natural y está ubicado en las proximidades de San Isidro, en la comuna de Quillota, donde la autoridad declaró el estado de escasez hídrica. Allí, los pozos habilitados por ambas compañías para extraer el recurso no contarían con el volumen suficiente para abastecer totalmente sus requerimientos.

En la eléctrica del grupo Matte están analizando opciones para solucionar el tema, pues estiman que en un escenario de pleno despacho de esta unidad, que se daría en un escenario de hidrología seca, el agua que disponen no sería suficiente. Una de las alternativas preventivas es comprar agua en pozos de privados que están ubicados en la comuna de Lampa y trasladarla en camiones. Así al menos se lo comunicaron a la autoridad ambiental.

En el caso de San Isidro, Endesa traslada agua desde las regiones de Valparaíso y O’Higgins, en este segundo caso desde el embalse Rapel.

[Colbún, Gener y firmas ERNC miran open season para GNL Quintero]

Esta práctica, precisan en la generadora, implica un volumen bajo en relación con el contenido total del tranque, con lo cual en ningún caso esta extracción podría afectar la cota de este tranque.

Colbún vuelve a ser excedentaria tras cuatro años

La entrada en operaciones de la central hidroeléctrica Angostura, junto al incremento en los deshielos, llevaron a que Colbún volviera a tener una posición excedentaria en el mercado eléctrico, tras cuatro años afectada por los efectos de la sequía, que le obligaron a comprar en el mercado energía para cubrir sus contratos con clientes.

La generadora ligada al grupo Matte informó en el análisis razonado de sus resultados 2014, que entre enero y diciembre del año pasado, sus ventas netas de energía al SIC alcanzaron a 647 GWh, frente a las compras por 1.283 GWh registradas en el mismo periodo del 2013.

La generación hidroeléctrica de la empresa en 2014 subió 37% respecto del ejercicio previo, la producción térmica con diesel y carbón se mantuvo en línea y aquella con gas natural bajó 7%. En el cuarto trimestre, la producción en base a agua alcanzó a 2.019 GWh, su mayor nivel desde el tercer trimestre de 2008.

El año pasado, la eléctrica anotó utilidades por US$79,5 millones, frente a los US$ 62,9 millones de 2013.

En términos no operacionales al cuarto trimestre del año pasado Colbún presentó una pérdida de US$138,7 millones, versus US$26,1 millones negativos del mismo lapso de 2013. esto producto de la provisión por deterioro de la participación en la coligada HidroAysén por US$ 102,1 millones que realizó la firma.

Su Ebitda, en tanto, fue de US$ 536,6 millones, el más alto de la historia de la generadora.

Valter Moro: «Buscaremos proyectos que no sean imposibles»

(El Mercurio) Lleva solo tres meses como gerente general de Endesa Chile y a Valter Moro el jueves le tocó enfrentar una de las decisiones más potentes de la eléctrica. En su primera entrevista en el cargo explica la nueva estrategia de la compañía.

La firma controlada por el grupo Enel anunció la paralización de la central termoeléctrica de 740 MW Punta Alcalde, registrando como provisión por deterioro US$ 22 millones; lo que sumó a otros US$ 121 millones por el deterioro de su participación en HidroAysén, de 2.750 MW y que desarrollaba en partes casi iguales con Colbún.

Con esto, de los 4.500 MW que consideraba Endesa Chile en su cartera de proyectos, hoy solo quedan 1.010 MW, que corresponden específicamente a Los Cóndores, Neltume y el cierre del ciclo combinado Taltal.

[Endesa asume pérdida de US$121 millones por HidroAysén pero defenderá derechos de agua]

Moro asegura que se cerró una etapa. «El cambio lo siento como una oportunidad de crecimiento», dice. En 2014 llegó como CEO de Enel Francesco Starace, y desde entonces la firma ha tenido un vuelco total entre los que figura el control directo de Enel -y no a través de Endesa España- de la eléctrica chilena, lo que se tradujo en un profundo recambio de ejecutivos.

La firma ahora buscará hacer los proyectos de cara a la ciudadanía y al mercado, e intensificar el diálogo, dice Moro, quien es ingeniero mecánico y trabaja hace 18 años en el grupo italiano. Antes de asumir el cargo era director de La Spezia, una central termoeléctrica ubicada en las cercanías de Roma.

-Tras la decisión de detener el desarrollo de Punta Alcalde, sumado a lo ocurrido con Hidroaysén y los problemas que tienen parado a Bocamina; a Endesa no le quedan grandes proyectos en desarrollo. ¿Se están replanteando su estrategia de negocios en el país?

«Son los tres temas que estamos tratando de cerrar. Habrá una nueva estrategia tanto en Chile como en otros países, y parte del plan es que en cualquier tipo de generación, debemos gestionar de modo impecable tanto el tema medioambiental como de sustentabilidad, además de la relación con las comunidades. En marzo anunciaremos un plan de inversión, y por supuesto que va a considerar tecnologías que nos ayuden a dar rentabilidad a nuestro negocio».

-Francesco Starace ha dicho que no desarrollarán proyectos sin el apoyo de las comunidades, y estas al parecer no quieren termoeléctricas.

«Es lo primero, porque no podemos desarrollar un proyecto que la comunidad no quiere. No descartamos ningún tipo de tecnología, pero lo importante es que cualquier proyecto que desarrollemos lo hagamos con la mejor tecnología. Las termo e hidroeléctricas tienen tecnologías de primera línea y presentaremos un plan de estas características».

[Endesa suspende proyecto termoeléctrico Punta Alcalde]

-¿En qué fuentes se pondrá el foco?

«Estamos trabajando en cualquier tipo de tecnología. Hoy el proyecto hidroeléctrico Los Cóndores tiene un 10% de avance, y anunciaremos otros proyectos en los próximos meses, pero no descartamos ninguna tecnología. El objetivo es dar al país alternativas sustentables y contribuir a la seguridad del sistema, además de ayudar a bajar los precios de la energía en el futuro».

-Detuvieron Punta Alcalde por incertidumbre. ¿Cuáles específicamente?

En ese proyecto trabajamos muchos años. La tramitación ambiental fue muy larga y el proyecto se aprobó con medidas adicionales. Con todos los cambios se hacía necesaria una nueva Resolución de Calificación Ambiental (RCA), y además habían problemas en el entorno donde se encuentra la planta. Decidimos no avanzar con este proyecto porque no tenía las características que buscamos, esto es, que sea cercano a la comunidad, y que además cuente con certidumbre. Tras considerar todas las variables, concluimos que no vamos a seguir con ese tipo de proyectos».

-¿En qué medida incidió el fuerte aumento de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), al sistema que dan más incertidumbre a la regularidad para despachar la energía de centrales a carbón, como Punta Alcalde?

«Las renovables sin duda van a cambiar el contexto, pero es un cambio como cualquier otro, se puede gestionar. Esta no es la principal razón por la que detuvimos Punta Alcalde. Además el sistema eléctrico necesita generación diversificada, hay que tener un mix».

-¿Y por qué las convencionales no pueden desarrollarse de forma sustentable si existen tecnologías cada vez menos contaminantes?

«Sustentable en el sentido que el sistema siempre debe estar en equilibrio entre consumo y generación».

-¿Sacarán definitivamente Punta Alcalde de su cartera?

«Lo veremos. Una vez que se tomó la decisión es porque con el proyecto tal como estaba no se podía seguir. Estamos revisando la cartera entera y Punta Alcalde no es prioridad».

-¿Cómo le explican a los accionistas que mientras Colbún y AES Gener siguen apostando por el carbón, en Chile Endesa se esté quedando atrás?

«No estamos descartando ningún tipo de tecnología. No estamos abandonando esta fuente, pero tiene que ser sustentable, y en el mundo existen tecnologías para cumplir ese objetivo. Estamos revisando nuestra cartera de proyectos y buscaremos un mix equilibrado, eso es lo importante».

-¿Las renovables pesarán cada vez más en su cartera de proyectos?

«Eso es una realidad en todo el mundo. Tenemos un expediente muy fuerte a nivel mundial a través de Enel Green Power y en Chile también, y podemos contar con el expertise del grupo en este sentido. Queremos mejorar la eficiencia en nuestras plantas, mejorar la relación con las personas, hacer mejoras en términos medioambientales y desarrollar una alternativa de producción que sea lo más rentable posible».

«Chile y Latinoamérica es la parte del mundo donde vemos mayor crecimiento»

-¿Cómo evalúa el grupo a Chile respecto a los otros países donde están, considerando que sus dos proyectos más grandes fueron descartados?

«Hemos paralizado este proyecto porque no podíamos seguir con la incertidumbre que nos generaba, pero eso no significa que no vamos a hacer cosas. En Chile y Latinoamérica es la parte del mundo donde vemos mayor crecimiento. De hecho, tenemos inversiones consideradas que vamos a desarrollar en detalle los próximos meses. En el encuadre total del grupo Enel, Chile es un país muy importante».

-¿Qué monto de inversión considerará la nueva cartera de proyectos?

«Estamos en revisión y no puedo adelantar ni números ni nombres de los proyectos. El jueves se cerró una etapa, ahora miramos hacia adelante».

-¿Se enfocarán en proyectos de menor capacidad?

«Podría ser una medida para alcanzar mejor la sustentabilidad, pero que sea energía sustentable significa muchas cosas. Que tenga una menor capacidad no lo asegura, y además el tamaño de la planta depende de cuánto puede asumir la red eléctrica. Hay que mirar la capacidad de la red para suministrar».

-Son la empresa que más dificultades ha tenido en los últimos años para desarrollar proyectos. ¿A qué lo atribuye?

«Por eso estamos revisando la cartera. El tema es buscar proyectos que sean factibles, que no sean imposibles y que no tengan un tiempo infinito de aprobación. Cuando decimos sustentable también hablamos de rentabilidad, no queremos estar aquí otros 10 años sin saber si va a resultar o no. Lo que hemos hecho, muy importante en mi opinión, es dar transparencia al mercado: si el proyecto considera incertidumbres, no lo vamos a hacer. Más que una paralización o que no estemos haciendo nada, para adelante queremos enfrentar al mercado con claridad».

-En estas dificultades, ¿cuánto se lo atribuyen a la gestión y cuánto al tipo de tecnologías por las que han optado?

«Es un mix, porque cuando se desarrolla un proyecto hay que pensar muchas cosas, más allá de la parte técnica. Puede ser el mejor proyecto del mundo, pero si lo pones en un sitio que no es el correcto desde un punto de vista de las comunidades, no existe. Hay que tomar en cuenta todas esas consideraciones: la mejor tecnología, el lugar más idóneo, impecable desempeño ambiental, la relación con las comunidades. Vamos a poner plantas donde la gente va a estar cómoda con los proyectos, no queremos poner proyectos donde la gente no quiera tener proyectos. Ese sería un error desde el primer punto, por eso estamos revisando la cartera».

-¿Cómo evalúan la actuación del Gobierno en energía? ¿Falta impulsar con mayor fuerza la hidroelectricidad?

«En la Agenda de Energía hay muchos puntos que ayudan al desarrollo energético del país. Se impulsa el desarrollo de las renovables y plantea la reducción de los costos marginales, que se logra con convencionales (…). Con los recursos de Chile, es importante para la economía desarrollar la hidroelectricidad con centrales que sean realizables.

-¿Qué es una planta realizable según sus criterios?

«Significa que debe tener un tiempo de autorización que no sea infinito, ser aceptada por las comunidades y, en este sentido, el tamaño es muy importante. Puede que un proyecto muy grande no cumpla con esas características. Cerca del 50% de nuestra cartera es hidroeléctrica, Endesa ya está en esa visión».

-¿Entonces más que enfocarse en otras tecnologías, se enfocarán en desarrollar plantas de menor tamaño?

«Depende. El tamaño es importante pero no el factor prioritario. Además depende de dónde se coloca la planta, del sistema eléctrico, y también de otros factores. No hay una regla que diga por encima de esta capacidad, nada; y por abajo, todo».

Vamos a poner plantas donde la gente esté cómoda con los proyectos».Parte del plan es que en cualquier tipo de generación, debemos gestionar de modo impecable tanto el tema medioambiental como de sustentabilidad».Hemos paralizado este proyecto (Punta Alcalde) porque no podíamos seguir con la incertidumbre que nos generaba, pero eso no significa que no vamos a hacer cosas».Más que una paralización o que no estemos haciendo nada, para adelante queremos enfrentar al mercado con claridad». Beneficio a los accionistas bajó 5%

Un fuerte impacto tuvo la decisión de la eléctrica de provisionar montos tanto por el proyecto termoeléctrico ubicado en la Región de Atacama, Punta Alcalde, como por HidroAysén, ubicado en la XI Región.

El beneficio neto atribuible a los accionistas se redujo un 5% al cierre de 2014 y alcanzó los $334.557 millones. De no haber realizado las provisiones, el beneficio se hubiese incrementado un 16% el año pasado, según información de la empresa.

Para las eléctricas en general fue un buen año, y los ingresos de Endesa -una de las principales compañías del sector- aumentaron 21%. Lo anterior se explica por los mayores precios medios de venta de energía tanto en Chile, como en Colombia y Perú. El año pasado la firma controlada por el grupo italiano Enel, anunció inversiones por US$ 971 millones, lo que se explicó por la toma de control de Gas Atacama y el inicio de la construcción de la central hidroeléctrica Los Cóndores.

Pero Bocamina II opacó las buenas noticias que tuvo Endesa el año pasado. La central termoeléctrica de 370 MW ubicada en Coronel, está hace más de un año paralizada. «En Bocamina estamos trabajando mucho en las dos unidades, tanto en lo ambiental como en otros aspectos. Estamos proponiendo todas las mejoras para obtener las tramitaciones ambientales y que vuelva a funcionar ojalá durante el primer semestre», sostiene el gerente general, Valter Moro. El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) tiene considerada la vuelta de Bocamina al sistema a partir de junio.

El jueves la empresa informó una mayor inversión en el proyecto por US$ 125 millones por el acuerdo al que llegaron con las contratistas Tecnimont y SES. Lo anterior para que estos pusieran fin a una demanda arbitral por la ampliación de la central Bocamina.

La revancha de GDF Suez en Chile

(La Tercera) En diciembre del año pasado, días antes de que se conocieran los resultados de la última licitación de suministro eléctrico, llegó a Chile Isabelle Kocher, directora ejecutiva adjunta de GDF Suez. Su visita se enmarcaba en una gira de reconocimiento de las operaciones del grupo en Latinoamérica, dado que a mediados de este año reemplazará a Gérard Mestrallet, el actual presidente de GDF Suez.

En esa oportunidad, Kocher se reunió con el ministro de Energía, Máximo Pacheco. Quienes supieron de ese encuentro comentan que ahí, la alta ejecutiva le explicó al secretario de Estado que el grupo había tomado la decisión de apostar fuertemente por Chile y, es más, le indicó que el país se convertiría en la punta de lanza de los cambios que ella pretende introducir una vez que asuma la presidencia de la multinacional y que estaba pensando ampliar la presencia de la firma a los negocios de generación, transmisión e infraestructura gasífera.

[Gobierno anunciará interconexión con modificaciones a propuesta de Suez]

Días después de la visita de Isabe-lle Kocher, el grupo dio el primer zarpazo. El 12 de diciembre, GDF Suez se adjudicó un volumen de 5.040 GWh/año -por un plazo de 15 años- en la licitación de suministro eléctrico para empresas distribuidoras. Cuarenta días después, su filial local E-CL se anotó el segundo triunfo: que el gobierno apoyara su proyecto de construir una línea de transmisión para unir el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) y el Sistema Interconectado Central (SIC).

Tras el anuncio, la empresa ha permanecido en silencio, mientras los analistas adelantan un positivo panorama. Un informe del departamento de estudios del Security fechado el 30 de enero ratificaba su decisión de sobreponderar los títulos de E-CL. El viernes, las acciones de la compañía cerraron en $ 989,39, un 11,8% más que hace 30 días, cuando alcanzaban los $ 897. En sólo un mes, estos papeles se convirtieron en la estrella de la Bolsa chilena.

[Informe del ETT sugiere interconexión SIC-SING a través de línea de E-CL]

Atrás quedó Barrancones

La escena actual dista de lo que fue 2010 para la compañía. El 26 de agosto de ese año, a días de cumplir seis meses en La Moneda, Sebastián Piñera ponía la lápida a uno de los proyectos emblemáticos de GDF Suez: la termoeléctrica de Barrancones. Bastó una llamada del entonces presidente de la República al CEO de la multinacional en Europa para que todo se viniera abajo.

Barrancones no era un proyecto más para GDF Suez, era la apuesta que tenía para poner un pie en el Sistema Interconectado Central (SIC), ya que la central de 550 MW aproximadamente, que estaría emplazada en la localidad de Punta de Choros, permitiría a la compañía diversificar su presencia en el negocio eléctrico chileno.
Hasta ese minuto, GDF Suez tenía en desarrollo la central hidroeléctrica de pasada Laja, de 34,4 MW, y la Eólica Monte Redondo, de 48 MW, en el SIC. Todos sus otros proyectos estaban emplazados en el Sing y operados por E-CL.

E-CL se prepara

La caída de Barrancones fue un golpe duro que abrió muchas interrogantes en la firma. Habían estado durante 2009 y 2010 preparándose para enfrentar un escenario futuro de menor demanda en el Sing, dada la falta de nuevos proyectos en la minería. Este escenario había llevado a la compañía a reorganizarse para apostar a expandir sus tentáculos en el SIC. En 2009 partió con la fusión de Electroandina y Edelnor. En abril de 2010 nació E-CL (52,4% GDF Suez, 40% Codelco y 7,6% en Bolsa). Con los activos del norte consolidados bajo E-CL, estaban en condiciones de crecer.

Con la caída de Barrancones, lo primero que se gatilló fue la búsqueda de respuestas. La compañía después de tres años de intenso trabajo había logrado conseguir todos los permisos ambientales para Barrancones y no concebía que el propio presidente de la República los llamara para bajar el proyecto. Fuentes al tanto de las negociaciones comentan que eso generó un intenso trabajo para tratar de entender qué pasaba en Chile y por qué las alarmas no habían sonado antes en Europa.

Paralelamente, sin Barrancones, comenzó la búsqueda de una nueva alternativa para llegar al SIC. Fue en ese momento cuando el plan de construir una línea de transmisión que llevara la energía de norte a sur tomó fuerza, y más aún cuando en 2012 el proyecto energético Castilla, de Eike Batista, en la III Región, se cayó.
Ante ello, el grupo decidió seguir adelante con sus proyectos, a la espera de que se abriera una oportunidad para colocar su energía. Así se comenzó a trabajar en el proyecto Infraestructura Energética Mejillones (IEM), proyectado para 2018.

En 2013, GDF Suez tomó la decisión de reorganizar sus activos en Chile. ¿Cómo? E-CL pasó a convertirse en el vehículo inversor para el área de electricidad, aglutinando todas las centrales del grupo y el proyecto de la línea de transmisión entre Mejillones y Cardones, el cual adquirió a Suez Energy Andino.

El cambio también implicó la venta de su filial Distrinor a Solgas, para concentrar sus esfuerzos y capacidad financiera para seguir desarrollando su negocio eléctrico. En enero de 2014 pasaron de la intención a la acción con el inicio formal del proceso de construcción de la línea de interconexión.

El gran golpe

El golpe final vino en diciembre pasado, cuando se adjudicaron gran parte de los contratos de licitación de suministro eléctrico que abrió el gobierno.

Este paso permitirá a la filial de GDF Suez dar el puntapié inicial a una etapa intensa de crecimiento, ya que para poder cumplir con el suministro de energía comprometido tendrá que materializar inversiones cercanas a los US$ 1.700 millones, es decir, un monto similar a lo que hoy representa el valor de E-CL en la Bolsa de Santiago. Este monto incluye la línea de transmisión y los proyectos de generación Infraestructura Energética Mejillones (IEM), de 375 MW, iniciativa que incluye un puerto.

Axel Levêque, gerente general de E-CL, explicó en esa oportunidad la apuesta de la compañía. “Hoy, E-CL tiene ventas de energía por 9.000 GW/h y a partir del año 2018 comenzaremos a inyectar otros 5.040 GW/h al SIC. Para abastecer dicha energía utilizaremos un mix a base de carbón, gas natural y ERNC. En el futuro, nuestro portafolio de generación estará más enfocado en desarrollo de centrales a gas y energía renovable, sin descartar ninguna tecnología ni fuente energética”, sostuvo.

La última jugada

La segunda jugada fue la línea de transmisión. El jueves pasado, el gobierno anunció que definió que la línea de la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), filial de E-CL, era la mejor alternativa para interconectar los principales sistemas eléctricos del país: Sing y SIC.

Con este anuncio, la firma consolidó los resultados de la apuesta de 2013, logrando de paso hacer más rentable su proyecto. Alfredo Parra, analista de EuroAmérica, explica que el principal beneficiado con la línea será E-CL, pero que será un socio minoritario, ya que contará con el 15% de participación. “El principal beneficio proviene de que podrá viabilizar económicamente una nueva central. Una segunda derivada es que podrá “arbitrar” con el costo de la energía, generando sustitución de energía con costos productivos altos por costos productivos bajos, dependiendo de la estacionalidad del SIC”.

Además, el espaldarazo del gobierno dejó a la firma en excelente pie para encontrar un socio, proceso que lleva a cabo Santander y que debería estar listo este año. Este punto es clave, porque le permitirá bajar la inversión de US$ 721 millones a unos US$ 108 millones, según han informado a los inversores y accionistas.

“Creemos que facilita encontrar un socio dispuesto a tener un 50% de la línea de transmisión y, de acuerdo a nuestras estimaciones, al ser declarada troncal da un valor presente neto positivo a la iniciativa para E-CL”, señala Nicolás Schild, analista Equity Research de Santander GBM.

En el mercado comentan que GDF Suez hoy está viendo el sol, que el gobierno le devolvió la mano y le hizo un traje a la medida. Sin embargo, hay quienes señalan que el ministro Pacheco es pragmático y que quiere demostrar que pudo solucionar las trabas que afectan al sector. Además, al apoyar el proyecto de la franco-belga, le permitirá tenerlo listo en 2018, justo antes de que concluya el mandato de la Presidenta Bachelet.

Además, el gobierno asegura energía al Norte Chico y parte de la zona central, esto después de que cinco proyectos de centrales a carbón que se desarrollarían en esa zona fueran cancelados: Castilla, una central de CAP; la misma Barrancones, Punta Alcalde y Farellones.

Especulaciones más o especulaciones menos, E-CL logró en un año consolidar su cuarta posición en el mercado eléctrico chileno.

Estos movimientos permitirán también experimentar cambios en su desempeño financiero. Gastón Forte, de Banchile Inversiones, explica que hacia 2020 la dependencia de E-CL del Sing se reducirá en su Ebitda del 100% al día de hoy a un 60%. “Prevemos un crecimiento promedio anual en su Ebitda y utilidad neta de 17% y 32% para el período 2015-19”, agrega.

La gran interrogante es si el grupo será tan agresivo cuando el gobierno licite un nuevo bloque de energía. Los analistas observan que con la puesta en marcha de la interconexión, de manera indirecta las posibilidades de crecimiento de E-CL aumentan, ya que el costo de la electricidad en el norte del SIC tendería a bajar, aumentando la probabilidad de que se establezca alguna nueva ampliación o nuevo proyecto minero. “El principal foco de E-CL es establecer contratos de suministros de largo plazo, por lo que la aparición de nuevos proyectos mineros aumentaría las posibilidades de que establezca nuevos contratos”, agrega Alfredo Parra.

La compañía estará ahora marcada por una etapa de fuerte expansión, que le permitirá no sólo crecer de manera importante en resultados, sino que diversificar los riesgos, ya que pasaría a operar en ambos mercados (SIC y Sing) y tener un portafolio de clientes más equilibrados entre regulados y libres. “Un tema que creemos va a ser relevante en los próximos trimestres es el financiamiento del plan de expansión, lo que contempla múltiples opciones, como la emisión de bonos híbridos, venta de algunos activos non-core (líneas de transmisión) o incluso la posibilidad de un aumento de capital. Creemos que esta última opción sería más probable, sobre todo en el caso que E-CL lleve a cabo la adquisición de Eléctrica Monte Redondo, actualmente en manos de GDF Suez”, comenta Nicolás Schild.

Hasta ahora, la licitación de diciembre de 2014 y la línea de interconexión los tiene con la agenda completa.

A ello se debe sumar el próximo ascenso de Isabelle Kocher como CEO, lo cual podría traer cambios en la compañía, una nueva etapa, con un nuevo sello.