marzo 14, 2016 | Industria
(Diario Financiero) A mediados de febrero Chile comenzó un inédito proceso de exportación de electricidad a Argentina, que al cierre de ese mes evidenció un resultado no menor.
“Entre el 12 y el 26 de febrero se entregó energía por un total de 37.200 MWh, aproximadamente un 5% del total producido en el Norte Grande”, informó el director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Daniel Salazar.
El titular del organismo que coordina la operación de la red nortina precisó que el sistema trasandino, SADI, recibió en forma continua en promedio 111 MW por hora a través de la línea que una la subestación Andes en Chile y la central Salta en Argentina.
Desde fines de febrero la inyección de energía está paralizada, pero se espera reanudarla en el corto plazo. “Hoy Argentina no está importando energía de ningún país, porque cambiaron sus condiciones internas, la demanda cayó, y además hay algunos refuerzos que están haciendo en su sistema de transmisión”, explicó.
Añadió que ejecutadas estas tareas hay posibilidad de que se abra “otra ventana de oportunidad” para enviar electricidad y aseguró que esto sería altamente posible durante el invierno, cuando el consumo en el país vecino vuelve a dispararse.
Salazar comentó que en esta primera etapa, el transporte de energía se moverá entre 150 MW y 200 MW, pero en un futuro, dada la capacidad de la línea, podría triplicarse sin necesidad de realizar nuevas inversiones.
Negociación a la vista
Dos años tomó elaborar los acuerdos técnicos y políticos que permitieron viabilizar este intercambio energético, pero hacia 2018 los involucrados tendrán que volver a sentarse a negociar.
El acuerdo vigente contiene una cláusula que obliga a revisar el tema una vez que se concrete la interconexión entre los principales sistemas chilenos, el SING y el Interconectado Central (SIC), lo que se estima pasará en el segundo semestre de 2017 o principios de 2018, una vez que la línea de transmisión que hoy construye Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) entre en operaciones.
Salazar dijo que los parámetros bajo los cuales se autorizó a AES Gener, propietario de la línea que va a Argentina, a usarla deberán actualizarse ante el nuevo escenario, donde los sistemas estarán unidos y la energía excedente podría, en caso de ser necesario, utilizarse para cubrir la demanda interna.
Hoy el SING cuenta con holgura en su capacidad de generación que puede ser destinada al mercado trasandino, pero una vez unidos los sistemas, se deberá analizar si esa capacidad excedentaria cubirá de manera eficiente las necesidades del país.
“Con la actual cartera de proyectos estos excedentes son seguros, pero ¿Cuándo tengamos el sistema nacional, vamos a tener esos excedentes? Hay que actualizar las proyecciones al 2018 y ahí sabremos con certeza nuestra condición excedentaria”, dijo.
Hoy en estos dos sistemas hay 5.300 MW en construcción, los que entrarían hacia 2018.
Salazar sostuvo que en ese caso, lo importante es asegurar la seguridad del suministro interno, así como los efectos en los precios locales, y el carácter de interrumpible de ese suministro, cuestiones que estarán sobre la mesa al momento de volver a negociar el acuerdo con los vecinos.
TRANSELEC SE ADJUDICA REFUERZOS A INTERCONEXIÓN
En una cerrada disputa, donde participaron cuatro consorcios, Transelec, controlada por la canadiense Brookfield Asset Management, se adjudicó las obras que reforzarán la interconexión de los principales sistemas eléctricos del país, el SIC y el SING.
El viernes se abrieron las ofertas económicas, en el marco de la licitación internacional, y a ella llegaron además de Transelec el consorcio Saesa-Chilquinta y las europeas Red Eléctrica Internacional-Cobra y Ferrovial Transco Chile-Terna.
La española Red Electrica ya ingresó al mercado local tras la adquisición del 50% de TEN, propiedad de E-CL, firma que impulsó la línea que interconectará los sistemas.
Las obras adjudicadas fueron nueva línea 2×500 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero-Encuentro; bancos de autotransformadores 2×750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero-Encuentro; banco de autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos, y nueva línea 2×220 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Kapatur.
En total, y según el plan de expansión troncal de la CNE, la inversión estimada para estas obras alcanza a unos US$ 174 millones.
febrero 26, 2016 | Industria
(Pulso) Con un récord de ofertantes y la presencia de dos gigantes europeos, la española Red Eléctrica y la italiana Terna, además de la mayor operadora de transmisión en el país -Transelec- se dio inicio a dos procesos de licitación de nuevas líneas para ampliar el sistema eléctrico nacional.
Se trata de dos procesos paralelos: el primero, para la ejecución de algunas obras necesarias para la interconexión eléctrica, y el segundo, para obras nuevas de ampliación del sistema troncal en el SIC.
En total, seis competidores buscan adjudicarse la ejecución y explotación de la subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro, la nueva línea 2X220 kV entre las subestaciones Nueva Diego de Almagro y Cumbre, y el banco de autotransformadores 1×750 MVA 500/220 kV.
Además, otros cuatro consorcios apuestan por quedarse con la obras de interconexión troncal, que incluye una línea de 2×500 kV 1500 MW entre Los Changos y Nuevo Crucero Encuentro, bancos de autotransformadores 2X750 MVA 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro y Los Changos y la línea de 2X220 kV 1.500 MW entre Los Changos y Kapatur.
Tanto en el primer concurso -que se inició en julio de 2015 y concluirá el 11 de marzo tras la apertura de las propuesta económicas, al igual que el segundo- cuenta con la participación de Celeo Redes; el consorcio Enlasa -integrado por Energía Latina e Ingeniería Agrosonda-; el consorcio Saesa-Chilquinta; Transelec; la hispana Red Eléctrica y la italiana Terna.
Estas dos últimas también participan en consorcios. La primera junto a Cobra instalaciones y Servicios y la segunda, con Transco Chile.
La licitación de obras de interconexión, en tanto, cuenta con los mismos actores con excepción de Celeo Redes y el consorcio Enlasa.
Red Eléctrica ingresó al país de manera oficial tras la adquisición del 50% de la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), propiedad de E-CL. En esta operación, la española desembolsó US$218 millones y le permitirá participar en la construcción y explotación comercial del proyecto de la línea de transmisión de 500 kV Mejillones-Cardones.
Por su parte, Terna es un gigante de la redes en Italia y su llegada a Chile se enmarca en su plan de expansión 2016-2019 que incluye inversiones por hasta €200 millones en el exterior.
Con cautela
“Terna evidentemente es un competidor importante, es una compañía fuerte y sí la competencia en Latinoamérica se está incrementando es porque la gente ve lo mismo que vemos nosotros: que Latinoamérica es una zona interesante, una zona con regulaciones (…) y países solidos, estables y bastante fuertes. Eso va a atraer inversiones”, indicó ayer el consejero ejecutivo de Red Eléctrica, Juan Lasala.
Pese a ello, la compañía optará por la cautela respecto a sus ofertas. “En cuanto si Red Eléctrica va a estar pujando al alza por que haya más competencia la respuesta es no. Nosotros vamos a seguir pujando como creamos que hay que pujar para crear valor para nuestros accionistas. Nosotros no vamos a meternos en una dinámica de pagar proyectos por ganarlos, por incrementar nuestra deuda y por lo tanto bajar nuestro costo de capital o similares (…) si otra gente quiere hacer algo diferente por un motivo estratégico, por establecerse en un país, ese será el problema de las otras compañías”, subrayó.
Por su parte, Terna aseguró esta semana que su salida internacional busca “apoyar el crecimiento y la creación de valor en el largo plazo”, para lo cual buscará asociaciones que “serán seleccionadas a través de un riguroso proceso de evaluación para garantizar un perfil de riesgo bajo y valorización del papel industrial de Terna”.
febrero 26, 2016 | Industria
(Pulso) Duros meses se vienen para Hacienda. Y es que a las cada vez más bajas proyecciones de crecimiento de la economía chilena para este año, se suma un inminente ajuste del gasto público.
De hecho, la última Encuesta de Expectativas Económicas (EEE) del Banco Central (BC) reveló que los analistas recortaron su pronóstico de expansión económica para este año, desde 2,1% a 1,9%. Mientras, el ministro de Hacienda, Rodrigo Valdés, dará a conocer por estos días el resultado de la nueva consulta realizada en febrero al Comité Consultivo del Cobre, el cual establecería un menor precio del metal rojo a largo plazo, reduciendo el nivel de ingresos fiscales estructurales. Así, el jefe de las finanzas públicas ya deslizó la idea de acotar el crecimiento del gasto fiscal 2016, desde el 5,4% -calculado tras una ejecución menor a la prevista en 2015- a una cifra en torno a 4,4%, que era la tasa de expansión original incluida en el Presupuesto, si el año pasado se hubiese gastado lo que se preveía.
Esto en un contexto en que también la autoridad monetaria se encuentra de manos atadas. Con la inflación a 12 meses (4,8%) sobre el techo del rango de tolerancia del Banco Central (4%), la autoridad sigue contemplando alzas adicionales en la tasa de interés, lo que impactará en el crecimiento.
Y entonces, ¿Qué hacer?
Economistas, políticos y empresarios consultados por PULSO dan los ingredientes para la receta, que si bien nunca es única, contiene aspectos transversales y varios consensos.
Infraestructura
Un sector en que la economía chilena tiene un alto potencial de crecimiento es el de infraestructura. El presidente de la Cámara Chilena de la Construcción (CChC), Jorge Mas, cuenta que existe un déficit de US$112 mil millones en este aspecto.
De igual forma, el economista de Rojas y Asociados, Patricio Rojas, precisa que la economía requiere una gran cantidad de inversión en materia de infraestructura vial, no solamente en Santiago, sino que también en regiones.
Ante esto, el líder del gremio constructor afirma que son partidarios de incentivar esta inversión vía concesiones, y llama al Gobierno a acelerar dos proyectos: el envío al Congreso del texto legal que crea el Fondo de Infraestructura y reactivar la iniciativa que crea la Dirección General de Concesiones de Obras Públicas que se encuentra desde junio de 2015 en la Cámara de Diputados.
Cabe recordar que el Gobierno pretende ingresar el proyecto de ley que crea la institucionalidad de un Fondo de Infraestructura en marzo. Éste ascendería a los US$9.000 millones y sería administrado por una empresa pública.
La reactivación de las inversiones de infraestructura además generaría encadenamientos y potenciaría otros sectores productivos. Así, lo señala el presidente de la Asociación de Industrias Metalúrgicas y Metalmecánicas (Asimet) Juan Carlos Martínez: “Tenemos que tener donde ir a vender. ¿Qué hay que hacer para que haya demanda? Por ejemplo, obras de infraestructura”.
El ex subsecretario de Economía, Tomás Flores, también destaca que el mayor dinamismo de proyectos en infraestructura ayudaría a absorber el desempleo, que se espera se generará tras el fin del boom del mercado inmobiliario tras la Reforma Tributaria. Asimismo, resalta que por ejemplo en el sector hospitalario hay varios proyectos que fueron suspendidos, pero que se encuentran con un importante nivel de avance, por lo que si fueran retomados podrían estar listos este año. Y es ahí justamente, donde ve el problema, pues el debate sobre “la construcción de hospitales vía concesiones versus financiamiento estatal es un tema ideológico. La decisión de permitir las concesiones de obras públicas es política, no se requiere aprobar un proyecto de ley en el Congreso. Entonces, es relativamente más rápida”, sentencia.
Y en ese sentido, Flores enfatiza que si el Gobierno no tiene recursos, lo más lógico es que incentive las concesiones de obras públicas.
Para Rojas, el mercado no vería mal que el Fisco, por ejemplo, se endeudara para invertir en infraestructura, lo que sí sería mal visto es que lo hiciera para financiar partidas que no tienen un buen retorno social y/o económico. “Ahora en la medida que el Fisco no quiere tomar ese compromiso y probablemente existe interés privado, por supuesto que pensar en concesiones es el mejor camino”, afirma.
En esa línea, el presidente de la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa), Hermann Von Mühlenbrock, considera que en Chile están agotados los espacios de políticas de demanda, ya sea fiscal o monetaria, para estimular la economía, por lo que se deben implementar políticas de oferta del sector privado, como un agresivo incentivo a la atracción de inversión extranjera, estímulo al desarrollo de centrales de generación eléctrica y líneas de transmisión, mejoras al sistema de capacitación, ampliar la agenda de concesiones, y generar un plan estratégico de infraestructura y logística.
Coordinación
Otro aspecto que resaltan los consultados es la imprescindible coordinación entre las autoridades económicas. El miembro de la Comisión de Hacienda de la Cámara de Diputados, Pablo Lorenzini (DC), asegura que hay que coordinarse entre todos. “No es solamente un ministerio por un lado y otro ministerio por otro lado, y el Banco Central también está un poco huérfano. Creo que hay que hacer una cosa más integrada”, apunta.
Asimismo, Rojas asevera que la política fiscal y monetaria tienen que estar coordinadas, por lo que “pensar en aumentar el gasto público de una manera desenfrenada y desordenada no es la solución”.
En esa misma línea, el presidente de la Sociedad Nacional de Agricultura (SNA), Patricio Crespo acusa que el gasto público está presionando la inflación, por lo que “la única manera que tiene el Gobierno de acompañar el esfuerzo del BC es bajar el gasto público”, lo que puede hacer con el recorte de US$ 600 millones del gasto corriente de las carteras en su conjunto.
Confianza y reformas
Según la economista del Instituto Libertad y Desarrollo (LyD), Cecilia Cifuentes, la única forma para recuperar el crecimiento en Chile es detener el programa de reformas del Gobierno, porque éstas son anti crecimiento.
Aunque en un escenario en que las reformas conforman el eje del programa del Ejecutivo, el presidente de Asimet estima que lo fundamental es recobrar las confianzas reduciendo la incertidumbre que genera el debate en torno a las reformas y no saber cómo van a terminar. “No vale la pena seguir con este tira y afloja. De una vez por todas que aprueben las reformas, y nosotros sabremos cómo hacer para poder mitigar o salvar estos escollos”, sentencia.
Eficiencia del gasto fiscal
En un contexto de estrechez fiscal, el óptimo uso de los recursos se vuelve un tema clave. Y en ese sentido, el presidente de la Multigremial Nacional de Emprendedores, Juan Pablo Swett, resalta que se debe asegurar que cada peso usado se traduzca en aumento del consumo y la productividad. “Es urgente sacarle la grasa al Estado y revisar el aporte de los miles de puestos de trabajo generados por el gobierno”, dice.
Mientras, Cifuentes afirma que se debe modernizar el Estado.
Para Lorenzini, la fiscalización de la Dirección de Presupuestos del buen uso de los recursos es fundamental, junto con un plan de dirección de las inversiones sobre todo en regiones .
El miembro de la Comisión de Hacienda de la Cámara Baja, Ernesto Silva (UDI), también destaca que se debe cautelar la eficiencia del uso de los recursos fiscales y que si se lleva a cabo algún ajuste, que sea en gasto corriente y no en proyectos de inversión.
El integrante de la Comisión de Hacienda del Senado, José García Ruminot (RN), coincide en que Hacienda tiene que llevar adelante políticas pro inversión como por ejemplo, una que alivie la carga tributaria para los inversionistas. Además, concuerda que cualquier tipo de ajuste debe ser a gasto corriente. En tanto, el economista asociado del grupo Security, Aldo Lema, desestimó que existan herramientas que puedan apuntalar el crecimiento en el corto plazo debido al bajo peso del sector público en la economía nacional. Sí recalca que lo principal es que el ministro garantice que en un período determinado se retomará el balance en las cuentas fiscales, “en la medida que los agentes económicos vean que hay un intento por volver al equilibrio, podrán descartar por ejemplo, que venga otra reforma tributaria adicional para financiar gasto”.
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
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]
