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MEPCOEl gerente general de la estatal explica que adecuaron el plan de inversión para 2015 a un precio del petróleo brent a US$ 50 el barril. El programa de ajuste consideró, también, renegociaciones de contratos con proveedores que le permitirán reducir costos por US$ 41 millones al año.
les parece familiar????????
Marcelo Tokman está próximo a cumplir un año en la gerencia general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap). El ejecutivo se ve tranquilo y conforme con estos primeros 12 meses en el cargo. Es que el 2014 fue para la estatal un año positivo, mejor de lo presupuestado, dice. Y explica por qué.
Lograron por segundo año consecutivo tener un Ebitda sobre US$ 600 millones, tomando en cuenta que la firma enfrentó una caída en el precio del petróleo similar a la de 2008, pero con resultados totalmente distintos. Aquella vez, la estatal terminó con pérdidas por US$ 1.000 millones.
El ejercicio pasado, detalla Tokman, cerró con US$ 157 millones de utilidades, casi 15% más de lo que obtuvo en 2013, convirtiéndose en el mejor resultado que ha tenido la empresa en los últimos cinco años.
Muestra del fortalecimiento que está teniendo la compañía, destaca, es la evolución que ha tenido su patrimonio. Recuerda que en 2012 era de US$ 83 millones y el 2014 cerró en US$ 546 millones. Lo anterior, señala, ha permitido mejorar la relación deuda-patrimonio, desde niveles de 48 veces que había en 2012, a las 6,7 veces con que concluyó el año pasado.
“Los resultados del año pasado y los que esperamos hacia adelante con la ejecución de nuestro plan estratégico demuestran que Enap es una empresa sustentable desde el punto de vista financiero. Y es fundamental que así sea, para poder cumplir con el rol estratégico, que es la razón por la cual Chile y todos los países del mundo tienen empresas públicas en el sector energía”, afirma Tokman.
Este 2015, sin embargo, no será tan auspicioso, adelanta. ¿La razón? Enap enfrenta una coyuntura especial de precios, con un valor del crudo a la baja. “Es difícil repetir los resultados de 2014; esperamos, de todas maneras, un Ebitda y resultados positivos, pero este año, en particular, estamos enfrentando precios del petróleo mucho más bajos que los de 2014”, reconoce Tokman, y añade: “Si bien debido a las políticas de cobertura hemos logrado aislar por completo el efecto sobre los resultados que genera en la línea de refinación y comercialización, en la línea de exploración y producción no hay formas de evitar que nos afecte. Producimos petróleo, y si es que el precio al cual se vende el petróleo cae, obviamente nos va a generar un impacto”.
[Enap descarta proyecto de Codelco en Quintero como opción para entrar al negocio de la generación eléctrica]
¿Qué harán para enfrentar este escenario?
Hemos tomado las medidas necesarias para hacer las adecuaciones que nos permitan enfrentar de buena manera esta nueva realidad de precios. Después de hacer una completa revisión, hemos ajustado nuestro plan de inversiones que teníamos planificado para ejecutar este año. Específicamente, decidimos postergar algunas inversiones que no iban a tener un impacto inmediato, sobre todo en lo referido a la línea de Exploración y Producción (E&P).
¿Cómo llegan a esa decisión?
Después de completar nuestro ejercicio de programación para este año, el precio del petróleo siguió cayendo fuertemente, entonces hicimos un ajuste de manera tal que nos pusimos en un caso bastante más conservador respecto de las expectativas de precio del petróleo.
¿Con qué expectativas están trabajando ahora?
Actualmente, estamos trabajando con un precio promedio para el año del petróleo brent de US$ 50 el barril, que afortunadamente en el último tiempo ha estado repuntando un poco, pero preferimos ser responsables y conservadores que estar tomando decisiones en función de un precio que puede no materializarse.
¿De qué magnitud es el ajuste?
De los US$ 775 millones que teníamos contemplado invertir este año, lo hemos reducimos a US$ 651 millones.
¿Cómo se desglosa esa reducción?
Tomando en cuenta que la línea E&P genera la mitad del Ebitda de la compañía, para no poner exceso de presión en términos de buscar financiamiento para llevar a cabo inversiones en esa área, el peso del ajuste lo tiene la línea E&P. De los US$ 124 millones que se reduce el plan de inversión, US$ 94 millones corresponden a E&P.
Es justamente ahí donde estamos viendo el impacto en la caída de precios. Dada la política de cobertura, nuestras refinerías están bastante protegidas y, de hecho, tienen hasta un efecto positivo en términos de que les baja algunos de los costos de energía.
¿Qué proyectos de E&P se aplazarán?
Son proyectos en la región amazónica de Ecuador, donde hemos logrado coincidir con el gobierno de ese país, en relación a postergar la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos. La semana pasada estuve en Ecuador firmando dos nuevos contratos. Con las autoridades locales acordamos dejar fijas todas las condiciones de precio y establecimos que, además, se empezarán a ejecutar los planes cuando el petróleo recupere cierto nivel.
¿Qué nivel?
Es información estratégica que no puedo revelar. Pero lo que hicimos fue asegurar la expansión de actividad que tenemos ahí hasta el año 2034, a través de la firma de estos contratos, pero estableciendo condiciones.
¿Qué más incluye el plan de ajuste? ¿Bajarán costos?
Hemos tomado varias medidas, reaccionando, pero sin sobrerreaccionar. Es una combinación, por un lado, postergar aquellos proyectos que no implican aumentos de producción de manera inmediata y, al mismo tiempo, aprovechar esta nueva situación del mercado para lograr optimizaciones, especialmente desde el punto de vista de renegociaciones para obtener reducción en el costo de los contratos de servicios y de los proveedores.
¿A cuánto ascienden los menores costos?
El impacto anual de las rebajas que logramos equivale a US$ 41 millones. Además, estamos haciendo un esfuerzo en otros gastos gestionables y una revisión de todos nuestros procesos para detectar oportunidades de optimización.
¿Hay opción de un nuevo ajuste si las condiciones se deterioran?
Veo poco probable que los precios internacionales vayan a estar más bajos, pero de todas maneras, si ocurre, tendremos que revisar nuevamente los planes. Fuimos muy conservadores, también en lo que ocurre con el margen de refinación. Pareciera haber un cierto consenso en que los puntos más bajos ya se alcanzaron y se empieza a notar que las tasas de acumulación de inventario están comenzando a caer.
El nuevo giro
Uno de los mandatos de la Agenda Energética a Enap es la incursión en generación. ¿Cómo están avanzando en esa área?
En los últimos años no ha sido posible contar con nuevos proyectos de generación de base. Es cosa de revisar la historia: hemos visto Barrancones, Castilla, Punta Alcalde, HidroAysén, Farellones, etc., que por decisiones presidenciales, judiciales o administrativas no se han podido concretar. El Estado no puede cruzarse de brazos y hay que ver de qué manera contribuimos a que en las próximas licitaciones de suministro haya más competencia, más oferta y que de esa forma logremos bajar los precios de los clientes regulados.
El llamado a licitación es a fines de 2015, se adjudica en marzo de 2016 para empezar a suministrar el 2021. ¿Alcanzan a presentarse a la próxima licitación de suministro?
Identificamos los proyectos posibles de generación de base que tienen un grado de avance importante y que permiten llegar a los plazos de licitación. Son proyectos acotados que queremos poner a disposición de nuevas empresas, no estamos pensando partir de cero. Estamos en búsqueda de socios para tener los proyectos listos.
Tenemos un proyecto de cogeneración en Concón, con la autorización ambiental del 2007 y que incluye un ciclo combinado. Además, están los proyectos que tenía Codelco en etapa avanzada y con los que llegamos a un acuerdo, Luz Minera (Mejillones) y Energía Minera (Quintero). Vamos a completar las últimas etapas que requieren de diseño y autorizaciones ambientales y simultáneamente estamos buscando socios a través de Asset Chile. La condición es que deben ser operadores internacionales que puedan hacerse cargo del financiamiento y desarrollo de los proyectos y que tengan posibilidad de asegurar el suministro del gas que van a requerir estas iniciativas. Nos quedaremos con una participación minoritaria.
El gerente general de Colbún, Thomas Keller, ha dicho que no ve necesario que Enap entre en generación y considera que antes debe reformar su gobierno corporativo. ¿Cómo responde?
Probablemente, la situación actual, donde no hay nuevos proyectos y la competencia de nuevos actores está bien limitada, puede ser una situación que los acomoda y entiendo que eso debe ser la razón principal de oponerse a que se use Enap para que entren nuevos operadores a este mercado. Estamos contra el tiempo, y si para traer actores nuevos hay que esperar a que se complete una discusión de un proyecto de ley que no ha ingresado al Congreso -el de gobierno corporativo- no alcanzamos a llegar a las licitaciones y se va a materializar algo que es bueno para algunas empresas: que no haya nueva competencia y que los precios se mantengan tan altos como hasta ahora.
Este nuevo rol para Enap, ¿debiera estar acotado sólo a esta coyuntura?
Espero que saliendo de esta coyuntura no sea necesario seguir llevando a cabo este rol. Pero me parece importante haber dejado a Enap con la facultad para que si hay emergencias a futuro que requieran intervenciones como la de ahora, el Estado no esté atado de manos y esté disponible.
PD:DESVIANDO PLATAS COMO LOCO LA BURBUJA ESTA POR EXPLOTAR APROCECHEN ANTES DE QUE EL BARCO SE HUNDA
Sector eléctrico valora nuevo marco de licitaciones y pide claridad en ley de gas
Ha transcurrido un año desde que la Presidenta Michelle Bachelet presentó a la ciudadanía la Agenda de Energía, definida por la mandataria en aquella ocasión como un punto de inflexión “para que Chile tenga una matriz energética diversificada, equilibrada y sustentable”.
La aplicación de esta iniciativa tendría aparejado un objetivo de alto interés para los consumidores : evitar alzas de 34% en las cuentas de la luz en la próxima década.(tiempo suficiente para que la gente le de amnesia y se les olvide y nos metan piquitos en el ojo )
Para los principales actores del sector eléctrico, el nuevo esquema de licitaciones para clientes regulados (hogares y pymes) es uno de los puntos altos de la agenda. Entre los desafíos destacan la necesidad de una adecuada regulación del mercado del gas natural y la definición del rol de Enap para los próximos años.
Licitaciones
“El logro de las metas que plantea la Agenda está permitiendo dejar atrás una etapa de congelamiento”, dice José Luis Valdés, presidente del directorio de la Asociación de Generadoras de Chile.
Dentro de los aspectos positivos, Ramón Galaz, gerente general de la consultora Valgesta, destaca el impacto de las licitaciones a clientes regulados, proyecto aprobado en enero. Hito en esta línea es la última licitación de energía de diciembre del año pasado que consideró buena parte de los cambios del proyecto aprobado a inicios de año.
“El tema de las licitaciones es el más importante, porque generó un impacto a nivel de todos los agentes del mercado” afirma Galaz. Asegura que “se quebró una tendencia de licitaciones mayoritariamente desiertas, y tuvimos una participación de 17 empresas en la última licitación. Los precios que presentaron estas empresas son bastante más bajos que en procesos anteriores”.
[Tokman y Enap ante la caída del petróleo: “Ajustamos en US$124 millones las inversiones”]
Al debe
Uno de los temas pendientes para el sector es el relativo al proyecto de regulación del mercado del gas, actualmente en trámite en el Parlamento.
María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) subraya que el alcance de la iniciativa es “acotado”, y que espera un documento más completo. “El proyecto de ley que hoy está en trámite legislativo solo aclara los vacíos que tenía la ley anterior”, dijo.
Agregó que en esta materia existen muchos temas pendientes, “como por ejemplo la integración vertical, y el hecho que se limite la participación de los agentes que están en distribución por cañería en los sustitutos”.
Sobre el mismo punto, también manifestó sus reparos Susana Jiménez, investigadora del instituto Libertad y Desarrollo (LyD). Sin embargo lo hace a través de un prisma diferente. “La propuesta del Ejecutivo va más allá y pretende establecer un régimen de rentabilidad máxima, so pena de fijación tarifaria, aun cuando no consta, y más bien parece descartable, que las condiciones del mercado de la distribución de gas de red lo ameriten”, afirmó.
Además la economista calificó como una de las medidas “menos acertadas” del Ejecutivo en esta Agenda el ingreso del proyecto de ley que amplia el giro social de Enap. “Resulta inconveniente, puesto que para impulsar la concreción de nuevos proyectos de generación no se requiere de un Estado empresario, sino que se destraben los proyectos privados que hay en carpeta”, destaca.
Otro de los puntos sobre los que el sector reclama mayor atención es lo relacionado con la modernización de la ley de transmisión. Así lo estima Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). “Para el sector ERNC la modernización de la ley de transmisión es del mayor interés y urgencia”, señaló Finat.
Lo anterior incluiría, a juicio de Finat, el nuevo diseño del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) y “los mecanismos de planificación de la expansión y de tarificación del sistema de transmisión que son necesarios para que el proceso en curso de transición a una matriz sustentable sea eficiente y tenga éxito”.
En tanto, para José Luis Valdés, presidente del directorio del gremio de Generadoras, el desafío del gobierno en materia energética es claro. “El gran desafío es realizar todas las obras en infraestructura de generación y transmisión que el país requiere para seguir creciendo”, sostuvo.
Los expertos coinciden en que el gobierno debiera poner mayor énfasis en eficiencia energética.
FUENTE:http://www.revistaei.cl/2015/05/04/...e-licitaciones-y-pide-claridad-en-ley-de-gas/
http://www.revistaei.cl/2015/05/04/...-ajustamos-en-us124-millones-las-inversiones/
