Actividades y Negocios

INVERCAP S.A. concentra sus inversiones en los negocios mineros – siderúrgicos y de transformación de acero a través de su participación en CAP S.A., y en los negocios eléctricos a través de su subsidiaria EPA S.A.

Los riesgos de las actividades de INVERCAP S.A. son los propios de los negocios internacionales de mineral de hierro y siderúrgicos, de las actividades de producción y transformación de acero en el mercado local como también el de los negocios de construcción y operación en Chile de centrales hidroeléctricas de pasada de tamaño medio.

CAP S.A. (www.cap.cl)

Empresa holding minero-siderúrgica y de procesamiento de acero ubicada en Chile con operaciones internacionales en Asia Pacífico, Medio Oriente, Latino América y Chile.

Componen principalmente esta empresa CAP Minería (www.capminera.cl), CAP Acero (www.capacero.cl), Grupo Procesamiento de Acero a través de CINTAC S.A. (www.cintac.cl) e INTASA (www.intasa.cl) y CAP Infraestructura por medio de Cleanairtech Sudamérica, Tecnocap y Puerto Las Losas (www.puertolaslosas.cl).

Durante el ejercicio 2018 registró una utilidad de US$124,6 millones que se compara con US$ 130,3 millones obtenidos el año anterior.

ENERGÍA DE LA PATAGONIA Y AYSÉN SpA. Y FILIALES (www.epasa.cl)

El mercado eléctrico nacional durante el año 2018 mantuvo el mismo dinamismo visto en los últimos años. La irrupción de fuentes de generación renovable siguió su tendencia, permitiendo así elevar la participación de generación ERNC en el sistema desde un 10,6% durante 2016, a un 16% en el año 2017, y a un 18% en el año 2018 respecto de la generación total del sistema.

En este sentido, la tendencia global de descarbonizar los sistemas eléctricos ha tenido también su repercusión en Chile, lo que ha llevado a las grandes empresas de generación a declarar su intención de eliminar de su portafolio el desarrollo de este tipo de proyectos. Lo anterior, es una gran noticia para las energías renovables, porque incrementa las posibilidades de aportar con generación a la matriz y a su vez un tremendo desafío de prestar servicios complementarios al sistema.

En el ámbito regulatorio, la nueva ley de transmisión emitida a mediados de 2016 introdujo cambios en las formas de planificar y remunerar el sistema de transmisión, la cual facilitó la entrada de nuevos proyectos de generación, principalmente solares y eólicos.

Una muestra de lo anterior, fue el resultado de la licitación de energía a distribuidoras de octubre de 2017, que alcanzó un precio promedio de adjudicación de 32,5 US$/MWh, disminuyendo así casi 15 US$/MWh el precio promedio respecto de la licitación de agosto 2016, más de 45 US$ respecto de la Licitación de octubre de 2015.

Por otro lado, los cambios ocurridos en el ámbito regulatorio que comenzaron en el año 2017, permitieron a las empresas ajustarse en este nuevo marco durante el año 2018. No obstante se prevé que durante el año 2019 se discutan algunos aspectos aún no contemplados anteriormente como son la flexibilidad del sistema y por otro lado, algunos perfeccionamientos a la ley de transmisión.

Con todo lo anterior, fue bastante interesante observar que los de precios de venta de energía en el sistema eléctrico nacional durante este 2018, visto como costos marginales, han seguido la tónica de estabilización incluso de recuperación respecto de lo observado los 2 años anteriores. Como muestra de esto se puede indicar el dato en la Barra de Alto Jahuel 220 KV, donde se observó un promedio de cerca de 65 US$/MWh, levemente más alto que los observados los años 2016 y 2017 que fueron de 60 US$/MWh aproximadamente.

En definitiva la suma de costos marginales deprimidos, por la entrada de proyectos de generación de costos variables más bajos y las restricciones aún existentes en las líneas de transmisión, sumado a la señal de precios futuros dados por la licitación, no han pasado desapercibidos y han provocado un cambio sustancial en el mercado eléctrico chileno. En este contexto, clientes libres han solicitado revisar y renegociar sus acuerdos comerciales vigentes con las generadoras, y por otro lado, clientes regulados están cada vez más proclives a transformarse en clientes libres, de modo de lograr precios más bajos de energía.

Cabe recordar que durante el año 2018 EPA SpA. continuo con la revisión técnica y económicamente de los proyectos en carpeta y a pesar de esta leve alza del precio, y sumado las dificultades propias de conexión de los proyectos a los sistemas eléctricos, la sociedad EPA SpA. decidió no continuar con la concreción de los proyectos de Empresa Eléctrica Florín SpA, Empres Eléctrica Chaica SpA, Empresa Eléctrica Perquilauquén SpA y Empresa Eléctrica Perquilauquén Medio SpA. lo que significó reflejar al 31 de diciembre de 2018 un castigo de los activos total por MUS$ 15.980

Situación diferente es la del proyecto Central Hidroeléctrica San Víctor emplazado en la Región de Aysén. La sociedad Empresa Eléctrica San Victor en 2018, participó en el Proceso de Determinación del Plan de Expansión Optima y del Proyecto de Reposición Eficiente de las Instalaciones de generación y trasmisión para del sistema mediano de Aysén. Este proceso tiene como objetivo la determinación de los costos asociados al Costo Incremental de Desarrollo (CID) y Costo Total de Largo Plazo (CTLP) y las respectivas fórmulas de indexación para el sistema. En agosto de 2018, la Comisión Nacional de Energía emitió el informe técnico donde se indica que el proyecto de la CHP San Victor es el seleccionado como la unidad candidata para formar parte del plan de expansión del sistema mediano de Aysén dando inicio a las obras tempranas y movimiento de tierra para la construcción de la CHP.

El proyecto CHP San Victor consiste en una conexión de 33 KV al sistema mediano de Aysén mediante una central hidroeléctrica de pasada a 25 KM al Noroeste de Puerto Aysén. Constará con una turbina tipo Pelton vertical de 3 MW (potencia instalada)que generara 20,6 GWh/año, lo que implicaría un factor de planta de 78,5%. La inversión en obras civiles y equipos electromecánicos es de MUS$12 millones. Este proyecto de 3 MW de potencia instalada aportará con energía limpia y continua al sistema, desplazando su equivalente en generación Diesel, ayudando de esta forma a logra que el sistema este conformado por una matriz de generación más limpia y sustentable. Se espera que este proyecto inicie su operación en el segundo semestre del año 2021.

Desde el punto de vista operacional la central La Arena registró una producción de 22,7 GWh durante el año 2018, transformándose en el segundo año de mayor producción de la central, la cual fue fuertemente influenciada por las lluvias de este periodo. Con ello, el EBITDA y resultado al cierre del presente ejercicio fue de MUS$ 1.131 y MUS$ 134, respectivamente. Comercialmente, Empresa Eléctrica La Arena SpA mantiene vigente el contrato de abastecimiento de energía (PPA), lo cual le permite proyectarse de manera estable con sus flujos.

Por su parte, la central Cuchildeo logró una generación anual de 5,3 GWh durante el año 2018, permitiendo así lograr un EBITDA y resultado al cierre del presente ejercicio fue de MUS$ 465 y MUS$ 138, respectivamente. Desde el punto de vista de tarificación y de planificación la central Cuchildeo participó en el proceso liderado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quedando seleccionado para el próximo periodo con precios de venta de energía que le permiten cumplir con todas sus obligaciones.

Al cierre del ejercicio 2018, la sociedad matriz EPA registró pérdidas consolidadas por US$ 16,5 millones que se comparan con la pérdida de US$ 1,67 obtenidos en 2017.

Invercap S.A. Gertrudis Echeñique 220, Las Condes, Santiago, Chile - Fono (56-2) 2818 6300 - Fax: (56-2) 2818 6326.