AES Andes cierra 2021 con pérdidas por más de US$ 1.000 millones
El aumento en la generación con petróleo y el incremento del precio de carbón, entre otros factores, resultaron en un aumento de 107% en los costos marginales promedio de la firma eléctrica.
El aumento en la generación con petróleo y en el precio de carbón, sumado a la falta de GNL y a la salida de ciertas centrales eficientes le pasaron la cuenta a AES Andes, una de las principales empresas generadoras de Chile, que cerró 2021 con pérdidas por sobre los US$ 1.000 millones. Así lo informó durante la jornada de este lunes la compañía, que reportó un aumento de los costos marginales promedio en la zona centro del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en Chile respecto de 2020.
De acuerdo a los estados financieros de la compañía de almacenamiento de energía que además opera en Colombia y Argentina, al 31 de diciembre de 2021 anotó ingresos consolidados por US$ 2.771 millones, es decir, 11% más que en diciembre de 2020 (US$ 2.507 millones). Sin embargo, este aumento en la venta no alcanzó a compensar los altos costos con los que debió lidiar la firma, que finalizó el año pasado con una pérdida neta de US$ 1.090.505.000, que implica un deterioro de 302% respecto de lo anotado en 2020.
En lo que respecta a las operaciones en Chile, a fines de diciembre de 2021 las empresas del Grupo AES Andes aportaron 17% de la generación bruta en el mercado del país, es decir 2% menos que en el mismo ejercicio del año anterior. Y esto se reflejó en el retroceso del Ebitda por US$ 34.539.000 que, según señaló la compañía, está relacionado con una “menor disponibilidad de las unidades 3 y 4 del Complejo Ventanas y la unidad 1 de Angamos el presente año, resultando en mayores compras físicas de energía a precios más altos en el mercado spot que impactaron negativamente en el margen de contratos”.
Asimismo, durante el ejercicio a fines de 2021, en Chile la generación hidráulica disminuyó en 11%. Y el aumento “en la generación con petróleo y el incremento del precio de carbón, sumado a la falta de GNL y a la salida de ciertas centrales eficientes resultaron en un aumento del 107% de los costos marginales promedio en la zona centro del SEN comparado con igual ejercicio de 2020”, afirmó la empresa.
En este sentido, desde AES Andes sostuvieron que los costos de combustibles aumentaron cerca de US$ 69.593.000 en comparación con el mismo período de 2020, principalmente por mayores precios de carbón compensado parcialmente por menores consumos físicos. De manera que el precio promedio del carbón consumido en las centrales para el cuarto trimestre de 2021 aumentó 167% respecto a lo registrado en el mismo período del año 2020.
Resultados regionales y riesgos de operatividad
Pese a que los resultados de las operaciones en la región son variados, tiende a acercarse a un escenario negativo. En el caso de Colombia la compañía reportó un Ebitda de US$ 190.650.000 (65% más que en 2020), explicado principalmente por “mayores niveles del embalse desde principios de 2021 y por una hidrología más favorable el presente año, que resultaron en una mayor generación y menores compras de energía”, dijo la firma.
Mientras que en Argentina se repitió la tónica de Chile, y AES Andes anotó US$ 11.017.000 menos en ganancias antes de impuestos, lo que obedece principalmente a menores ingresos en el mercado energía base debido a una menor disponibilidad en 2021, según mencionaron.
Y en lo que tiene que ver con el desarrollo de proyectos a futuro, desde la generadora ya observan con atención algunos de los principales riesgos climatológicos y económicos que podrían impactar las operaciones. De acuerdo a lo indicado en los estados financieros, “las operaciones de AES Andes en Chile y en Colombia pueden verse afectadas por las condiciones hidrológicas, dado que la hidrología es un factor clave para la determinación de precios y, en consecuencia, el despacho de las centrales en ambos sistemas”.
Es por ello que en el caso particular de Chile, la compañía ha identificado medidas de mitigación específicas para el caso en que la situación hidrológica actual se mantenga en el tiempo. Mientras que en Colombia, “la estrategia comercial es optimizar el uso del embalse con el objetivo general de contratar en promedio entre 75% y 85% de la generación esperada”.
A esto se suman eventuales incrementos en los “costos de construcción o inversión adicional en equipos, potenciales atrasos, acceso a mano de obra calificada y costos asociados al financiamiento”, entre otras cosas. Y no descartan futuros problemas asociados a la actual oposición de “grupos organizados” en contra de “los proyectos eléctricos”.
Fuente: Diario Financiero
