Post on 28-Sep-2018
Experiencia en el Financiamiento de Proyectos ERNC
Rodrigo Violic
Gerente de Negocios
1. Experiencia Relevante de BICE
Experiencia de Banco BICE en Project Finance para ERNC
~ 30 proyectos
~ US$ 500 millones100% Project Finance
~420 MW Potencia Nominal
Central HidroeléctricaPuclaro
5.8 MW
2008
4.7 MW
2008
5.6 MW
2009
12 MW
2009
6 MW
2009
Central HidroeléctricaEl Manzano
Central HidroeléctricaTrueno
Central HidroeléctricaGuayacán
Central HidroeléctricaMariposa
4.5 MW
2009
6 MW
2010
3.3 MW
2010
6.8 MW
2010
Central HidroeléctricaLa Paloma
Central HidroeléctricaDongo
Central HidroeléctricaMallarauco
Central HidroeléctricaLa Arena
Planta BiogásLoma Los Colorados
14 MW
2010
4.3 MW
2011
8 MW
2011
3 MW
2011
Central HidroeléctricaRío Huasco Central Hidroeléctrica
Nalcas
Central HidroeléctricaCallao
2.6 MW
2011
6.1 MW
2011
Central HidroeléctricaAllipén
Central HidroeléctricaEl Canelo
0.8 MW
2012
Central HidroeléctricaMuchi
12 MW
2012
2 MW
2012
Complejo HidroeléctricoBonito
Central HidroeléctricaLas Flores
HIDROELÉCTRICALAS FLORES S.A.
36 MW
2013
46 MW
2013
Parque EólicoSan Pedro
Parque EólicoTotoral
3.2 MW
2013
Central HidroeléctricaEl Diuto
9 MW
2014
6 MW
2014
Parque EólicoRaki
Parque EólicoHuajache
3 MW
2014
Central HidroeléctricaMulchén
3.2 MW
2014
Centrales HidroeléctricasMunilque 1, Munilque 2
y Bureo
PMGD BIO BIONEGRETE S.A.
Planta Solar FVLaberinto
146 MW
2015 2015
8.4 MW
Parque EólicoLas Peñas
15 MW
2015
CentralHidroeléctrica
15 MW
En Curso - 2016
CentralHidroeléctrica
19 MW
En Curso - 2016
CentralHidroeléctrica
Evolución de Stock de Colocaciones Banco BICE al Sector ERNC (en MM$)
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
200.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MMUS$ 247
2. Panorama Sectorial
ERNC se Encaminan a Cumplir la Meta 20/25
(% de capacidad instalada, en MWs)
2% 2%3%
3%4%
5%
6%
9%
12%
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Small Hydro Biomass Wind Solar
Ley 20.257 y modificación posterior
promueve la incorporación de ERNC en matriz
energética chilena vía sistema de cuotas para
los grandes generadores: 20% de la
electricidad comercializada debe provenir de
fuentes ERNC al 2025 (a Febrero 2016,
requerimiento legal está excedido en > 2,0x).
45% de nueva capacidad instalada en Chile
desde 2014 a 2025 provendría de ERNC.
Sector Eólico fue el de mayor crecimiento
hasta 2014, sin embargo, actualmente está
siendo superado por el Solar.
Parques solares en operación representan a
febrero 2016 el 37% del total de la capacidad
instalada ERNC en Chile y 37% de la
generación mensual en el SIC Norte.
ERNC en Construcción (en MWs)
Fuente: CIFES, Marzo 2016
Tecnología En OperaciónEn
Construcción
Con RCA / No
Construida
En Trámite para
Obtención de RCA
Biomasa/Biogás 465 0 120 47
Eólica 910 428 5.966 1.905
Pequeña Hidro 433 25 455 75
Solar FV/CSP 1.056 / 0 2.082 / 110 11.266 / 980 4.826 / 475
Geotérmica 0 48 120 0
Total 2.866 2.692 18.907 7.328
Interconexión SIC-SING (2H 2017 – 1H 2018) +
Línea Polpaico-Cardones 500 Kv (2H 2018 – 1H 2019)
Fuente: CDEC-SIC
Considera las centrales declaradas en construcción y
reconocidas por la CNE
Escenario Proyectado de Demanda en 2013 (SIC)
En el caso del SING las
proyecciones en 2013
apuntaban a un crecimiento de
la demanda en torno al 6,3%
para el período 2013-2023
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018
GW
h
Source: “Informe Técnico Definitivo Fijación Precio Nudo SIC”, CNE/Colbún, Abril 2013
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
2015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030
GW
h
SIC SING
Fuente: CNE, Octubre 2015
Informe de Previsión de
Demanda para SIC + SING
2015-2030 de Octubre 2015 de
la CNE proyecta un crecimiento
de la demanda de sólo 3,7%
p.a. (CAGR)
Escenario Proyectado de Demanda en 2015 (SIC + SING)
Evolución de Precios Combustibles Fósiles
Fuente: BICE Inversiones
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
Thermal Coal Australia USD/TM
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
Brent Oil US$/BBL
-
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
Henry Hub USD/MMBTu
Costos Marginales SIC: tendencia a la baja
Fuente: CDEC-SIC
-
50,000
100,000
150,000
200,000
2012 2013 2014 2015 2016
Puerto Montt 220 Diego de Almagro 220 Quillota 220
Comparativo Costo Marginal Real 20-29 de Marzo (Situación Actual)
Fuente: Valgesta Energía
39,0
69,9
82,3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
20-mar. 21-mar. 22-mar. 23-mar. 24-mar. 25-mar. 26-mar. 27-mar. 28-mar. 29-mar.
US
$/M
Wh
HORA/DIA
COSTO MARGINAL HORARIO REAL - MES DE MARZO 2016
Diego de Almagro 220 kV Quillota 220 kV Puerto Montt 220 kV
Promedio D. de Almagro Promedio Quillota Promedio Pto. Montt
Comparativo Costo Marginal Real 20-29 de Marzo (Situación Actual)
Fuente: Valgesta Energía
4419
6146
78
84
53
94 97
0
20
40
60
80
100
120
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
COSTO MARGINAL HORARIO PROMEDIO DÍA 20-29 DE MARZO 2016(USD/MWh )
Diego de Almagro 220 kV Quillota 220 kV Puerto Montt 220 kV
Promedio D. de Almagro Promedio Quillota Promedio Pto. Montt
Proyección de Costos Marginales
Fuente: Informe Técnico Anual, CNE, Agosto 2015
Proyección de Costos Marginales
Fuente: Informe Técnico Anual, CNE, Agosto 2015
36,136,5
39
40,4
41
44,6
48,7
52,3
50
54
56,456,9
46,5
48,3
47,2
47,9
45,1
49,4
53,8
56,5
53,7
52,2 51,7
46,9
46,746
47,2
44,1
44,7
42
45,9
42,8
46
44,8
48,7
49,6
46,2
46,5
48,7
50,3 50,4
52,4
53,6
52,7
53,4
58,1
58
58,1
56,8
59,2
55,2
53
50,7 50,4
54,6
54
55,956,6
54,6
54,3 53,452,6
50,349,2
47,5
43,1
42,5
43,1
41,1
45,3
41,9
44,7
39,7
38,3
39
37,2
34,233,9
34,135,2
36,4
37
34,3
37,6
35,5
30
35
40
45
50
55
60
65
70
Ma
r-0
9
Ma
y-0
9
Jul-0
9
Sept-
09
No
v-0
9
Ene-1
0
Ma
r-1
0
Ma
y-1
0
Jul-1
0
Sept-
10
No
v-1
0
Ene-1
1
Ma
r-1
1
Ma
y-1
1
Jul-1
1
Sept-
11
No
v-1
1
Ene-1
2
Ma
r-1
2
Ma
y-1
2
Jul-1
2
Sept-
12
No
v-1
2
Ene-1
3
Ma
r-1
3
Ma
y-1
3
Jul-1
3
Sept-
13
No
v-1
3
Ene-1
4
Ma
r-1
4
Ma
y-1
4
Jul-1
4
Sept-
14
No
v-1
4
Ene-1
5
Ma
r-1
5
Ma
y-1
5
Jul-1
5
Sept-
15
No
v-1
5
Ene-1
6
Ma
r-1
6
Ambiente de Inversión: Indice de Percepción de la Economía Chilena
(Fuente: GfK Adimark)
OPTIMISMO
PESIMISMO
3. Financiamiento de Proyectos ERNC en Chile
Fuentes Alternativas de Financiamiento
Bancos
Comerciales
Project
Finance
Agencias de
Crédito de
Exportación
(ECAs)
Aseguradores
de Riesgo
Político (PRI)
Mercado de
Bonos
Organismos
Multilaterales y
Regionales
Organismos de
Desarrollo
Bilaterales
European
Investment
Bank
Presencia de los Multilaterales en el Sector ERNC de Chile
Requisitos Básicos para un Project Finance Exitoso
Evaluación
del Recurso
Ingeniería y
Construcción/O&M
Tecnología
Contrato de
SuministroAspectos Legales
SponsorsPrograma de
Seguros y Garantías
Consultores
Externos
Conexión
Eléctrica
Medioambiente
y Comunidad
Cambios Relevantes en Estructuras de Financiamiento tipo Project
Finance para ERNC
Hasta Junio 2015 Desde Junio 2015
D/E Máximo 80/20, prom. 70/30 Máximo 70/30, prom. 60/40
Plazo (door-to-door) Hidro: máx. 18 años
Solar: máx. 15 -16 años
Eólico: máx. 15 - 16 años
Sin Cambios
Requisito Venta de Energía Hidro: flexible
Solar: merchant + PPA
Eólico: PPA
PPA o PNE (< 9 MW)
Merchant solo excepcional
RCSD global en P50 Spot: 1,6x – 1,8x
PPA: 1,3x – 1,5x
Spot (excepcional): 1,7x – 2,0x
PPA o PNE: 1,3x – 1,5x
Cuentas de Reserva • Servicio de Deuda: 6 meses
• O&M: 3 meses
• Servicio de Deuda: 6 a 12 meses
• O&M: 3 meses
• Contingencia (PPA con bloque
mínimo garantizado)
Riesgo de los PPA (Clientes Libres o Discos)
CDEC
Off-Taker
PPA
1 Punto de
Inyección
1 ó más
Puntos de
Retiro
Energía Inyectada x CMg
Horario Punto de Inyección
Energía Retirada x CMg
Horario Puntos de Retiro
Energía Consumida x
Precio PPA x
Factores Penalización
Riesgo de PPAs (Clientes Libres o Discos)
Cuenta de Reserva de Contingencia
Análisis de Sensibilidad
de Flujos
Exposición al Spot
Obligación de
Adaptarse a Curva de Consumo
Estructura Típica de un Project Finance para Proyectos ERNC
Máximo 70/30, según pool de riesgos percibidos Capital Elegible puede incluir porción de Deuda Subordinada
Hasta 15-18 años “fully amortizing” Alternativamente, amortizable con balloon de hasta 30%, en la
medida que plazo subyacente ≤ 15-18 años) Línea IVA: COD + 12 meses
Modelable para obtener un RCSD objetivo / global / mínimo
USD para Crédito Amortizable de Largo Plazo CLP para Línea IVA
Razón D/E
Plazo
Moneda
Dimensionamiento
de Deuda
Perfil de
Amortización
En función de RCSD, dependiente del escenario probabilístico de generación eléctrica:
P50 c/ PPA: min 1,3x – 1,5x (ajuste por pérdidas por desacople)
P50 a Spot: min 1,70x – 2,00x (excepcional)
Estructura Típica de un Project Finance para Proyectos ERNC
Prenda sobre 100% de las acciones del SPV Hipoteca / Prenda sobre Activos de la Unidad Ecónomica Prenda o cesión de derechos sobre Contratos Relevantes Garantía de Terminación de los Sponsors
Cuenta de Reserva para Servicio de Deuda (6-12 meses) Cuenta de Reserva de O&M (3 meses) Cuenta de Reserva Contingente (PPA con Cliente Libre o Disco)
Contrato de Financiamiento y Contratos de Garantía bajo Ley Chilena, pero eventualmente bajo Ley de Nueva York u otra
“Cash Sweep”, en caso de presencia de cuota balloon
Garantías
Cuentas de
Reserva
Prepagos
Obligatorios
Jurisdicción
Limitar exposición riesgo a variación de tasa o moneda Generalmente estructuras con tasa fija (mín. 65-70%)Tasa de Interés
Conclusión: Banca está siendo más selectiva…
Algunas tecnologías son preferidas por sobre otrasExperiencia y Solvencia de los Sponsors es críticaSe descarta financiar proyectos en ciertas ubicaciones geográficas por disponibilidad del recurso, congestión de líneas, exposición a variación de precio nodal, vertimiento, aceptación social, etc.
Calidad de Proyectos
• Preferencia por PPA o Precio Estabilizado (PMGDs) por sobre alternativa merchant
• Análisis en profundidad de los riesgos asociados a los PPA
Estrategia de Comercialización
• Más conservadoras , lo que se refleja en menores ratios D/E
• Garantías de los Sponsors para sobrecostos más robustas
• Cuentas de Reserva ampliadas
Estructuras de Financiamiento
GRACIAS