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