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27/03/2012 | Análisis: Biotecnología, épocas de vacas flacas

De Nuestra Redacción

Las firmas de biotecnología están comenzando a percibir una dura realidad: la época de las vacas gordas se acabó. Ese pequeñas e innovadoras empresas farmacéuticas ya fueron del aprecio de los inversores, consiguiendo captar millones de dólares de capital de riesgo y más aún después, con apertura de capital.

 

Pero en los últimos años, este tipo de financiación para biotecnología está en declive, debido al ambiente económico difícil y a los bajos retornos para las ofertas de las acciones.

Los inversores de riesgo aplicaron un total de 3.92 billones de dólares el año pasado en firmas de biotecnología en todas las prácticas de desarrollo –bien por debajo de los 6,17 billones de dólares en 2007, según VentureSource. Y los stocks de las firmas de biotecnología que abrieron el capital el año pasado consiguieron, en promedio, un 29% menos que la media de las expectativas de cotización, según el banco de inversión Needham & Co. Algunos inversores de riesgo pararon completamente de financiar nuevas firmas de biotecnología.

En paralelo, los grandes laboratorios farmacéuticos, cuyos acuerdos con las firmas de biotecnología son otra gran fuente de financiación, están exigiendo más de ellas para cerrar negocios, vinculando, cada vez más, sus inversiones a pruebas concretas de éxito. Para las firmas de biotecnología que buscan obtener dinero, la situación es complicada, dijo Davis Pompliano, director presidente de la firma de biotecnología BioLeap, que ha hecho reuniones con inversores de riesgo, tanto personas físicas como fondos empresariales, para complementar los 5 millones de dólares que captó hace dos años. “El ambiente está difícil”. Como resultado, las firmas de biotecnología están apretando los cinturones y esforzándose para conseguir, con creatividad, otras fuentes de financiación. Algunos están contratando menos científicos y tercerizando ciertas tareas, tales como sintetizar substancias con buen potencial farmacéutico. Algunos cerraron las puertas por falta de fondos, mientras otras buscan patrocinadores ricos en el exterior, fondos de laboratorios farmacéuticos para nuevas iniciativas, o ayuda de fundaciones privadas, según personas del sector.

Pero algunos avances prometedores pueden acabar inexplorados si las nuevas firmas de biotecnología que no encontraran maneras de obtener capital inicial. “Hay mucha discusión por ahí: cuál es el nuevo paradigma, o será que vamos ver una industria de biotecnología que va a enflaquecer?”, dijo Kevin Collins, abogado de Jenner & Block, que trabaja en el sector.

 

A buen seguro aún hay dinero disponible para algunas ideas, y los valores de financiación han subido recientemente. El año pasado, el total de los 4,7 billones de dólares en capital de riesgo y otras fuentes invertidos en empresas de biotecnología de capital cerrado fue el mayor desde los 5.4 billones de dólares de 2007, según un informe de MoneyTree elaborado por PricewaterhouseCoopers y la Asociación Nacional del Capital de Riesgo de Estados Unidos. Pero la inversión no volvió a los altos niveles de antes de la recesión, y hay menos negocios siendo realizados, en especial con firmas nuevas. El año pasado, 98 firmas de biotecnología recibieron capital de riesgo por primera vez, ante 141 en 2007, según dice el informe de MoneyTree. Ellas captaron un total de 842 millones de dólares en financiación inicial en 2011, un 19% menos que en 2007.

La mentalidad de ampolla, en que todas las buenas ideas reciben financiación, ya acabó”, dijo Elias Zerhouni, que estudió la financiación del sector para la Organización de la Industria de Biotecnología, grupo sectorial de Estados Unidos, y ahora es jefe de investigación y desarrollo del laboratorio francés Sanofi SA. La crisis económica alcanzó a los inversores de riesgo, que pasaron a hesitar antes de aplicar su capital, cada vez más escaso, en firmas de biotecnología caras y arriesgadas –tales como ARYx Therapeutics Inc., de Fremont, California, que cerró las puertas el año pasado, después que FDA, la agencia americana que reglamenta los alimentos y medicamentos, aplazó la orientación que debería dar para el desarrollo de una droga para enfermedades gastrointestinales. En contraste, las nuevas firmas de internet demostraron ser más lucrativas, más baratas para financiar, y menos dependientes de una fiscalización imprevisible de los órganos reguladores, dicen los inversores de riesgo.

El sistema eléctrico brasileño y la racionalización

Desde 2004, con El Nuevo Modelo del Sector Eléctrico brasileño, las distribuidoras de energía pasaron a tener una atribución extra, además de llevar energía a un 99,2% de los hogares de ese país. Se trata de la garantía del suministro futuro de energía, evitándose así situaciones de emergencia de racionamiento, como ocurrió en 2001 y que tuvo impactos negativos en la economía brasileña.

Por medio de un mecanismo eficaz, las empresas de distribución declaran anualmente las necesidades futuras de energía eléctrica para atender a sus clientes, con base en sus proyecciones de mercados. El Ministerio de Minas y Energía consolidad esas necesidades y promueve subastas para decidir los proyectos de usinas que atenderán la demanda de energía del país. La elección es realizada con base en el precio del megawatt por hora (MWh) y los emprendedores que se propusieron construir sus proyectos y atender a las necesidades de energía con la menor tarifa saldrán vencedores. La eficiencia sólo será alcanzada cuando haya un justo equilibrio entre los mercados regulado y libre.

Son ellos los que suscriben contratos con las distribuidoras, comprometiéndose a suministrar energía por periodos largos, de 15 a 30 años. En 2011, por ejemplo, hubo licitaciones con inicio de suministro de energía previsto a partir de enero de 2016, con plazos de hasta 30 años. Los contratos son utilizados por las distribuidoras para garantizar, que en el futuro, hay energía que sea entregado a sus clientes, reduciendo el riesgo de un racionamiento. Los ingresos futuros de esos contratos son utilizados por los emprendedores para financiar sus obras con bancos e instituciones financieras, son las llamadas garantías. Todo ese procedimiento garantiza al país la seguridad energética para soportar el crecimiento económico y la demanda cada vez más creciente de energía eléctrica. Ganan los inversores por las oportunidades de negocios y gana el consumidor por la garantía de oferta de energía al menor precio posible. Desde 2004, fueron licitadas cerca de 60 mil MW de nueva capacidad instalada, lo que representa a poco más de cuatro usinas hidroeléctricas Itaipu.

Para las distribuidoras, el mecanismo es, en principio, neutro, pues los costos con la compra de energía son pasados a la tarifa sin ningún margen. Resta, sin embargo, un riesgo a las empresas de distribución. Si el consumo previsto con cinco años de antelación no se realizase habrá energía de sobra y, a partir de cierto volumen, el costo adicional será acarreado solamente de la propia empresa de distribución. Hay mecanismos de corrección de esos desvíos de proyección, que funcionaron bien hasta 2010, pero que están limitados e insuficientes.

Existen en Brasil dos mercados de energía: los grandes consumidores, que pueden escoger comprar directamente de los generadores y comercializadores (Mercado Libre) y los consumidores pequeños atendidos obligatoriamente por las distribuidoras (Mercado regulado). Cuando un cliente convencional de gran porte (demanda contratada superior a 3 MW) ejerce la opción de adquirir energía de otro proveedor, o sea, resuelve hacerse un cliente libre, la energía que la distribuidora adquirió para atender a este cliente pasa a no tener un consumo asociado, habiendo una sobre contractual de energía. Para disminuir este exceso, la distribuidora puede reducir los volúmenes que contrató, pero no aquellos asociados a las licitaciones de expansión, pues esta opción dificultaría la obtención de financiación por los emprendedores. En este caso, las reducciones contractuales pueden ser realizadas en contratos de energía existente, firmados con usinas que ya están en operación.

A lo largo de los últimos años, muchas empresas de distribución ya redujeron la totalidad de los contratos de energía existentes, de modo que cuando un cliente migra al Mercado Libre la sobra de energía de la distribuidora se transforma en un costo sin ingreso equivalente, provocando un desequilibrio económico. Situación más crítica se ha configurado con la migración al Mercado Libre de clientes menores, de hasta 500 KW, que adquieren energías de fuentes incentivadas (pequeñas hidroeléctricas, usinas de biomasa y eólicas), con subsidios de los demás clientes. En esos casos, aunque haya contratos de energía existentes, ellos no pueden ser reducidos. El hecho es preocupante es que las sobras de energía asociadas a estas migraciones ya representan, en algunas distribuidoras, hasta un 1% de sus mercados consumidores.

El carácter de emergencia de la situación puede generar serios riesgos al sector. Con costos elevados de compra de energía y sin los respectivos clientes para realizar ingresos, las distribuidoras de energía pueden comenzar a no ser capaces de honrar los contratos de energía firmados. La solidez financiera también es afectada por el hecho de que la parte de la tarifa de suministro asociada a la remuneración y costeo de las distribuidoras viene reduciéndose en los últimos años. Lo que está en juego es seguridad energética de Brasil y la sostenibilidad de su sectr eléctrico.

Se observa un movimiento amplio en pro de la ampliación del Mercado Libre, aumentando los clientes que pueden dejar de adquirir energía de las distribuidoras y escoger su proveedor. La competencia en sí entre los generadores de energía sería saludable, desde que se establezcan las condiciones para que la expansión de la oferta de energía sea mantenida para que los contratos ya firmados puedan ser honrados. La actual política de incentivos aplicada al sector eléctrico, vía exenciones o reducciones tarifarias merece atención. El descuento tarifario obtenido por algunos segmentos encarece la tarifa de los demás usuario. Así, la mensuración de esos impactos debe ser continua y el mantenimiento de este tipo de incentivo debe ser bien justificado. Las distribuidoras creen que la sostenibilidad del Modelo del sector eléctrico brasileño, sabiamente implementado en 2004, sólo será alcanzada cuando haya un justo equilibrio entre el mercado regulado y el mercado libre con mecanismos que permitan atribuir la responsabilidad por la garantía de expansión de la generación también a este último. Con reglas claras y contratos respetados ganan todos, inclusive los consumidores residenciales.

Chile: Impuesto a las emisiones genera ruido a la industria eléctrica

De las más de 100 medidas que contiene el plan Estrategia Nacional de Energía a 2030, lanzado a principios de marzo por el Presidente Sebastián Piñera, una de ellas despertó especial inquietud en la industria eléctrica. La sola idea del gobierno de evaluar un impuesto a las emisiones de dióxido de carbono (CO2) de las centrales termoeléctricas generó ruido y sorpresa en un sector que hoy representa el 30% de la matriz de generación del país.

Ruido, porque si se fija un gravamen, las plantas carboneras deberán incorporar nueva tecnología para mitigar las emisiones de CO2 que hoy generan, encareciendo, con ello, sus inversiones. Esto se daría en momentos en que las empresas están invirtiendo del orden de US$ 1.000 millones para adecuarse a la nueva norma de emisiones para las termoeléctricas que se dictó recién el año pasado.

Y sorpresa, porque si bien el ministro de Hacienda, Felipe Larraín, y el propio Presidente Piñera, habían planteado la opción de establecer "impuestos verdes", en el sector empresarial había dudas sobre si finalmente la idea prosperaría.

Un ejecutivo de una eléctrica confirma que "el tema se venía monitoreando desde hace un tiempo, pero no  sabíamos que se iba a lanzar ahora, y eso nos sorprendió". Otro ejecutivo de una generadora, agrega: "Sabíamos que el gobierno analizaba alternativas para promover una matriz más limpia, pero nos descolocó que se incorporara como una de las ideas del plan".En algunas empresas preocupa  el mayor costo que podrían tener que asumir y evalúan encargar estudios para estimar cuál sería el sobreprecio que deberían afrontar.

En el gobierno aclaran que no es una decisión que esté tomada, que se trata sólo de una alternativa y que tampoco hay un plazo perentorio para decidir. El gobierno también analiza otras opciones: que las eléctricas compensen sus emisiones con plantaciones forestales o implementar un mercado de bonos de carbono. Todas tendrán impacto en precios. "Para tener una matriz más limpia, hay que asumir mayores costos", dice una autoridad.

El personero afirma que esta decisión no debería sorprender a los privados, "porque siempre estuvo presente en el programa energético del gobierno propender hacia una matriz más limpia"."Energía segura, limpia y barata". Ese fue uno de los objetivos del programa energético de Sebastián Piñera. Pero un eventual tributo a la emisión de las carboneras tendría un efecto contrario en los precios de la energía, alertan en el sector privado, con el agravante, explican, que hoy Chile tiene una de las energías más caras del continente.

Expertos advierten que un posible gravamen subirá los costos de inversión y operación de las generadoras a carbón, y que en el corto o en el largo plazo el alza se traspasará a los clientes. "Las mayores exigencias ambientales y la incorporación de nuevas tecnologías se traducirán, necesariamente, en un encarecimiento del desarrollo a carbón", afirma René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras de Chile.

Un impuesto tendría implicancias relevantes en la industria, sostiene Muga, dado que el 51% de los proyectos eléctricos con aprobación ambiental son a carbón y el 42% de las iniciativas hoy en construcción usarán ese combustible.  El energético no es el único sector que aporta con CO2, indica. "La energía genera el 27% de las emisiones de Chile; el transporte, entre el 25% y 30%; la agricultura, el 20%, y la industria otro 20%", detalla.

Para María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, el impacto para los usuarios no está en discusión. En lo inmediato, afirma, los mayores costos no afectarían las tarifas a clientes residenciales, pues desde 2010 las cuentas de los hogares dependen mayormente de las licitaciones de suministro. Pero, aunque esos contratos duran de 12 a 15 años, existe una ventana en la que se sentiría el efecto de un nuevo tributo. "Esas licitaciones aseguran los consumos de los primeros tres años, pero después deben hacerse nuevas licitaciones para cubrir el crecimiento que tendrá la demanda. Ahí, la tarifa para esos nuevos consumos recogería el impacto de los mayores costos de generación que significaría el nuevo impuesto", agrega Renato Agurto, de Synex. Coincide HughRudnick, académico de la Universidad Católica. "Si se definiera hoy un impuesto, el efecto para los clientes residenciales se sentiría desde 2014 en los nuevos precios licitados", añade.

En el sector empresarial también están inquietos por la aplicación de un impuesto, pues suscriben directamente sus contratos con las generadoras y deberán enfrentar mayores tarifas a corto plazo. "Como los contratos son libres, los costos futuros se traspasan directamente a las tarifas de grandes clientes y todo lo que implique mayor inversión en el desarrollo y operación para las centrales será transferido de inmediato a ellos", dice Francisco Aguirre, de Electroconsultores.

Uno de los sectores más afectados sería la minería, que consume más del 30% de la energía del país.Además de subir el costo de las carboneras, María Isabel González señala que un impuesto empujaría también el costo de producir con agua. "Si subes el costo de una carbonera, una central hidroeléctrica, que compite con ella, tomará también precios mayores", señala. Explica que, debido a que el carbón es la tecnología de desarrollo base de la matriz, el impacto sobre precios del impuesto al carbón sería muy cercano al 100%.

Eduardo Bitrán, economista y ex ministro de Obras Públicas, opina distinto. Piensa que si bien la energía será más costosa, el incremento sería marginal, versus los beneficios para el país. "Me parece sensato y eficiente que se plantee un impuesto al CO2", señala. Aunque, agrega, "debería aplicarse no sólo al sector eléctrico, sino a todas las emisiones de fuentes fijas".

En el gobierno admiten que "uno de los temas a analizar es el impacto que un eventual impuesto tendría en los precios de la energía y en la competitividad de la industria". Ese estudio, según una autoridad de gobierno, se realizaría durante el primer semestre de 2012.

No obstante, en Energía aseguran que el gobierno no ha abandonado el propósito de tener energía más económica y que, con ese fin, hay que ponderar tres variables. "Si tenemos energía más segura y menos dependiente del exterior, podemos compensar el costo que implicaría tener una matriz más limpia. Lo importante es el balance de esos tres factores", dice una autoridad. En la cartera explican que el gobierno está preocupado  de la huella de carbono, que podría castigar a las exportaciones chilenas. Recuerdan, además, que la norma de emisiones para termoeléctricas de 2011 estableció los parámetros de emisiones para tres componentes principales: material particulado (MP 2,5), dióxido de azufre (SO2) y óxido de nitrógeno (NOx).  Pero dejó fuera al CO2. "Entendemos que si Chile hace un esfuerzo, podemos recuperar los costos económicos y tener beneficios mayores", explica un personero.

Si Chile opta por gravar las emisiones de CO2, seguiría el camino de países desarrollados. El caso más reciente es el de Australia, que en 2011 fijó un impuesto de US$ 24,7 por tonelada de dióxido de carbono emitido. Estudios privados de ese país indican que el costo de la energía se elevará en torno al 10%.Desde 2009, Dinamarca, Finlandia, Noruega, Suecia y Canadá ya aplican algún tipo de impuesto sobre las emisiones del carbón. Francia ha anunciado que lo implantará. Nueva Zelandia ha establecido un mercado de intercambio de cuotas de emisión.

Offnews.info (Argentina)

 



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