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Statkraft: C.H. Rapay I y II en espera

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Juan Manuel López, gerente comercial
Juan Manuel López, gerente comercial

ProActivo

Statkraft, líder global en generación hidroeléctrica  tiene un 5% del market share de Perú, unos 450 megavatios instalados provenientes de nueve centrales hidroeléctricas, aunque Rapay I y II quedó en “Stand by” por precio de mercado. La firma noruega, cero carbono, es la más grande en energías renovables en Europa. ProActivo conversó con su gerente comercial, Juan Manuel López, quien analizó la problemática energética en Perú.

Statkraft está en Perú desde el 2002 y al adquirir la Central Hidroeléctrica Cahua buscó otros proyectos, así encuentra Cheves, que al ser más grande, la dividimos en tres etapas.

En el 2007, se adquirió Electroandes. Con el proyecto Cheves listo para su desarrollo, en el 2009 el Estado implementó subastas especiales para promover la generación de hidroeléctricas, a través de las cuales  Cheves se adjudicó contratos con empresas distribuidoras para cerrar el financiamiento y construir el proyecto. De lo contrario, no se hubiera podido construir esa hidroeléctrica porque los precios del mercado mayorista estaban muy por debajo del precio que se necesita para solventar esa iniciativa.

En la actualidad tenemos un 5% del market share, son unos 450 megavatios que tenemos instalados en Perú, con energía cero carbono.

¿En cuánto estimaron la demanda en Cheves?

Se consideró la población en industrias existentes, más nuevos proyectos en el horizonte, principalmente mineros y se elaboró una estrategia para contratar un porcentaje de su capacidad de potencia.

En la licitación nos adjudicamos 109 megavatios (MW), aunque puede producir 176 MW, estamos dentro de lo previsto. Es decir, la actual reducción en la demanda no nos impacta pero si lo hará a proyectos futuros.

Por ejemplo, teníamos el proyecto Rapay I y II, de unos 80 MW cada uno. Lo desarrollamos hasta hace un año, pero como la demanda no crecía y los precios tampoco ayudaban por la sobreoferta, decidimos ponerlo en “stand by”.

¿Cuánto tiempo prevén seguirá esa situación?

La sobreoferta de energía seguirá hasta el 2025. Pero un proyecto hidroeléctrico necesita por lo menos 5 años; entonces, por el 2018 o 2019 debemos ver las posibilidades en el largo plazo para el crecimiento de la demanda y cómo los precios de la energía podrán sustentar un proyecto hidroeléctrico.

Otro aspecto importante es el precio, porque hoy construir una hidroeléctrica demanda en el mercado mayorista 60 dólares por megavatio hora, se busca que el precio de largo plazo sustente la inversión.

¿Les afecta la deglaciación?

En el caso de Electro Andes, el agua que proveniente de glaciares es poca. Tenemos en ceja de selva del centro del país la hidroeléctrica Yaupi, de 113 megavatios, con embalses en la parte alta de la cordillera, que no provienen de glaciares, son almacenajes de lluvia, que usamos en época de estiaje. Y en Cahua, sí, parte del agua que almacenamos viene de glaciares pero el impacto no es crítico. No dependemos directamente como la C.H. Cañón del Pato, en Huaraz.

Ahora, que hay un impacto real por el cambio climático, claro que sí, y hemos visto en el largo plazo algunos impactos en nuestras cuencas, pero no tan alarmantes.

¿Cómo marchan en transmisión eléctrica?

Tenemos unos mil kilómetros en líneas, muchas son para evacuar la energía de nuestras centrales hidroeléctricas; y también tenemos un sistema de trasmisión muy grande en la zona central  del país, que atiende a todo el hub minero de Cerro de Pasco y de Junín. Por el lado de Statkraft, no tenemos problemas en trasmisión.

Lo que sí vemos a nivel país, es que hay retrasos en las construcciones de proyectos importantes, como la segunda línea de 500 kilovoltios, desde el Mantaro hacia Arequipa, que debió terminarse en 2016. Eso origina que la energía barata del centro no pueda ir hacia el sur, donde hay una central a carbón para atender la energía que no puede llegar por congestión del sistema. Debe solucionarse en julio (2017), y con eso el sistema de trasmisión  será muy robusto. Mientras, se seguirá desarrollando uno de 500 kilovoltios, desde Arequipa hasta Trujillo. Porque la idea no es tener solo sistema radiales sino en anillos,que dan respaldo y hace seguro el suministro.

En el ámbito internacional, ¿para cuándo piensa que pueda concretarse una política de interconexión?

Primero, es muy importante que se pongan de acuerdo los países. Tiene que haber voluntad política de los gobiernos; y en por lo menos un año podrían tener el marco regulatorio definido (bajo las normas de la CAN), luego construir la línea no toma más de tres o cuatro años, cuando todo está definido y claro.

Quizá en el 2021 o 2022, si todo va bien podría estar lista la interconexión con otros países, y dependiendo de las reglas bajo las cuales se construye esta red, las empresas empezarán a tomar sus decisiones.

Las empresas en Perú podrían ir a Chile, por ejemplo, a buscar contratos financieros  de largo plazo y con eso pueden construir centrales en Perú. Eso depende mucho de que la interconexión no sea interrumpible, que el cliente que uno tiene en el otro país esté seguro de que siempre habrá flujo de electrones para atenderlos.

¿Los precios que tenemos están aptos para este tipo de acuerdos?

En su momento se verá si los precios de energía en nuestro país son más baratos que en el otro país. No olvidemos que Chile no es el mismo de hace dos años cuando tenía precios de 120 dólares por MW hora y Perú estaba en 40. Ahora, los tiene entre 50 y  60 dólares.

Hoy, en el norte de Chile, unas de las zonas con mayor radiación en el mundo, al igual que Arequipa, se desarrolla mucha energía solar. En esa situación, se puede producir un intercambio  bidireccional de energía: Chile durante el día tendrá energía muy barata que nos la puede enviar, pero en la noche esas centrales solares necesitan un respaldo de energía hidroeléctrica o de gas natural, y Perú tiene potencial para suministrarlo.

Así, podremos tener energía barata de Chile en la mañana, y en la tarde/noche le enviamos energía hidroeléctrica o con gas natural.

¿Nuevos horizontes?

Ingresamos al rubro retail y ya tenemos contrato con Cencosud por 40 MW.

 

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