(G de Gestión) Dentro de pocas semanas entrará en operación la central eólica Punta Lomitas de Engie Perú, que será la más grande de su tipo en el país. Este proyecto también destaca por ser el primero de energía renovable no convencional realizado bajo contrato con un cliente y, según comenta El Mehdi Ben Maalla, CEO de Engie Energía Perú, no cuenta con ningún tipo de subsidio.
“Estamos sustituyendo progresivamente la energía convencional alta en Co2 por energía renovable no convencional, pero de modo seguro, soportado por nuestra infraestructura de generación a gas natural”, afirma. Con pocos meses en el cargo, Ben Maalla comenta en exclusiva a G de Gestión los planes de la compañía generadora, que cuenta con ocho centrales, una capacidad de 2.5 GW y el 20% de la generación instalada en el país.
¿Cuáles son los siguientes pasos tras la salida de su última central de carbón?
Dos centrales de este tipo han dejado de operar comercialmente. Una salió en el 2017 (Ilo1) y la otra desde diciembre del 2022 (Ilo21). Es un hito importante, porque ahora en el Perú ya no tenemos más generación con carbón. Además, esto va en línea con la estrategia de transición energética que el grupo tiene a escala mundial.
Pero aún tienen generación con diésel, que también es altamente contaminante.
La tenemos, pero estas centrales son de capacidad de respaldo. Se usan solo en casos de inadecuación de la energía en el sistema. Son usadas muy rara vez.
La que es parte del nodo energético.
Exactamente. El punto es que el gasoducto nunca llegó hasta el sur del país. Y, en principio, esa central iba a funcionar con gas. Pero en ocasiones debe entrar en funcionamiento para dar energía al sistema.
¿Y qué alistan en proyectos para nueva generación?
Ahora está entrando en operación comercial el proyecto eólico Punta Lomitas, que tiene una capacidad de casi 300 MW. Pese al COVID-19 y a otros problemas logísticos, hemos podido respetar el plan de ejecución.
En el 2018 entró en operación Intipampa. ¿Qué más viene en energías renovables no convencionales?
Punta Lomitas no solo es el mayor proyecto eólico del Perú: también es el primero que es resultado de un acuerdo entre dos empresas. Y este es un ejemplo de lo que queremos hacer con otros proyectos.
El cliente es Anglo American.
Sí, Punta Lomitas suministrará a Quellaveco. Lo que hicimos es no solo ofrecer un contrato de energía, sino también otros servicios. Con Anglo American también hemos llegado a un acuerdo para que puedan usar nuestro muelle en Ilo para exportar concentrado de cobre (antes lo usábamos nosotros para importar carbón).
¿No fue producto de una subasta ni tiene ingresos garantizados?
Exacto. No hay subsidios. Tampoco es resultado de una subasta en la que se garantizó una tarifa. Como parte de nuestra visión, consideramos que las energías renovables son competitivas y hacen total sentido por el lado económico. Pero siempre que haya un marco regulatorio adecuado.
Punta Lomitas fue viable por el cambio de regulación que otorgó potencia firme a las eólicas…
Sí. Para Punta Lomitas tenemos un ingreso por potencia. Es un punto que ayuda al desarrollo de este tipo de energía en el Perú. Sin embargo, lo que pasa, de otro lado, con las solares, es que no tienen generación al final del día, y las horas pico de demanda son entre las 6:00 p. m. y las 11:00 p. m., por lo que no cuentan con ese ingreso por potencia. Sin embargo, el Perú es altamente competitivo y habría que ajustar la regulación.
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¿Cuál es la cartera de proyectos en energías renovables que tiene Engie?
Hoy tenemos una cartera de 1.2 GW de proyectos renovables en desarrollo, una parte de centrales eólicas y otra parte de proyectos solares.
En potencia, es casi la mitad de lo que tienen ahora. ¿Cuál sería el plazo de implementación?
No todos los proyectos van a ser implementados en el corto plazo.
¿Cuál es el horizonte?
Depende. La manera en que desarrollaremos estos proyectos está vinculada a la demanda de los clientes. En particular, sería con clientes mineros que necesitan energías limpias para lograr sus objetivos de descarbonización. Estas centrales serán desarrolladas de manera selectiva.
¿Qué buscan con esta cartera de proyectos?
Estamos mirando que tengan sinergias con nuestro portafolio actual. Queremos contar con las mejores ubicaciones para conseguir óptimas condiciones de viento y sol. No son muchos proyectos, pero algunos tienen un nivel de desarrollo extremadamente avanzado y con varias propuestas para contratación.
¿Tienen algún proyecto nuevo para este año?
Estamos evaluando centrales solares en el sur del país de manera similar a Punta Lomitas, cuya finalidad sea la de atender clientes en específico.
¿Pero se podría empezar con una central solar este año?
Primero habría que contar con un PPA [power purchase agreement, contrato de energía para el largo plazo] para que se active la construcción.
¿Cuántos proyectos hay en esa cartera de 1.2 GW?
Entre seis y ocho proyectos.
¿Cuáles son los más avanzados?
Son dos proyectos solares: uno de 300 MW (Hanaqpampa) y otro de 118 MW (Ruphay). Ambos con permiso ambiental aprobado.
¿Qué ajustes en la regulación se requieren para impulsar la energía solar?
Hay varios temas regulatorios y leyes en discusión sobre la posibilidad de tener licitaciones vía bloques horarios, lo que permitiría el desarrollo de estos proyectos. [Se podría contratar para las horas de sol, cuando las centrales producen energía.] Obviamente, habría que tener las precisiones necesarias para que no se afecten ni los activos ni los contratos.
¿Qué otro tipo de inversiones están en capacidad de realizar?
Tenemos capacidad en diseño y ejecución de líneas de transmisión y lo hemos hecho también para un cliente. También evaluamos desarrollar este tipo de proyectos para el sector minero y en concesiones con el Estado peruano.
¿Cuál es el monto de inversiones previsto para este año?
Si tenemos que hablar de inversiones, lo hacemos de manera trianual. Entre el 2021 y el 2023 la inversión es por US$ 350 millones. Buena parte de este monto se usó en Punta Lomitas y otra parte en un proyecto de baterías (BESS) para almacenamiento en el complejo de Chilca. No puedo dar el monto específico para este año.
¿Cuál es la utilidad del proyecto de baterías?
En el sistema eléctrico, todos los operadores tienen que reservar parte de su capacidad para lo que se denomina “reserva primaria de frecuencia”. Con este proyecto, ahora vamos a utilizar baterías para cubrir esta reserva y contaremos con más capacidad para atender a nuestros clientes. No necesariamente para venderles más energía, pero sí para contribuir con el sistema global.
¿Qué características tiene este proyecto?
Es un sistema de baterías de aproximadamente 30 MW. Empezamos a desarrollarlo hace un tiempo, durante el segundo trimestre del 2022, y entrará en operación en los próximos meses.
¿A qué se destinará el monto de inversión previsto para este año?
Siempre hacemos mantenimiento de nuestras centrales termoeléctricas de Chilca. También haremos algunas inversiones en Quitaracsa, donde, por los fenómenos climatológicos, fue afectada la central. [En abril, la central estuvo paralizada, temporalmente, por seguridad.]
¿Y cuál es la situación actual de la central?
Nos encontramos trabajando en nuestro plan de recuperación. Afortunadamente, estamos en época de estiaje, cuando la demanda de generación hidroeléctrica baja y nos permite hacer estos trabajos. [No precisaron si seguía paralizada.]
¿Cómo está compuesta la cartera de clientes de la empresa?
Hoy tenemos 96 clientes libres y 12 empresas de distribución. En términos de ingresos, la mitad de los ingresos, aproximadamente, corresponde a los libres, y el resto a los regulados. Está balanceado.
Al cierre del 2022, la cantidad de clientes libres totales en el país subió, nuevamente por migración del mercado regulado. Ya no quedan muchos. ¿La estrategia es quitarle competidor?
Hoy en día, el potencial de clientes regulados que son elegibles para el mercado libre ya hicieron la migración. Por ello, estamos en un mercado donde el crecimiento será con nuevos proyectos de minería o renovación de contratos.
Los resultados al primer trimestre muestran que las ventas netas crecieron 16%, pero la utilidad neta presenta una caída de 5%. ¿A qué se debe?
Hubo un gran aumento en el volumen de venta en comparación con el mismo periodo del año pasado. Luego de la conflictividad social, la demanda se recuperó, al igual que nuestra facturación. Además, coincidió con los fenómenos hidrológicos que tuvimos en ese periodo, lo que incrementó el despacho de nuestras centrales térmicas. La utilidad cayó por el menor efecto positivo del tipo de cambio.
¿Cuál es la proyección de ingresos para el 2023?
Ese es un dato que no podemos proporcionar.
Los activos de Enel Generación aún están a la venta. ¿Es algo que les interesa o que están evaluando?
No podemos manifestarnos respecto a compras. En realidad, las operaciones de entrada y salida en el sector de energía son bastante comunes. En el Perú siempre hemos crecido de manera orgánica y vemos un potencial de continuar haciéndolo.
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Short bío
Estudios:
Ingeniero civil por la Université Libre de Bruxelles, con un título de Ingeniería por el Institut Français du Pétrole School (ENSPM) y una maestría en Finanzas por la Solvay Business School.
Experiencia:
Con doce años de carrera en el Grupo Engie, ha ocupado los cargos de director y head of Acquisitions, Investment and Financial Advisory (AIFA) en Engie Brasil, y de senior financial advisor en Dubái para la Unidad de Negocios de Engie en Medio Oriente.
Hidrógeno verde
Engie ve potencial en el Perú para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde. La idea, comenta Ben Maalla, es realizar una coinversión con un cliente para la instalación de una planta alimentada con energía renovable no convencional, en la que se pueda ejecutar el proceso de electrolisis necesario para producir este combustible que no contamina y que puede ser usado por clientes libres u otras industrias. Se trata de un plan que está en etapa muy temprana, pues aún no se ha identificado proyecto alguno ni lugar para desarrollarlo. “Hay potencial, pero se debe contar con un marco regulatorio definido y con contratos de largo plazo de clientes que quieran comprar hidrógeno verde”, indica.
Sector eléctrico: tres asuntos pendientes
Hasta hace algunos años, el mercado eléctrico se encontraba en sobreoferta, lo que fue el resultado del desarrollo de centrales promovidas por el Estado. Tanto esta situación como otros factores de índole regulatoria ocasionaron distorsiones en las señales de precios, lo que eventualmente originó enfrentamientos entre distintos actores de los segmentos de generación y distribución eléctrica.
Actualmente, esta sobreoferta se ha reducido y el exceso de capacidad instalada se encuentra en un nivel que permite contar con un respaldo saludable para el sistema en general. No obstante, según especialistas consultados aún existen al menos tres asuntos pendientes que, de implementarse, podrían fortalecer el sector.
¿Quo vadis, RER?
Han pasado casi 15 años desde la instalación del marco regulatorio para el fomento de recursos energéticos renovables (RER) o fuentes de energía renovable no convencionales. En un principio, y durante varios años, dichas fuentes fueron criticadas, pues requerían de ingresos garantizados que en última instancia eran asumidos por los consumidores finales. Hoy, al menos en el caso de las centrales eólicas, las RER se han vuelto lo suficientemente competitivas para no requerir subsidios. Todo indica que las fuentes solares también lo son; sin embargo, por carencias regulatorias aún no pueden generarse contratos como el que ha puesto en marcha Engie con Punta Lomitas. Que ello ocurra pasa por asignarles potencia firme o generar condiciones para que existan licitaciones por bloques horarios.
Líneas planificadas
Aunque no es inminente, el riesgo de congestión de las redes de transmisión eléctrica podría ser una realidad si no se planifican y adjudican proyectos de líneas de transmisión con suficiente anticipación. El desarrollo de RER, que implica una mayor diversificación geográfica de las centrales, también representa mayor estrés para el sistema por la naturaleza intermitente de las mismas. En la actualidad, concluir un proyecto de líneas de transmisión de gran envergadura toma, aproximadamente, cinco años. Es necesario alinear esto con el norte que se le vaya a dar a la política energética en el país.
Ajustes en distribución
Las distorsiones del mercado de los últimos años generaron incentivos para que clientes del mercado regulado migren al mercado libre en busca de precios más bajos. En el camino, las empresas distribuidoras, tras perder a sus clientes por un tema regulatorio, debían asumir un sobrecosto por haber comprado potencia para poder atender a estos usuarios regulados que se convirtieron en libres. Así, la normativa del sector podría ser modificada para corregir este punto y promover futuras migraciones bajo condiciones más claras.
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