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(G de Gestión) Hacia fines del año pasado, se pusieron en evidencia ciertas limitaciones del sector de generación eléctrica que podrían convertirse en problemas a mediano plazo. De acuerdo con el Minem, en diciembre del 2022 hubo un crecimiento en la demanda de energía en 5,9% respecto del mismo mes del 2021.
Esto no habría sido un problema si la producción se hubiera mantenido dentro de sus cauces regulares. Sin embargo, la época de estiaje se alargó y se redujo la generación de las hidroeléctricas en 29%, tras una caída de 26% el mes previo. La energía generada con diésel es un salvavidas en esas circunstancias, pero es la más costosa que existe en el mercado.
Las condiciones climatológicas son una incógnita y por eso existen reservas. Sin embargo, su uso puede traducirse en aumentos de costos de producción. La energía más cara de producir, frente al escenario del temporal, creció hasta en 208% a diciembre del año pasado. De hecho, se posicionó como el tercer recurso de energía.
Esto condiciona los precios en el mercado no regulado (spot), donde hay más de 2,500 clientes libres (grandes compañías, como mineras o industrias), los cuales adquieren los excedentes de energía que no compran los clientes regulados.
“El gran problema lo padecen los clientes libres, que sí se ven expuestos al precio spot, de corto plazo. No es el caso de las tarifas reguladas de distribución eléctrica (clientes residenciales), ya que están controladas”, explica Arturo Vásquez, presidente del Directorio del Grupo Distriluz, que genera, distribuye y comercializa energía eléctrica en 11 regiones del centro y el norte del país.
Así, los incrementos de precio ocasionados por el ingreso de las centrales de diésel al sistema pueden impactar los costos de muchas industrias en el país. Con un mayor uso del recurso más oneroso en función de circunstancias fuera de control (estiajes), ¿qué sucede con la supuesta sobregeneración de energía?
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Oferta
Un punto de partida es entender la dimensión de la generación a escala nacional. Actualmente, la máxima demanda del sistema eléctrico, a inicios de año, es de alrededor de 7,500 MW. Esto se respalda con una generación de 13,000 MW a 14,000 MW. La oferta supera a la demanda. Sin embargo, circunstancias atípicas, pero probables, como la variabilidad de las épocas de lluvias, implican riesgos. Posibles incrementos de demanda como el desarrollo e inicio de operaciones de proyectos mineros o la recuperación económica, que no necesariamente calzan con la puesta en marcha de proyectos de centrales eléctricas y aumento de capacidad instalada, también lo son.
“La sobreoferta de generación eficiente se reduce porque no entran suficientes proyectos de generación y la demanda va creciendo. Esto podría terminarse en el horizonte de los próximos cinco años. Se mantiene por la coyuntura y el menor crecimiento, pero preocupa que no se van a desarrollar proyectos de 500 MW o de 1 GW del saque”, sostiene Javier Matos, consultor legal en energía.
“Poco a poco vamos a ir entrando suavemente en la escasez, pero no se nos ocurre cómo se puede acelerar esto. Hay proyectos de ley que quieren dar condiciones favorables a las solares, pero se necesitan los contratos. El tema es que, como hoy no se ve la escasez, se darán cuenta un poco tarde, ya que los grandes proyectos toman años”, asevera César Butrón, presidente del Directorio del COES.
Está también la demanda de las mineras, cuyo peso es de cerca del 34% del total a escala nacional y de más del 50% del consumo de clientes libres. Solo Cerro Verde tenía, al cierre del 2021, alrededor del 7% de la demanda nacional, con más de 520 MW.
“La máxima demanda de una ciudad como Arequipa es de cerca de 200 MW. Hay otras mineras que consumen 300, 220, 80, y así. Solo con cinco mineras de 300 ya la demanda aumenta explosivamente. Si se activa Tía María de pronto, y algún otro proyecto minero, en los siguientes cuatro años —lo que demora un proyecto minero en construirse— estaremos en la misma situación”, puntualiza Butrón.
Según indica, hay registrados estudios de preoperatividad por 20,000 MW de nuevas centrales, de las cuales 10,000 MW corresponden a solares y 9,000 MW a eólicas. Estima que para que salga un proyecto a partir de ese punto se pueden requerir entre cuatro y cinco años.
Además de los plazos extensos que requiere el desarrollo de proyectos, en la actualidad, si bien el precio spot se ha recuperado en comparación con la seria caída que mostró hace algunos años, aún no resulta lo suficientemente atractivo para gatillar nuevas inversiones.
Una fuente gubernamental vinculada al sector indicó que el escenario de hoy no es favorable tanto por el lado de la incertidumbre actual como por el de la falta de precios atractivos. Asegura, además, que no hay una política macroeconómica para el sector para corregir distorsiones en el mercado.
“No vas a meterle al parque 200 MW o 300 MW adicionales cuando sabes que vas a pelear por precios bajos, más aún cuando no hay una demanda fuerte en este momento. Pero se tendrá en los próximos años y, si se considera que son inversiones de largo plazo, cuando entre en operación lo hará con precios más atractivos”, señala.
Recomposición
Otro punto importante del sistema energético nacional es la recomposición del mercado. Si bien no responde estrictamente a la escena local, Enel, el segundo jugador en generación privada, anunció el año pasado la decisión de salir de la operación que mantenía en el país.
Hasta el 3T22, la empresa líder en producción de energía eléctrica —no en capacidad máxima— en el país fue Kallpa (17.5%), seguida de la estatal Electroperú (12.5%), Enel (12.1%), Engie (11.2%), Fénix Power (7.4%), Statkraft (4.3%), Orazul Energy Perú (3.8%), Empresa de Generación Huallaga (3.5%) y Termochilca (2.9%), entre otras.
Luego de la reciente venta de Termochilca a la subsidiaria de Unacem (Celepsa), se espera que haya más movimientos en el sector eléctrico. De hecho, a inicios de mes Statkraft anunció la adquisición de dos proyectos RER aún en desarrollo (uno eólico y otro solar) por una inversión de cerca de US$ 700 millones.
La empresa noruega, que está presente en el país desde el 2002, cuenta con nueve centrales hidroeléctricas que suman cerca de 450 MW, y un pipeline que comprende 80% de energía eólica y 20% de solar.
“Tenemos unos 500 MW adicionales, entre eólicos y solares. La idea es que primero arranquen los dos proyectos que adquirimos a Grenergy. La expectativa es que hacia el 2026 o el 2027 ya estaríamos pensando en tener todo listo para construir nuestros proyectos greenfield”, indica Juan Manuel López, gerente comercial de Statkraft.
Engie, por su parte, ya estaría superando los 2.600 MW de generación con el proyecto eólico Punta Lomitas, que abastecerá a Angloamerican; pero el gatillador para más inversiones va, nuevamente, en torno a la demanda. El pipeline de la compañía francesa asciende a 1,000 MW para los próximos años.
“En la medida en que la percepción mundial del país mejore, obviamente vamos a seguir avanzando. Pero la decisión de inversión, como en el caso de Punta Lomitas, se hace sobre acuerdos comerciales que tengamos. Si encontramos acuerdos para adquirir la energía, tomaremos la decisión”, apunta Daniel Cámac, country manager adjunto de Engie Perú.
La salida
Pero lo que todavía depara como el M&A más importante es la venta de Enel. Según las fuentes consultadas, se trata de una operación que está entre los US$ 5,000 y los US$ 5,500 millones, por lo que será una bastante compleja de cerrar.
Esto es no solo por la cifra de inversión, sino también por la posición que podría tomar quien quiera adquirir dicha operación. Para las fuentes, es difícil que el Indecopi apruebe una posición de dominio en el mercado de generación, por lo que cualquier posible M&A por parte de un jugador local no sería sencillo.
Esta revista pudo conocer que Enel ha tocado la puerta de los algunos competidores en el mercado local. Engie, por su parte, señala que cualquier tema de M&A es confidencial.
“Independientemente de quién tome el control de esa compañía, por el tamaño va a involucrar la presencia de actores relevantes. La posibilidad de nuevos actores en el mercado es grande”, dice Cámac.
Para Matos sí existe mucho interés en grupos de private equity internacionales, al menos para las primeras rondas de negociación. Además de algún conglomerado europeo, otro jugador que podría ingresar es una compañía china o vietnamita, quienes tienen más resiliencia frente a situaciones políticas adversas y podrían aventurarse a ser postores.
Pese a que el escenario de inversiones no es el ideal debido a los conflictos sociales que se concentran principalmente en el sur del país, se espera que la salida de la multinacional se concrete hacia el cierre del 2023.
Asimismo, en los últimos años se sabe del interés de Kallpa por vender sus activos en el Perú, aunque por ahora no hay decisiones concretas sobre la posible compra, sea en su totalidad o por partes, de la principal generadora de energía.
Más allá de la ausencia de nuevas inversiones o posibles adquisiciones, lo único que es certero de todo el panorama eléctrico es que, si no se ponen en marcha nuevos proyectos, el superávit “aparente” poco a poco se irá reduciendo, lo que podría generar importantes contingencias a las industrias del país.