Demanda eléctrica crece y presiona al Gobierno para definir proyectos

Por Luis Corvera Gálvez

"Gracias a la intensa actividad comercial e industrial en nuestra área de concesión (Lima Sur), el consumo de electricidad de nuestros clientes de media y alta tensión se incrementó 12,9% en el 2006", comenta con entusiasmo Luis Fernando de las Casas, gerente de Finanzas de Luz del Sur. Un mayor volumen de ventas que se tradujo en 14,5% más de utilidades que en el 2005.

Mas no solo Luz del Sur se vio favorecida con mayores ventas de energía, pues las empresas de generación eléctrica tienen desde el año pasado tasas de incremento en sus despachos mensuales de electricidad de hasta 11% frente al consumo del año anterior.

Las tasas de crecimiento promedio del sistema han variado hasta ahora entre 4% y 8%.

¿UN GRAN AÑO PARA TODOS?
Para Juan Carlos Camogliano, gerente de Planificación, Proyectos y Desarrollo de Enersur, si bien hay una mayor demanda eléctrica, en realidad son los proyectos mineros, sobre todo del sur del país, los que permitirán mantener el crecimiento de la demanda de energía en tasas de 10% al año (alrededor de 550 megavatios --MW-- de potencia adicional al año). Y es que cada proyecto minero demanda no menos de 50 MW, lo que equivale a un tercio de la producción de una planta tipo de generación a gas.

Pero aun sabiendo que hay espacio para construir más centrales que cubran el incremento de la demanda, esto no ocurre. Si bien hay varios anuncios de nuevas plantas, como los de Santa Rita, BPZ, Egasa, Egechilca, Egesur y Electro-Perú, son pocos los proyectos que tienen fechas claras para entrar en operación.

En adición a la segunda planta de Suez en Chilca (175 MW que entrarán al sistema en junio) y la primera de Globeleq en la misma ubicación (169 MW en agosto), solo figuran las ampliaciones que va a realizar Duke Energy en Carhuaquero, Cajamarca (9,7 MW en noviembre y 5,6 MW en junio del 2008). El Platanal (400 MW) y la ampliación de Machu Picchu (75 MW) están por iniciarse, pero no tienen fecha de entrega.

En ese escenario, de mantenerse las tasas de crecimiento de la demanda, hacia fines del 2008 se habrá absorbido el íntegro de la nueva oferta de las plantas de Suez, Globeleq y Duke. Y de no desarrollarse nuevas plantas eficientes (de bajo costo de producción), el país tendrá que recurrir al uso de equipos viejos, a diésel, cuyo costo de operación es muy alto (hasta tres veces el de las centrales a gas natural o de las hidroeléctricas, que son las primeras en atender la demanda).

En Enersur son conscientes de esta situación, pero no piensan instalar más plantas en Chilca, donde hay espacio para tres adicionales de 170 MW cada una, que usarían el gas de Camisea.

"El crecimiento de la demanda está en el sur del país y no ganamos nada con poner más plantas al centro, pues no hay cómo enviar la energía; la línea de transmisión Mantaro-Socabaya (por donde se envía la electricidad de las centrales del centro del país a los usuarios del sur) está trabajando al máximo de su capacidad. Y no puedo poner una planta en el sur, pues no hay ducto de gas para que opere", resalta Camogliano.

¿NUEVAS LÍNEAS O DUCTOS?
De acuerdo con Carlos Ariel Naranjo, gerente general de ISA Perú, REP y Trasmantaro, empresas que prácticamente tienen las concesiones de las redes de transmisión de todo el país, por momentos ya se ha superado el máximo de la capacidad de la red Mantaro-Socabaya. Por ello, entre los proyectos prioritarios que ha presentado REP al Ministerio de Energía y Minas para su desarrollo se encuentra la instalación de una línea adicional entre Mantaro y Socabaya.

Sin embargo, refiere Naranjo, el ministerio actualmente evalúa esta alternativa, frente a la de instalar un ducto que lleve el gas de Camisea al sur del país. Esta última opción permitiría transformar las centrales que tiene Enersur en Ilo (360 MW) y promover la instalación de nuevas centrales en esa zona (Egasa prevé mover dos plantas de 36 MW cada una de Mollendo a Ilo).

"Estamos desarrollando el estudio de prefactibilidad del ducto, que tomaría un par de meses más, para luego empezar el de factibilidad, que demandaría cuatro meses adicionales", refiere Camogliani. Eso quiere decir que a fin de año recién el Ministerio de Energía y Minas tendría los elementos de juicio para decidir entre una opción u otra.

"Pero cualquiera de las opciones demanda unos 18 meses para construirla", explica Naranjo. ¿Habrá tiempo?

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