Engie (otrora Enersur) sigue creciendo en el Perú. En los próximos dos años pondrá en marcha tres nuevas centrales eléctricas: el Nodo Energético de Ilo (casi US$400 millones), la Central de Ciclo Combinado Chilca Dos (US$130 millones)y el Parque Solar Intimampa (US$55 millones). La francesa espera que la demanda eléctrica crezca y absorba la producción de estos proyectos. Mientras tanto, estudia nuevas estrategias de negocio. ¿Cuáles son? Michel Gantois, su CEO en el Perú, responde en exclusiva para Día1.

Engie es el generador eléctrico más grande del país y crecerá aun más con nuevas plantas de energía, a pesar de la sobreoferta en el sector. ¿Por qué?
Sí. Tenemos proyectos en construcción que fueron licitados con anterioridad (cuando no había sobreoferta), entre ellos uno de especial importancia para nosotros y para el país, que es el Nodo Energético de Ilo, que va a ser relevante cuando la demanda eléctrica crezca en el futuro. Será beneficioso porque ayudará a desconcentrar geográficamente la oferta eficiente de energía (concentrada en Chilca) y porque cumplirá la visión del Gobierno, de ser una de las dos anclas del Gasoducto Sur Peruano (la otra es el nodo de Mollendo).

¿Cómo avanza la construcción de este proyecto?
Está casi terminado. Pensamos concluir la construcción del nodo de Ilo en octubre o noviembre de este año.

¿Para cuándo se habían comprometido a construirlo?
Para inicios del 2017, pero vamos a terminar meses antes. Ahora tenemos una capacidad instalada de 2.028 MW, y el nodo añadirá 600 MW, que es nuestro compromiso según el contrato de concesión. 

¿Estarán listos para operar cuando el COES (Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional) lo requiera?
Pero solo con diésel [al ser dual, puede operar con diésel y gas]. Por ahora el nodo es una planta de emergencia.

¿Y cuando el gas llegue, en el 2018 o 2019, el nodo será 100% utilizado (dada la sobreoferta de electricidad que existe)?
[El gas] demorará un poco más en llegar. En cuanto al nodo, pensamos que no podrá operar todo el tiempo, debido a la sobreoferta de energía. Sin embargo, si esta se consume en unos años, al llegar el gas estaremos más cerca del punto de equilibrio. Ese será el momento en el que todos los industriales del sur estarán contentos de tener una fuente de energía eficiente, que quizá no producirá al 100% todo el tiempo, pero sí más y más, conforme la demanda crezca.

Si el nodo no está 100% operativo, ¿cuál es la rentabilidad para ustedes?
Pues, recibimos un ingreso anual del Estado por concepto de capacidad, es decir, por el hecho de haber instalado el nodo. Ese ingreso (o subsidio) pagará la inversión hasta que el gas llegue al sur y podamos firmar contratos de venta de energía a largo plazo con clientes libres. 

¿A cuánto asciende ese subsidio?
A US$38 millones anuales. Es un pago fijo [que cada año se cargará a los recibos de luz] durante las dos décadas de concesión. 

Eso pagará la inversión en el nodo, ¿qué ascendió a cuánto?
Un poco menos de US$400 millones. 

¿Aprovecharán el gas de Camisea para la reserva fría de Ilo?
Técnicamente, podríamos hacerlo. Pensamos en esa posibilidad cuando se lanzó la idea del nodo, pero la respuesta que recibimos del Gobierno fue que el gas de Camisea se debía dar como prioridad a las plantas de Ilo y Mollendo. Así que nuestra reserva fría se quedará como tal. 

¿Qué otros proyectos tiene Engie, aparte del nodo?
Tenemos la Central de Ciclo Combinado Chilca Dos, que entrará en operación en noviembre de este año [el ciclo simple arrancó en abril pasado]. Es un proyecto que no se beneficia de ningún subsidio del Estado. Fue construido con una visión comercial, aunque entendemos que nuestros ingresos demorarán en materializarse debido a la sobreoferta de generación. Y en enero próximo empezaremos la construcción de la Central Solar Intipampa, que nos adjudicamos en la última subasta de energías renovables (RER). 

¿Será un parque solar?
Será un parque solar que se conectará a la red, y que entrará en operación a finales del 2017 o inicios del 2018. Es un proyecto muy  importante para nosotros porque es la primera vez que construiremos un activo solar en el Perú. En Engie estamos siguiendo  la telenovela en que se ha convertido el desarrollo de las energías renovables, con precios cada vez más bajos. Es un mundo muy competitivo en el que, para ser sinceros, no ganamos mucho dinero. Pero es el futuro de la energía y queremos participar en más proyectos.

¿Esperarán la próxima subasta RER para desarrollar más proyectos solares?
Posiblemente. Pero las energías renovables también reciben subsidios del Estado. Así que, es posible que el Gobierno, al mirar los bajos precios de la última subasta RER, decida que ya no es necesario otorgar más subsidios o postergue la próxima subasta, porque ahora tenemos bastante energía. 

¿Cuántas plantas de energía van a sumar?
Tendremos el nodo de Ilo (600 MW), la Reserva Fría de Ilo (500 MW), Ilo 1 (217 MW), Ilo 21 (135 MW), Chilca Uno (852 MW), Chilca Dos (113 MW), las centrales hidroeléctricas Yuncán (134 MW) y Quitaracsa (114 MW), y la planta eólica Intipampa (40 MW).

¿Qué proyectos tienen para el futuro?
Esperamos que la demanda crezca y absorba la producción de nuestras plantas. Después, la próxima etapa puede darse en dos direcciones: cerrar el ciclo combinado del nodo de Ilo o desarrollar nuevos proyectos eólicos y solares, ya sea con subastas o sin ella.

¿Y mientras la demanda eléctrica no crece, qué estrategias plantean?
Lo que miramos son nuevas ofertas de servicio para nuestros clientes industriales, mineros y comerciales. También evaluamos otro tipo de negocios, como la descentralización de la energía para las comunidades alejadas que no tienen acceso a la red eléctrica.

¿Algo así como electrificación rural?
Miramos la posibilidad de trabajar con las comunidades o con clientes industriales aislados, implementando paneles solares, que pueden estar vinculados o no a la red.  No es un proyecto fácil, pues hay dificultades logísticas y de retorno de las inversiones, pero creemos que ayudará al desarrollo del país, brindando energía a poblaciones que aún no se benefician de  una fuente barata y autónoma. 

¿Qué opinan de exportar electricidad a Chile?
Es una buena idea para equilibrar oferta y demanda, pero no ocurrirá rápidamente. Hay factores técnicos pero, sobre todo, políticos. Por ejemplo, podemos exportar la sobreoferta de energía a Chile, pero, ¿qué tal si un día ocurre un déficit de electricidad en el país? Entonces, será muy difícil para el Gobierno  negarse a priorizar la demanda interna. Por eso, lo más lógico es exportar o intercambiar excedentes de energía, como ocurre con Ecuador.

Engie, de hecho, ya lo hace...
Es una relación bilateral con la empresa eléctrica estatal ecuatoriana. Esta ha puesto en marcha 1.500 MW, y les  sobra electricidad en época de lluvias. Así que lo que han hecho es ofrecer hasta 60 MW o 70 MW, mediante contratos con algunos generadores peruanos, como nosotros, que fuimos los primeros. Cuando  ellos necesiten, vamos a ofrecerles. Pero serán excedentes. 
 
Ustedes acaban de colocar S/250 millones en bonos. ¿Piensan hacerlo de nuevo?
No salíamos al mercado de capitales desde el 2010, porque habíamos estado financiando los US$1.600 millones que invertimos en estos últimos seis años con préstamos bancarios y leasing. Pero, al terminar la etapa de desembolso, teníamos necesidades importantes, como encontrar el combustible para los tanques de diésel del nodo. Por eso, hicimos esta emisión de S/.250 millones, que nos trae la posibilidad de seguir usando en los próximos años el programa de bonos local, sin necesidad de salir al mercado internacional.