Tatiana Alegre, gerente general de Termochilca, detalla la estrategia de la generadora eléctrica para competir en un mercado con sobreoferta, tras la inauguración de su planta de ciclo combinado en Chilca.
Termochilca inauguró la planta de ciclo combinado Santo Domingo de Olleros. La generadora termoeléctrica invirtió US$180.5 millones para convertir su planta de ciclo abierto en una de ciclo combinado —opera a base de gas natural y vapor—. Con esta conversión, la compañía aumentará su producción de energía eléctrica en 50%, sin necesidad de consumir una mayor cantidad de gas. Así, podrá generar anualmente 2,500 GW.h, lo que equivale al 4.5% de la demanda de electricidad del Perú.
En un contexto de sobreoferta energética, los bajos precios en el mercado spot y cambios regulatorios, Tatiana Alegre, gerente general de Termochilca, cuenta a SEMANAeconómica cuál será la estrategia de la generadora para crecer a doble dígito en el sector eléctrico.
¿Qué los motivó a realizar esta inversión?
Desde un punto de vista económico tenía sentido tener una planta de ciclo combinado. Con una planta de ciclo abierto el costo de producción es de alrededor de US$35 [por MW.h], con una de ciclo combinado el costo baja a US$23-US$24. En un mercado tan competitivo nos vimos en la obligación de ir hacia una tecnología más eficiente [Termochilca producirá un 50% más de electricidad con la misma cantidad de suministro de gas natural] para poder ofrecer precios más competitivos. La inversión también tiene una lógica de mercado, pues las centrales de ciclo combinado ‘despachan’ energía antes que las de ciclo simple.
¿Qué porcentaje de su capacidad productiva la tienen contratada con distribuidoras o clientes libres?
Nuestro compromiso con los bancos es el de tener al menos el 70% de la potencia de la planta contratada y estamos cumpliendo con eso. No tenemos toda la electricidad contratada porque es un gran riesgo: si en algún momento no tenemos suministro de gas [para producir electricidad], tendríamos que ir a comprar la electricidad al mercado spot [para honrar los contratos].
¿Qué estrategias comerciales han implementado para hacerle frente a la sobreoferta energética?
Hemos buscado diversificar nuestra cartera de clientes: nos hemos abierto a clientes más pequeños [demandan menos energía] para no contratar solamente con distribuidoras y clientes libres. Hemos captado clientes de entre 1MW y 8MW. Esto nos ha permitido diversificar el riesgo al atender más sectores, pues aparte de mineras también [atendemos] clientes industriales y agroindustriales.
Además, casi no cobramos potencia fija porque queremos darle toda la facilidad al cliente para que en los momentos en los que su demanda de energía disminuya no tenga que pagar un cargo por potencia fija contratada [previamente]. También tenemos un área de atención al cliente para responder ante cualquier corte, especialmente para los clientes libres.
¿Considerarían invertir en proyectos de generación de energía renovable [RER]?
En el futuro seguramente vamos a entrar a proyectos RER pero para eso hay que corregir la normativa, que en teoría es lo que el MEM está buscando hacer. Hay mucho potencial para las RER y si la normativa se corrige se podría entrar al negocio sin necesidad de ir a una subasta.
Al primer trimestre del 2018, la compañía registró pérdidas netas por US$710,641, ¿a qué se debió esta caída?
Con la ruptura del ducto de líquidos de TGP, se dio prioridad [de abastecimiento de gas natural] a las centrales térmicas más eficientes [de ciclo combinado] por lo que dejamos de producir electricidad. Al no estar produciendo electricidad, tuvimos que comprar energía en el spot, donde el precio se elevó hasta llegar a US$180/MW.h [el precio spot se disparó al prenderse las centrales de reserva fría —que operan a diésel— para atender la demanda de electricidad], para venderla a un precio promedio de US$40/MW.h.
Además, en enero estuvimos haciendo la interconexión del proyecto para pasar del ciclo abierto al ciclo combinado, por lo que en el primer trimestre del 2018 la disponibilidad de la máquina fue baja, lo que nos llevó a comprar aún más electricidad en el mercado spot. El sector es uno de mucho riesgo por lo que lo importante no es el resultado trimestral sino los resultados al final del año.
En ese sentido, ¿cuál es la perspectiva de Termochilca para el 2018?
Este año vamos a tener ganancias. El tener una central de ciclo combinado nos da una gran ventaja en el mercado, por lo que proyectamos un crecimiento en nuestras ventas de 30% para el 2018, 40% para el 2019 y 50% para el 2020. Además, vamos a participar en todas las licitaciones de proyectos mineros que han salido para asegurar la venta de electricidad en el futuro.
