El Grupo Cobra ganó la adjudicación de tres proyectos eléctricos ubicados al norte y centro del país, mediante los cuales se busca lograr la instalación de sistemas de transmisión.
ProInversión realizó este miércoles el acto de presentación de ofertas y la buena pro del concurso en la que participaron seis compañías: Celeo Redes, Interconexión Eléctrica, Conelsur, Alupar Inversiones Perú, AAges Development Canadá y Cobra Instalaciones y Servicios. No se presentó al concurso Terna Plus.
Cobra tendrá a su cargo los proyectos “Enlace 500 kv La Niña-Piura”, “Enlace 220 kv Pariñas-Nueva Tumbes” y “Enlace 220 kv Tingo María-Aguaytia”.
El adjudicario presentó en su propuesta un costo de inversión de US$ 58,5 millones para el proyecto “Enlace 500 kv La Niña-Piura”, US$ 19.3 millones para “Enlace 220 kv Pariñas-Nueva Tumbes” y US$ 12.8 millones para “Enlace 220 kv Tingo María-Aguaytia”.
ProInversión dio como ganador a Cobra al considerar que propuso el menor costo de inversión total (US$ 90 millones) por las obras. La mexicana ofreció invertir US$98,7 millones en la construcción de los tres proyectos y US$3,9 millones en su operación y mantenimiento.
La sumatoria del costo del servicio total fue de US$15,2 millones, menor al ofrecido por los otros seis postores: ISA, Conelsur, Celeo Redes, Alupar Inversiones y AAGES Development Canada.
Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM), los proyectos permitirán afianzar el suministro eléctrico en los departamentos de Tumbes, Piura, Huánuco y Ucayali.
Anibal Quiroga, director de proyectos electricos de Proinversion, explicó que el menor costo de la inversion y servicio se traduciran en una menor tarifa para los usuarios.
De los siete postores calificados para la subaata seis presentaron ofertas. Solo la italiana Tena Plus no se presento.
ProInversión licita tres proyectos eléctricos
JUAN SALDARRIAGA
Hay siete postores calificados para concursar. Según el Coes, se trata de iniciativas vitales para el suministro de energía en el norte del país.
Hasta siete empresas de energía estarían alistando sus ofertas para participar en la subasta de tres proyectos de transmisión eléctrica que Proinversión adjudicará mañana, con el objeto de asegurar el abastecimiento de energía en el norte del país.
Nos referimos a la línea de transmisión La Niña-Piura y a los enlaces Pariñas-Nueva Tumbes y Tingo María-Aguaytía, que serán subastados en un solo paquete al postor que ofrezca el menor costo total de servicio y la máxima inversión (el precio base es de US$180 millones).
De acuerdo a la última información proporcionada por Proinversion, son siete los postores calificados para esta triple iniciativa.
Ellos son ISA-Rep, Conelsur, Alupar Inversiones Perú, Celeo Redes, Cobra Instalaciones y Servicios, Terna Plus y el Consorcio AAGES-Ferrovial Power Infrastructure.
“Esperamos presentar la mejor propuesta para seguir creciendo en el norte del país”, declaró Carlos Mario Caro, CEO de Isa-REP, en entrevista con Día1.
Este diario también constató el sumo interés de Conelsur, empresa de capitales chilenos que acaba de advertir la existencia de una brecha de US$600 millones en obras de transmisión eléctrica en el país.
“Esperemos que este retraso no afecte los requerimientos (de energía) para la industria en el futuro”, señaló Jorge Vargas, gerente general de Conelsur.
De hecho, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes) advierte que los tres proyectos que licitará Proinversión llevan casi tres años de retraso.
En opinión de César Butrón, presidente del Coes, se trata de proyectos “importantísimos para el norte del país”, sobre todo, La Niña-Piura.
“Este es un proyecto necesario, porque Piura está al borde del colapso desde el punto de vista de transmisión. Tanto así, que el Minem ha sacado una resolución autorizando a la empresa distribuidora de Piura para que tome acciones de emergencia para contratar generación adicional con diesel que es costosísima”, explicó.
Daniel Schmerler, presidente de Osinergmin, explica que las propuestas que presentará la Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad (CRSE) no tendrán carácter vinculante
La Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad (CRSE) dará a conocer en los próximos días su primera propuesta para solucionar las distorsiones en el sector eléctrico. Daniel Schmerler, presidente de Osinergmin, aclara que dicha iniciativa servirán para que el gobierno “tome las mejores decisiones”. Agrega que las empresas eléctricas podrán dar su opinión antes que las propuestas se conviertan en normas.
¿En qué estado ha quedado la reforma del sector eléctrico luego de la disolución del Congreso?
La comisión ha continuado trabajando. Más allá del cambio de titular del Minem (Francisco Ísmodes por Reynaldo Liu), [la comisión] sigue integrada por las mismas personas: dos representantes de Osinergmin, dos del Minem y uno del MEF, los cuales se reúnen todas las semanas. Y lo primero que abordará será la declaración única del precio del gas ligado a electricidad.
A mediados o fines de noviembre. Es lo primero que dará a conocer la CRSE porque es el origen de todo. Recuerden que hasta junio pasado la discusión en torno a la declaración de precios del gas se venía dando en el Congreso de la República con un proyecto de ley (del congresista Percy Alcalá) que fue archivado para iniciar la reforma del sector.
¿Eso resolverá la controversia de la declaración de precios?
Lo que vamos a tener es una propuesta para que el Minem tome una decisión a través de un decreto supremo (DS).
¿Se trata, entonces, de una iniciativa sin carácter vinculante?
La comisión de reforma del sector eléctrico no tiene la última palabra. Esta siempre la tendrán los niveles decisorios del gobierno (Minem, por ejemplo). La CRSE es un grupo de análisis y propuesta. Básicamente, dará el sustento técnico para tomar la mejor decisión.
Algunos especialistas han criticado a la CRSE porque no incluye al Coes ni a las empresas privadas ¿Eso no le quita peso?
Por el contrario. La composición actual permite realizar un trabajo técnico y sin influencia de ninguno de los privados. Una vez hecha la propuesta, estos podrán opinar antes de que las sugerencias se conviertan en norma. Esto se corresponde con las buenas prácticas de la OCDE, que recomienda el análisis de impacto regulatorio para que los interesados opinen y luego se tome la mejor decisión.
¿Qué otras reformas verá la CRSE?
Hay metas de corto plazo (seis meses), que se cumplirán en enero del 2020. Y otras de largo plazo (dos años) que concluirán en el primer semestre del 2021.
¿Cuáles son las metas de largo plazo?
Hablamos de un análisis más completo del mercado eléctrico, porque la ley de concesiones eléctricas se remonta a 1992 y su primera revisión a 2006. Han pasado 13 años y lo que corresponde es una nueva revisión que tome en cuenta las energías renovables no convencionales o RER (solar y eólica), que en esa época no se avizoraban. También la planificación energética y algunos ajustes en la transmisión. Lo importante es que la reforma sea integral y no se trate de parches, que tienen efectos secundarios no deseados.
Hablando de las RER, ¿habrá más subastas con subsidios?
Osinergmin se ha encargado de conducir las cuatro subastas que ha habido entre 2008 y 2015, pero la decisión de lanzar otra corresponde al Minem. Y tenemos entendido que no tiene planes para otra subasta.
¿El otorgamiento de la potencia firme a las RER tiene algo que ver con esa decisión?
Nosotros hemos publicado una resolución que modifica el cálculo de la potencia firme (potencia máxima a la que puede trabajar una planta de generación con un alto nivel de seguridad) que es una condición que brinda competitividad a las RER y, particularmente, a la energía eólica. Es un primer paso. Pero debemos introducir mejoras adicionales para dar competitividad a otras fuentes RER, como la solar.
¿Qué medidas, por ejemplo?
Una medida consiste en separar (los conceptos de) potencia y energía, que hoy se exigen de manera conjunta, pero que en otros países van separados. Para eso se requerirá modificar un decreto supremo. Y otra medida, ya a nivel de ley, consiste en establecer bloques horarios asociados a ambas fuentes. Eso allanará la cancha para todas las fuentes RER.
¿Quien hará esas modificaciones?, ¿Osinergmin?
Lo que nosotros hemos hecho es identificar y proponer esas mejoras, pero la decisión no está en nuestras manos, sino en las del Minem.
¿Se aprobará con decretos de urgencia?
Probablemente el Minem utilizará un decreto supremo en el caso de la separación de potencia y energía. El tema de los bloques horarios requerirá un proceso legislativo. Así que, posiblemente tendremos que esperar al nuevo Congreso que se elegirá a inicios de 2020. Salvo que se elija otro camino.
Hablando de energías renovables, entendemos que Osinergmin cumple un rol en el aliento de la electro-movilidad. ¿Cuál es?
Nuestro aporte consiste en hacer un diagnóstico que no tiene antecedentes en el Perú. Está plasmado en un documento que evalúa la situación en el país, las carencias y necesidades, comparado con los diez países más exitosos en la implementación de esta tecnología.
¿Qué han encontrado?
El punto de partida es que hay mucho material particulado en la atmósfera, el cual es un elemento de polución crítico. Según la Organización Mundial de la Salud (OMS), la contaminación en Lima y Callao cuadruplica lo recomendable, y advierte que los principales responsables son los vehículos de combustión interna. Entonces, la solución es el uso de vehículos que funcionen de manera más limpia.
¿Han hecho un estimado de cómo la electromovilidad reduciría la polución?
Más que eso. Lo que hicimos fue analizar la situación en el Perú, y lo que advertimos fue que más del 80% de los trasladados en Lima y Callao están asociados al transporte público (buses), seguido de taxis y colectivos. Entonces, la solución debe venir por allí, antes que por el transporte privado.
¿Masificar los buses eléctricos es lo principal?
Sí, pero no cierra la puerta a que debamos incentivar los vehículos eléctricos particulares; pero el impacto más positivo está en el transporte público.
¿Y qué hay con el gas natural vehicular (GNV)? ¿No es otra alternativa válida?
Sí. Son distintos niveles de solución, pero, ciertamente, el gas natural es más limpio que otros combustibles.
¿Pero, no hay un plan concertado para masificar ambas tecnologías?
Es una excelente pregunta, que plantea la importancia de la planeación energética. Esa es una tarea pendiente en el Perú, y nosotros pensamos que se debe concretar. Chile y Colombia tienen planes energéticos al 2030 y 2050. Perú también debe hacerlo, porque eso facilita las decisiones de inversión y brinda más claridad a los consumidores sobre las tecnologías que podrán disponer en el futuro.
Sobre todo, para que los inversionistas en gas sepan que pueden seguir invirtiendo.
Nosotros jamás nos cerramos a una solución única. La solución eficiente involucra una combinación de diversas fuentes energéticas. No hemos dicho que todo será electrificado o que no habrá espacio para el gas natural. Dado que las transiciones demoran, debe haber una etapa inicial que tome como referencia el gas para ir introduciendo gradualmente los vehículos eléctricos.
