Vista en detalle: Proyecciones de inversión en energía del Banco Central peruano

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Lunes 23 de septiembre, 2013

Las inversiones privadas que se planifican para los sectores hidrocarburífero y eléctrico en Perú en el período 2013-2015 ascienden respectivamente a US$6.780mn y US$5.270mn, de acuerdo con el recién publicado informe de inflación del Banco Central.

En la edición de junio, la inversión privada en hidrocarburos y electricidad en el período de tres años llegaba a US$6.120mn y US$4.800mn.

Los principales anuncios de proyectos hidrocarburíferos corresponden a Savia (bloque Z-2B), Conduit Capital Partners-Odebrecht (Gasoducto Andino del Sur), Repsol (bloque 39), Perenco (bloque 67, oleoducto), TGP (ampliación de transporte de gas natural), Pacific Rubiales Energy (bloques Z-1, 116, 135, 137, 138), Cálidda (ampliación de la distribución de gas natural) y Karoon Gas Australia-Vietnam American Petroleum (bloque Z-38).

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El banco indicó que el sector hidrocarburífero creció un 8,7% en el primer semestre debido al mayor volumen de líquidos de gas natural (+16,9%) como consecuencia de la mayor productividad de la planta de separación Las Malvinas, que procesa el aporte de los bloques 56 y 88 de Pluspetrol.

Este año el crecimiento del sector hidrocarburífero debiera llegar a 8,5%, con un repunte esperado el 2014 por una mayor producción del bloque Z-2B. Durante el 2015 el crecimiento considerará el efecto de la ampliación del ducto de gas natural Loop Sur y la planta de compresión en Camisea.

ELECTRICIDAD

Los principales anuncios de proyectos eléctricos corresponden a Odebrecht (hidroeléctrica Cerro de Chaglla), Inkia Energy Quimpac (hidroeléctrica Cerro del Águila), Energía Azul (hidroeléctrica Santa María), Norwind (parque eólico Cerro Chocán), Inevarante (hidroeléctricas Acco y Pucará), SN Power (hidroeléctrica Cheves), Fénix Power (termoeléctrica a gas natural), GDF Suez (hidroeléctrica Quitaracsa I), Volcan (hidroeléctrica Belo Horizonte), ISA (proyectos de transmisión Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo, Trujillo-Chiclayo), Corsan Corviam-Engevix-Enex (hidroeléctrica Molloco), Cobra (proyecto de transmisión Carhuaquero-Cajamarca Norte-Cáclic-Moyobamba), GCZ Energía-Latin American Power (hidroeléctrica Runatullo),Empresa Eléctrica de Piura (planta de reserva fría Talara), Enhol-Peruana de Energía (hidroeléctrica La Virgen) y Endesa (expansión de termoeléctrica Malacas).

El banco agrega que la producción de electricidad creció 6,6% entre enero y septiembre, en comparación con el 6% registrado un año antes.

La capacidad de generación efectiva de la red nacional llega a 7,4GW, de los cuales 44% corresponde a hidroelectricidad, 40% a gas de Camisea, 8% a petróleo, 4% a gas no extraído en Camisea, 2% a carbón y 1% en cada caso para la energía renovable no convencional (bagazo y biomasa) y la generación solar; 70% de esta capacidad se obtiene en el centro del país, un 13% en el norte y un porcentaje similar en el sur.

Para el 2018 el parque generador debiera llegar a 11,6MW con la incorporación de 57 nuevas plantas, de las cuales la mitad son hidroeléctricas y un 55% se ubica en la región central. En el período 2013-2018 la demanda anual aumentará 9,6% a 9,2GW, impulsada por el sector minero y el segmento de fabricación no primaria que necesitará 2,3GW, principalmente en la zona sur.

No existe mayor riesgo de racionamiento para el 2018 si se concretan las obras de generación y transmisión programadas y la expansión del sistema de transporte en Camisea, indica el banco. Sin embargo, mientras los márgenes de reserva disponibles se calculan en torno a un 10% o menos en algunos meses, existe un riesgo moderado de interrupción del suministro eléctrico debido a las fallas de generación y transmisión durante períodos de bajos niveles hidrológicos.

Para reducir el riesgo de interrupción del suministro eléctrico y racionamiento hacia el 2018, el banco también pone de relieve la necesidad de adjudicar procesos pendientes para las concesiones Gasoducto Sur Peruano, Nodo Energético del Sur y el suministro de gas natural licuado para el mercado nacional; iniciar las operaciones comerciales de bloques de gas natural fuera de Camisea, como el 57 y el 58; y concesionar grandes hidroeléctricas para que comiencen a operar el 2018.