Opinión: La PEG-5 es una oportunidad para modernizar la matriz y atraer capitales

El éxito de este ciclo de contrataciones dependerá de reglas claras, gestión ágil de permisos y sincronización con inversiones en transmisión.

Silvia Alvarado

14 de agosto de 2025 | 05:55h

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La licitación PEG-5 abre oportunidades para desarrolladores de proyectos renovables, empresas de infraestructura, fabricantes de equipos y proveedores de soluciones de almacenamiento. (Foto Prensa Libre: Freepik)

La licitación abierta de largo plazo PEG 5-2025, según lo indican las bases emitidas por la Junta de Licitación, conformada especialmente por las empresas distribuidoras EEGSA y Energuate para darle seguimiento, plantea la contratación de hasta 1,400 MW de potencia garantizada y la energía asociada, que cubrirá la demanda firme de dichas distribuidoras. Estos bloques de potencia podrían empezar a suministrarse a partir del 2030 y los contratos adjudicados pueden extenderse hasta por 15 años.

La licitación está abierta a una gama de tecnologías: renovables (solar, eólica, hidroeléctrica, geotérmica) y fuentes no renovables de bajas emisiones (principalmente gas natural, etano y propano), así como esquemas híbridos que combinen generación con almacenamiento. Este enfoque mixto refleja la intención del regulador de equilibrar seguridad de suministro, costo y reducción progresiva de emisiones, permitiendo la entrada de plantas térmicas de bajas emisiones en combinación con recursos intermitentes y almacenamiento. Esa nueva generación permitiría acompañar la transición energética del país y maximizar el uso sostenible de recursos naturales como el sol, el viento y la geotermia, con flexibilidad y confiabilidad.

El Gobierno y analistas del sector proyectan que la PEG 5-2025, en conjunto con la licitación de transmisión PET 3, podrían movilizar inversiones por varios miles de millones de dólares (algunas estimaciones conjuntas rondan los US$5,000 millones), ya que, además de la generación, se requerirán obras de transmisión y adecuaciones en la red. La licitación abre oportunidades para desarrolladores de proyectos renovables, empresas de infraestructura, fabricantes de equipos y proveedores de soluciones de almacenamiento, así como para fondos de inversión en infraestructura interesados en contratos de mediano y largo plazo. Para Guatemala, la llegada de inversión en generación y transmisión también implica potenciales beneficios en términos de empleos y desarrollo de capacidades técnicas.

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Retos regulatorios, ambientales y sociales

A pesar de las oportunidades, el proceso enfrenta varios retos importantes. En lo regulatorio, la articulación entre permisos ambientales, consulta con comunidades y tramitología para servidumbres y derechos de paso en las líneas de transmisión puede alargar plazos y elevar costos, especialmente para la PET 3, pero también para quienes busquen instalar proyectos en regiones del país donde no exista la infraestructura de transmisión adecuada o la capacidad de transporte sea insuficiente.

En lo ambiental y social, los proyectos requerirán licencias de evaluación de impacto y, cuando corresponda, consultas con poblaciones locales e indígenas. La claridad y celeridad en estos procesos serán determinantes para evitar cuellos de botella en la ejecución de las obras. Expertos jurídicos y del sector advierten que la coordinación entre instituciones y reglas claras serán esenciales para que las adjudicaciones se traduzcan en obras concretas y en plazos realistas.

En un mercado mayorista basado en costos marginales de generación como el de Guatemala, la visión de largo plazo es fundamental. Por ello, el liderazgo en la política energética resulta primordial para evitar que objetivos de muy corto plazo se impongan y afecten la competitividad del país en el mediano y largo plazo. En ese sentido, se espera que la PEG 5 cumpla con ese propósito.

El papel del GNL

El interés por atraer inversionistas en proyectos de generación térmica con combustibles como gas metano, etano o propano es una de las novedades más relevantes de la PEG 5. Dada la ausencia de gasoductos que permitan importar dichos combustibles en forma gaseosa, la instalación de centrales a gas deberá hacerse mediante la disponibilidad de gas natural licuado (GNL), que será transportado al país en forma líquida por vía marítima y luego regasificado para su uso en generación eléctrica.

Varios países de Centroamérica ya cuentan con centrales generadoras que utilizan esta tecnología (El Salvador, Panamá y Nicaragua, este último en proceso). Estos gases emiten menos CO₂ que otros combustibles fósiles, por lo que se consideran el acompañamiento idóneo para países que buscan transitar hacia matrices energéticas más limpias y diversificadas.

Para viabilizar la instalación de proyectos de GNL, Guatemala necesita contar con facilidades portuarias apropiadas, idealmente en el norte del país, ya que las fuentes de suministro más cercanas se encuentran en el golfo de México y el Caribe. Dadas las condiciones portuarias actuales, se anticipa que podría requerirse el uso de plataformas flotantes para descargar el combustible, cuyo costo y complejidad de instalación no son menores. Este es uno de los retos de infraestructura a superar. Otros desafíos serán disponer de sitios adecuados en el área adyacente al puerto de entrada para instalar la infraestructura de generación, así como contar con la infraestructura de transmisión necesaria para evacuar hacia los principales centros de carga del Sistema Nacional Interconectado (SNI) la energía generada en los proyectos.

Debido a estas complejidades, cabe señalar que a El Salvador le tomó casi nueve años poner en operación comercial su proyecto de GNL. Guatemala no dispone de un plazo tan holgado. El crecimiento acelerado de la demanda de electricidad exige que los proyectos adjudicados en la PEG 5 inicien operaciones en el 2030, 2031 o 2032.

La PEG 5-2025 constituye una apuesta estratégica para asegurar el suministro eléctrico del país hacia la próxima década, modernizar la matriz energética y atraer capitales. Si bien la magnitud de la convocatoria y la apertura tecnológica representan una oportunidad importante para diversificar fuentes y mejorar la seguridad energética, el éxito dependerá de la implementación práctica: reglas contractuales claras, gestión eficiente de permisos ambientales y sociales, y sincronización con las inversiones en transmisión. Para inversionistas y actores locales, la licitación ofrece tanto oportunidades comerciales como responsabilidades técnicas y sociales; para Guatemala, una ejecución efectiva podría significar una transición energética ordenada y resiliente.

Sin energía eléctrica competitiva y sostenible, el país no podrá alcanzar sus metas de desarrollo económico ni aprovechar las oportunidades de su posición geopolítica. La responsabilidad de los actores involucrados en conducir exitosamente la licitación PEG 5 es mayúscula. Liderazgo político firme y visión de largo plazo son imprescindibles.

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Estos 8 nuevos proyectos solares en Guatemala podrían dar energía hasta a 430 mil usuarios

Guatemala sumará 413 MW de energía limpia con nuevas plantas solares que se encontrarán en diferentes sectores del país, desde la Costa Sur hasta el oriente.

Ximena Fernández

16 de mayo de 2025 | 06:00h

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Las plantas de energía solar Horus Energy, ubicadas en Chiquimulilla, Santa Rosa, ya se encuentran operando. (Foto Prensa Libre: Cortesía de Ager)

En Guatemala, cinco proyectos que dotarán al país de energía a partir de plantas solares ya se encuentran aprobados para comenzar operaciones entre 2025 y 2028. Además, tres proyectos de la misma índole están a la espera de resolución por parte de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), según datos de la misma institución. En total, las nuevas plantas de energía solar otorgarán 413 MW de energía, lo que equivale al consumo energético de 430 mil usuarios, según la CNEE.

El pasado 8 de mayo, el país alcanzó los 2.204 MW de demanda energética, lo que, según Astrid Perdomo, directora ejecutiva de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (Ager), rebasa la demanda máxima histórica de Guatemala. “Se ve que esto seguirá incrementando, principalmente en los meses de calor”, externó Perdomo.

Según la directora ejecutiva de Ager, durante 2024 la energía solar representó casi el 2% del total de generación del país. En el primer cuatrimestre de 2025, Perdomo recalcó que este tipo de energía representó un 2.5%. Esto, analizó Perdomo, irá incrementando a partir de las plantas que se comienzan a construir, lo que podría ayudar a superar el riesgo de déficit energético que el país enfrenta actualmente, según Perdomo.

Perdomo destacó que este tipo de plantas son consideradas más competitivas en términos de costos de instalación y operación. “En un año puede estar una planta instalada en el país”, subrayó y agregó que mientras 1 MW instalado en una planta hidroeléctrica cuesta alrededor de US$3 millones, 1 MW instalado en una planta solar cuesta hasta US$650 mil. Esto, según Perdomo, podría contrarrestar el problema de insuficiencia en la producción y el incremento constante de la demanda.

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Proyectos de energía solar en Guatemala

1. Planta Solar Santo Tomás
Empresa responsable: Solar El Progreso, S. A.

• Ubicación: Kilómetro 98.5, carretera a El Salvador, municipio de Jalpatagua, Jutiapa
• Capacidad instalada: 100 MW
• Estado: Aprobado
• Inicio previsto de operaciones: 2028

2. Planta Solar Yolanda
Empresa responsable: Ecoener

• Ubicación: Carretera departamental de Escuintla 38, kilómetro 1 a Lindamar, aldea Botón Blanco, San José, Escuintla
• Capacidad instalada: 61 MW
• Estado: En operación

3. Granja Solar El Ensol II
Empresa responsable: Ensol, S. A.

• Ubicación: Finca Las Conchitas, municipio de Champerico, Retalhuleu
• Capacidad instalada: 15 MW
• Estado: Aprobado
• Inicio previsto de operaciones: 2026

4. PFV El Carrizo
Empresa responsable: Ecoener Sol del Escuintla, S. A.

• Ubicación: Finca El Carrizo, carretera a Iztapa, San José, Escuintla
• Capacidad instalada: 62 MW
• Estado: Aprobado
• Inicio previsto de operaciones: 2025

5. Planta Solar Fotovoltaica Tierra del Sol
Empresa responsable: Tierra del Sol, S. A.

• Ubicación: Central generadora Tierra del Sol, municipio de Masagua, Escuintla
• Capacidad instalada: 75 MW
• Estado: Aprobado
• Inicio previsto de operaciones: 2025

6. Proyecto Magdalena Solar (Central Solar 50 MWAC)
Empresa responsable: San Patricio Renovables, S. A.

• Ubicación: Carretera a Sipacate, Escuintla
• Capacidad instalada: 50 MW
• Estado: En espera de resolución de la CNEE
• Inicio previsto de operaciones: 2026

7. Solar Mersa
Empresa responsable: Mecanismos de Energía Renovable, S. A. (Mersa)

• Ubicación: Agua Blanca, Jutiapa
• Capacidad instalada: 40 MW
• Estado: En espera de resolución de la CNEE
• Inicio previsto de operaciones: 2026

8. Solarium Delta
Empresa responsable: Energía Limpia de Guatemala, S. A. (Elgua)

• Ubicación: Agua Blanca, Jutiapa
• Capacidad instalada: 10 MW
• Estado: En espera de resolución de la CNEE
• Inicio previsto de operaciones: 2026

Cabe recalcar que actualmente se encuentran dos plantas solares más ya en funcionamiento: Horus 1 y 2, las que generan 80 MW de energía y comenzaron sus operaciones en 2015, en el municipio de Chiquimulilla, en Santa Rosa, según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y proporcionados por la CNEE.

Ve avance tecnológico

Perdomo recalcó que Guatemala tiene la oportunidad potencial de generar 7 mil MW de energía con sol, siendo una producción de energía limpia y renovable. “Nos reduce principalmente la dependencia de combustibles fósiles”, señaló Perdomo, quien explicó que, debido a la industria reducida de hidrocarburos en el país, los combustibles deben ser importados.

Asimismo, la directora ejecutiva de Ager mencionó que la creación de plantas de energía solar es considerada un avance tecnológico, lo que puede ayudar al desarrollo de las comunidades en donde están instaladas y a aprovechar los recursos naturales.

Por otro lado, aprovechar el potencial renovable de Guatemala puede ayudar al país a cumplir sus metas en temas ambientales. Según Perdomo, el país, siendo signatario de los Acuerdos de París sobre el cambio climático, podría llegar al objetivo de reducción de emisiones a partir de la producción de energía solar.

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Diversidad de energía

Perdomo calificó la diversidad como la fortaleza de la matriz energética de Guatemala. “Más del 66% de la generación proviene de fuentes renovables”, sentenció la directora ejecutiva. Al contar con una diversificación dentro de dicha matriz, Perdomo señaló que se reduce la vulnerabilidad del país ante cambios climáticos y alzas de precios internacionales.

Según datos de la AMM y proporcionados por la CNEE, en el mes de marzo de 2025, la potencia efectiva de megavatios hidráulicos fue de 1 mil 515.525 MW; la energía generada de manera térmica fue de 1 mil 799.039 MW; la energía generada a través del sol fue de 196.400 MW y, de manera eólica, fue de 109.800 MW.

“Esto permitiría que las diferentes tecnologías se complementen unas con otras. Por ejemplo, en verano podemos aprovechar la generación solar, lo que se complementa para que podamos utilizar el agua por las noches”, sentenció Perdomo. Dicha diversidad, según Perdomo, ayudaría a la consolidación de tarifas constantes y a una mayor seguridad de suministro. 

El dato corresponde a los conteos de interrupciones o apagones, que consisten en la falta de suministro temporal de electricidad en una o más áreas, sectores, municipios o departamentos, que pueden durar entre tres minutos y 48 horas y se atribuyen a fallas (de la infraestructura de electricidad o por eventos climáticos), trabajos de mantenimiento programados o por cortes colectivos.

Este último caso se refiere a las suspensiones del servicio, cuando muchas personas en una localidad adeudan sus facturas y se resisten a pagar, lo que ha provocado conflictos entre pobladores y empleados distribuidoras. En otros casos, también han resultado afectados los habitantes de comunidades aledañas, ajenas al problema, indicó la CNEE. Lo que no incluye el conteo son las suspensiones del servicio por falta de pago individual.

Aparte de las tres mencionadas también operan otras 16 distribuidoras como empresas eléctricas municipales que enfrentan también interrupciones.

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Por interrupciones del servicio y fluctuaciones de voltaje, entre 2020 y 2021 la CNEE ha recibido 885 reclamos de los que aproximadamente el 40% han sido atendidos por las distribuidoras. Otro 40% se está verificando y un 20% permanece pendiente.

Detectan vulnerabilidades

La causa más recurrente de interrupciones es la falla de elementos de red por incidencia de factores climáticos (como viento, lluvia y otros) sobre instalaciones, las que requieren mantenimiento preventivo o correctivo, mencionó el presidente de CNEE, Rodrigo Fernández.

En orden de importancia, las interrupciones y problemas de voltaje se deben a vulnerabilidad de los sistemas de distribución, fallas en el sistema de transmisión y en mínima escala, a debilidades del sistema de generación, explicó el funcionario.

Respecto a la distribución, la vulnerabilidad radica en lo extenso de las redes, su dispersión geográfica en condiciones de orografía variada (montañas, valles, barrancos, bosques, selva y otros), lo que disminuye en cuanto a la transmisión porque este tipo de sistemas es más robusto por la infraestructura que requiere. Sin embargo, también están expuestos a factores climáticos y a fallas por el fin de la vida útil de los equipos.

En generación, la vulnerabilidad es mínima y los inconvenientes radicar en factores técnicos inherentes a las centrales de generación, explicó Fernández.

Casos por distribuidora

En el primer semestre del 2021, se registraron 4 mil 364 interrupciones en áreas que le corresponden a la EEGSA (Guatemala, Sacatepéquez y Escuintla) y en el mismo plazo del 2020 fueron 4 mil 584, refiere la CNEE.

Mientras que en el área cubierta por Deocsa fueron 13 mil 806 en los primeros seis meses del presente año, cifra que refleja un aumento ya que en el mismo plazo del 2020 se registraron 12 mil 980. En Deorsa, el comportamiento fue diferente, ya que las fallas sumaron 12 mil 593, una reducción respecto de las 13 mil 760 del primer semestre del año pasado.

Pero las interrupciones han continuado en el resto del año y uno de ellos ocurrió el domingo 9 de octubre por la noche cuando se registró un apagón que afectó varias áreas de las zonas 12 y 13 de la capital e incluso alcanzó al Aeropuerto Internacional La Aurora. Semanas antes se habían reportado apagones de hasta cuatro horas en la zona 17.

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El 19 de julio hubo apagones en varias zonas del área metropolitana y la EEGSA indicó que se trataba de una falla en el sistema de transporte de electricidad ajena a la compañía, pero según los reportes del AMM, se derivó de una falla en la red de la Transportista Eléctrica Centroamericana S.A., (Trelec) empresa afiliada a EEGSA.

A finales de agosto, pobladores de varios municipios de Zacapa quedaron sin servicio por casi tres días debido a una falla técnica en un transformador de potencia en la Subestación Panaluya, a cargo del Inde.

El 16 de septiembre se registró otra interrupción en varias zonas  de la capital y en esa ocasión también se refirió que era una falla en el sistema de transmisión, ajeno a la distribuidora.

Entre el 22 y el 23 de diciembre del 2020, el servicio de electricidad fue interrumpido por más de 15 horas en municipios de Alta Verapaz, Quiché y Huehuetenango debido a daños ocasionados por una bala disparada contra la subestación Cobán. En esa ocasión Energuate informó que 106 mil clientes resultaron perjudicados.

Al consultar a las empresas distribuidoras, la EEGSA explicó que en el primer caso, el problema se originó en el sistema de transmisión, pero el servicio se restableció media hora después. La distribuidora reconoció que han aumentado las interrupciones, pero argumentó que se debe a causas ajenas a su red de distribución y las atribuye a choques de vehículos con los postes, inconvenientes en redes de transmisión, acciones de protección del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), así como a aspectos climáticos como la lluvia y tormentas eléctricas.

“En los últimos cinco años no ha aumentado el promedio de interrupciones de servicio originadas por fallas en nuestra propia red. Con las tormentas pueden caer ramas u otros objetos sobre la red y esto hace que se active el mecanismo de autoprotección y es cuando se percibe un “bajón” momentáneo, porque así se defiende el sistema para evitar que se quemen elementos y dejen de funcionar”, explicó Ivette Zambrano, vocera de la empresa.

También hay cortes de energía que son planificados y con previo aviso como parte de los planes de mejora y crecimiento de la red, otras son suspensiones son para mantenimientos preventivos que garanticen la continuidad del suministro eléctrico, añadió.

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Por su parte, el Instituto Nacional de Electrificación (Inde), informó que dentro de la actividad de la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE) solo han existido suspensiones de energía debido a tormentas eléctricas, caídas de árboles sobre las líneas de transmisión que están fuera del alcance del personal y por suspensiones programadas por mantenimiento en subestaciones y líneas de transmisión.

“El voltaje dentro del sistema de transmisión se ha mantenido estable. La red de transmisión, al igual que el funcionamiento de las subestaciones se encuentra en óptimas condiciones”, aseguró el Inde.

Aunque por las fechas en que sucedieron, no están incluidas en el conteo de CNEE que se refiere al primer semestre del 2020 y del 2021, también se han reportado interrupciones relacionadas con el sistema de transmisión de electricidad.

En cuanto a Energuate, no respondió las reiteradas solicitudes de información sobre los motivos de los apagones en sus áreas de influencia, que incluyen 19 departamentos del país.

Fallas regionales

Edgar Navarro, presidente del AMM, amplió lo mencionado por la EEGSA acerca de las interrupciones por acciones de protección que realiza la entidad que dirige: “Han surgido muchos problemas en el sistema eléctrico regional por fallas en otros países de Centroamérica, por lo que en Guatemala se activan de forma automática los sistemas de protección para evitar un mayor impacto en el país y con el objetivo de nivelar la oferta con la demanda y comenzar a restablecer el servicio lo antes posible”.

• En todo el año 2019 se registraron ocho eventos en otros países de la región y que ocasionaron la desconexión del servicio en Guatemala, en el 2020 fueron 10 y al 10 de octubre del 2021 se han registrado ocho, refieren los datos de AMM.

Expuso que los impactos no han sido tan grandes porque el país ha trabajado en el área para fortalecer su sistema eléctrico y es uno de los más robustos en toda la región, mientras que otros, aún hay debilidad en sus sistemas de transmisión o han introducido más volumen de generación intermitente (solar y viento entre otras) que por su forma de funcionamiento, no están disponibles todo el tiempo.

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En el caso de los problemas en distribución mencionó por ejemplo que las líneas de Energuate pueden ser más vulnerables por su longitud ya que cubren el 85% de todo el país, y a su criterio,  también afecta el robo de energía, aparte de que en ciertas áreas, no permiten que personal de la distribuidora entre a dar mantenimiento al equipo e infraestructura.

“En ocasiones, personas ajenas manipulan el equipo y se interrumpe un proceso que se denomina calidad y continuidad del servicio. En el occidente y en el oriente del país se tienen problemas de calidad del servicio, pero en algunas áreas no han dejado que terminen las obras incluidas en los planes de expansión de la red de trasmisión del país para fortalecerlo”, aseguró Navarro.

Sube el consumo

A nivel nacional aumentó el consumo de energía.

• En cuanto al consumo de energía, este subió 8.8% entre enero y septiembre del 2021, respecto al mismo plazo del 2020 y ya superó los niveles del 2019 con 6.7% más, informó el AMM.  El comportamiento muestra una recuperación, ya que en ese período del 2020 bajó -1.9%.
• En demanda de potencia durante el 2020, quedó casi igual que un año antes y en el 2021 llegó a 1 mil 829.5 megavatios, 2.37% más. La potencia es el máximo de la demanda en un momento dado.

La EEGSA expuso que la demanda en la actualidad se encuentra por encima de los niveles que se registraban antes de la pandemia, pero sin alcanzar la proyección de crecimiento para el año.

• A septiembre pasado fue de 290.1 gigavatios hora (GWh), dividido en los segmentos residencial con 53.8%; comercial, 30%; industrial, 3.4%; gobierno, 2.8%; municipal, 4.4%; auto productores, 0.06% así como alumbrado público y cuotas fijas con 5%.

Desde el punto de vista técnico, EEGSA afirmó que tiene cubierta la red, porque monitorean, pronostican y planifican el crecimiento de demanda en la red, tanto horizontal como verticalmente y así evitan sobrecargas y posibles interrupciones.

• En Energuate, de enero a agosto del 2021, el consumo ha sido de 2 mil 127.59 gigavatios hora, alrededor del 5% más que en el mismo plazo del 2020, indican datos de la comisión.
• La demanda de potencia también creció en ese período a 586.97 megavatios (1.7% más).

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El apagón tuvo un tiempo máximo de alrededor de una hora en el país, aunque en ciertos lugares fue menor porque se restableció el servicio en forma paulatina según datos del operados y distribuidoras.

En tanto en Honduras y en Nicaragua fue generalizado y duró alrededor de dos horas y tres horas respectivamente.

El país se ha trabajado por 20 años el fortaleciendo sus sistemas de transmisión, generación y distribución de energía, así como los sistemas de protección que ayudan a enfrentar eventos como el mencionado con mayor eficiencia expuso el presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), Edgar Navarro.

Los esquemas de protección que se tienen implementados en el país “para proteger la demanda nacional de energía” de este tipo de eventos han sido importantes para evitar apagones y que este tipo de incidentes regionales sean casi imperceptibles dijo directivo.

Sin embargo, la reacción va acompañada de la fortaleza de la red de transmisión de electricidad del país, distribución y generación insistió Navarro, así como mantener la interconexión con México.

El servicio de energía eléctrica está fallando en toda Centroamérica. Repórtenos desde que zona o ciudad no tiene servicio https://t.co/ITYb9LsdlK

— Prensa Libre (@prensa_libre) September 16, 2019

Los eventos de este tipo han dejado incluso afuera económicamente a otros países, como sucedió en enero del 2019 cuando el evento se originó en Panamá, y provocó un apagón general en ese país como en Honduras y Nicaragua, o durante este 16 de septiembre a los dos últimos países mencionados, explicó el presidente del operador nacional.

¿Qué lo generó?

El evento que provocó el apagón regional se dio a las 11.51 de la mañana de este lunes. Según datos del sistema del Ente Operador Regional denominado SCADA EOR, la falla se debió a una desconexión de la línea entre Pavana y Santa Lucía en Honduras, indicó Navarro.

Esto provocó que se desconectarán las conexiones tanto con Centroamérica como con la Interconexión de Guatemala con México.

Posteriormente, cuando se fue restableciendo el servicio el Sistema Eléctrico Regional (SER) quedó divido en 4 islas:

• Una conformada por Guatemala con México ya que se logró restablecer la conexión entre ambos países a las 12.04.
• El Salvador
• Honduras
• Costa Rica-Panamá
• Mientras Nicaragua se mantuvo más tiempo sin servicio y sin conexión con Centroamérica.

¿Qué sucedió en Guatemala?

Al momento de la desconexión regional, el país estaba demandando casi 1 mil 400 megavatios y se debieron dejar de suministrar 334.6 megavatios, por lo que se desconectaron 341.6 megavatios de generación, explicó Navarro.

• En el área que cubre Energuate, la empresa dio a conocer que la falta de suministro fue más evidente en circuitos que atienden la costa del Pacífico en departamentos de San Marcos, Quetzaltenango, Retalhuleu y Suchitepéquez.
• Además de áreas pequeñas en el área de Chimaltenango, al Altiplano de Quetzaltenango y Quiché.
• En Oriente la mayor área fue en Zacapa, así como repercusiones importantes en Esquipulas (Chiquimula) y en Jutiapa.
• En el Norte del país también hubo circuitos aislados sin suministro como Telemán y Panzós en Alta Verapaz, y en cierta área de El Progreso.
• EEGSA informó que las zonas afectadas en su área de cobertura fueron en forma parcial las zonas 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 16, 17, 18 y 21.
• Además de Mixco, San Cristóbal, Ciudad Satélite, Villalobos, Villa Canales, Peronia, San Raymundo, Jocotales, Boca del Monte, y Piedra Parada, San Pedro Ayampuc.
• En Sacatepéquez los afectados fueron San Pedro y San Juan y en Escuintla: Iztapa y Likin.
• El primer circuito que se quedó sin energía fue a las 11.54 de la mañana y se restableció la energía totalmente a las 12.50.

Como el restablecimiento fue paulatino en algunos lugares la suspensión del suministro fue de 15 minutos, media hora o una hora, explicó Maynor Amézquita, vocero de Energuate.

Por ejemplo, los usuarios de las zonas 2, 5, 10, 11, 14 y 16 de la ciudad de Guatemala reportaron apagones. Respecto a las zonas de la capital en la que usuarios reportaron sin energía, la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), indicó que la suspensión del suministro duró alrededor de 20 minutos y posteriormente fue recuperado por completo el servicio.

El AMM informó que cinco minutos después del evento que generó el apagón, en el país se empezó a restablecer el servicio. A las 12.09 se restableció la carga en la zona central del país y a nivel nacional a las 12.49 del mediodía fue restablecida totalmente la carga nacional de energía en Guatemala.

Además, el país apoyó a El Salvador para que en el proceso de estabilización y recuperación de su sistema de servicio eléctrico.

El último apagón general que se registró en el país fue el 27 de marzo del 2012 debido a una sobrecarga en las líneas de transmisión eléctrica en el tramo de Tactic a la hidroeléctrica Chixoy, propiedad del Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

Guatemala alertan a países la necesidad de fortalecer sus sistemas

Es necesario que el resto de países, fortalezcan sus sistemas para evitar los riesgos de apagones en la región expuso tanto Navarro como Horacio Fernández, director ejecutivo de la Asociación Nacional de Generadores (ANG).

“Un evento de determinada magnitud que impacte la línea de interconexión prácticamente vulnera el resto de los sistemas en la región, por eso es tan importante mantener la calidad línea, y fortalecer los sistemas nacionales de cada país” expresó Navarro.

“Guatemala tiene implementados equipos y software de protección modernos y de alta calidad y es el único país donde no se ha dado un apagón general desde que el 2012”, agregó.

Fernández explicó que ese nivel de respuesta tiene relación con cuatro medidas:

• Inversión e equipos de protección
• Adecuada coordinación de la protección por parte del operador y de los agentes
• En el área de generación se mantienen reservas para reaccionar en ese tipo de eventos
• Y Navarro, agrega la función de mantenerse conectado con México.

La inversión de US$1.5 millones (unos Q11.2 millones) destinó el AMM para programas y equipo para evitar apagones generales y reaccionar en forma operativa más rápida ante algún incidente, anunció en agosto dicha entidad.

El equipo consiste en una unidad de medición fasorial conocidos como PMU que proviene del inglés Phasor Measurement Unit. “Se trata de dispositivo tecnológico que permite realizar, con gran precisión y velocidad, el análisis dinámico del estado de un sistema eléctrico de transmisión o distribución” según páginas especializadas en el tema.

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“El 2019 es el año más seco en 20 años que está enfrentando el sector eléctrico” en el período de estar operando bajo la nueva Ley de General de Electricidad, expuso.

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Baja hasta 40% la generación con hidroeléctricas

Es un año atípico, ya que se está en época de invierno pero ha llovido muy poco y “lo poco que ha llovido ha sido en áreas alejadas de las cuencas de los ríos donde hay instaladas generadoras y que nos permiten generar con energía hidráulica”, añadió el directivo.

Comentó que por ello en mayo, junio y julio se ha generado “mucho más” con energía térmica que en el 2018.

En esos meses durante el período del año pasado se generaron 650 gigavatios hora con recursos renovables, principalmente con agua, pero en el 2019 solo se llegó a 425, una caída de alrededor de 35%, explicó Navarro.

Esa generación se ha tenido que sustituir con recursos no renovables como generación térmica principalmente con carbon, además de búnker.

“El año pasado fue un año seco también, pero el 2019 está mucho peor, este año es más crítico” comentó el presidente del AMM.

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Durante el 2018 se llegó a cubrir la generación con 61.64% de recursos renovables y 38.26% con no renovables.

En el 2019 a julio se reportaba solo el 56.5% con renovables y 43.5% con no renovables, según datos de dicho ente.

Aunque ha llovido más en el país durante agosto, respecto de los meses anteriores, las condiciones no han cambiado mucho refirió Navarro, ya que sigue el comportamiento de lluvia en áreas del país donde casi no operan hidroeléctricas como la capital, el área metropolitana, el centro del país, así como el sur, sur occidente y sur oriente.

Sin embargo las centrales hidroeléctricas están ubicadas en el nororiente y occidente del país.

¿Impacta los precios?

Cuando hay menor generación con renovables la energía sube de precio porque debe ser sustituida con generación cuyos combustibles, son más caros que la generación con agua, como derivados del petróleo, comentó.

Ese comportamiento ha hecho que el mercado spot o de oportunidad (compra y venta de energía sin contrato) esté registrando precios muchos más altos.

En época de invierno se han tenido precios spot promedios diarios de US$65 y US$70 por megavatio hora (MWh) pero el 2019 con el comportamiento de un invierno seco ha llegado a los US$100 en los últimos meses.

Según Navarro, los precios en el mercado de oportunidad no debieran de influir en las tarifas a los usuarios ya que las distribuidoras en Guatemala tienen la obligación de poseer contratos por la totalidad de su demanda, aspecto que cumplen.

Sin embargo mencionó que la mayoría de los contratos usan la modalidad de opción de compra. Es decir que compran en el mercado de oportunidad y aprovechan los mejores precios cuando estos son más bajos que en el contrato.

Pero ahora que el spot ha subido han tenido que comprar a un precio mayor ya sea en el mismo mercado de oportunidad o con los precios de los contratos. “Eso impacta a los precios al consumidor final dado que se tienen que atener a los precios de los contratos”, expuso Navarro.

En el ajuste trimestral de la tarifa de energía que cobró vigencia en agosto recién pasado para los usuarios de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA) se registraron alzas leves. La distribuidora informó que el bajo nivel de lluvias durante este año redujo la capacidad de generación hidroeléctrica por lo que la empresa “debió utilizar electricidad producida por otras tecnologías, cuyos precios son más altos que los de las fuentes hídricas”.

También expuso que se han registrado alzas en los precios internacionales de combustibles usados para generación y el tipo de cambio del dólar se ha mantenido en niveles altos, como otros de los factores que conllevan alzas.

Continúa comportamiento

• Agosto siguió el mismo comportamiento ya que al cierre de ese mes el caudal del río para la hidroeléctrica Chixoy fue menos del 25% del promedio histórico de ese mes, reportó el AMM.
• Con los datos preliminares, para agosto del 2019 la generación hidroeléctrica del país respecto del total de generación llegó a representar el 30% mientras que en 2018 era alrededor de 42%.
• “Comparando entre años, este agosto (2019) se llegó a generar solo el 70% del total logrado en el mismo mes del año pasado” dijo Navarro.
• En tanto la hidroeléctrica que reporta mejores resultados es Aguacapa, con 83% del promedio histórico, pero eso se debe a que dicha central se ubica en la costa sur en el Departamento de Escuintla, área donde sí ha llovido.
• El resto tienen un comportamiento similar a Chixoy, pero van por debajo del 50% de lo generado en el 2018.

La lluvia que se registró en la primera semana de septiembre no hizo mucha diferencia respecto del comportamiento mencionado, agregó el presidente del AMM.

Esperan el segundo invierno

En la capacidad de generación instalada en el país aparte de agua, está geotérmica, eólica, solar, biogás que aportan alrededor del 6%. Además de la biomasa.

El país tiene una época a la que denominan el segundo invierno ya que en la matriz de generación empieza el aporte con biomasa a partir de noviembre, y que se extiende hasta abril, debido a que el sector azucarero entra a su época de zafra y se genera energía con el bagazo de la caña.

Esa energía llegará a estabilizar los precios incluso a bajarlos con respecto del comportamiento que han tenido el resto del año, explicó el directivo.

Se requiere más generadoras

A pesar de que existe un excedente entre la capacidad de generación respecto de la demanda, Navarro explicó que se requiere instalar en el país más capacidad de generación de energía, aspecto que ayudaría no solo a exportar los excedentes, sino a bajar los precios de ese suministro dentro de Guatemala.

El mayor porcentaje de generación lo aportan las hidroeléctricas, y como ya mencionó Navarro, en época de zafra se genera con biomasa.

Pero también comentó que se logró un contrato con energía con gas que ayuda a bajar los precios. Se trata de una empresa de capital guatemalteco, Energía del Caribe, que se instaló en el norte de México y que compra ese combustible a Estados Unidos, para luego traer la energía a Guatemala. Este es por 15 años y empezó a operar en el 2017.

“Viene a bajar el precio, pero solo son 120 megavatios, y en el país consumimos 1 mil 800 megavatios” por lo que se debe seguir trabajando en instalar más capacidad de generación y en la diversificación de la matriz energética, añadió.

Según datos de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) en el primer semestre de este año la generación con agua ha bajado 26.5%, reportando un comportamiento similar por cada trimestre.

Sin embargo solo en junio la caída llegó a 40% mencionó recientemente Rudolf Jacobs, Presidente de Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager).

Proyectos abandonados aportarían 400 megavatios

Jacobs indicó que se debe seguir trabajando en el país en dar la certeza jurídica para la instalación de más generadoras. Hay al menos cinco proyectos abandonados porque se les pidió la consulta comunitaria para los pueblos indígenas del área de influencia pero el Estado no ha logrado realizarlas, expuso.

Además refirió que en otros casos “hay proyectos que ya están operando y hay ordenes (de la Corte de Constitucionalidad) de hacer las consultas comunitarias”, pero a su criterio “no deben ser suspendidas las operaciones”.

Los proyectos hidroeléctricos afectados por diferentes razones estarían aportando unos 400 megavatios al país, explicó Jacobs.

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Una unidad de medición fasorial conocidos como PMU que proviene del inglés Phasor Measurement Unit. “Se trata de dispositivo tecnológico que permite realizar, con gran precisión y velocidad, el análisis dinámico del estado de un sistema eléctrico de transmisión o distribución” según páginas especializadas en el tema.

La inversión incluye programas, receptores y medición, agregó Navarro.

Se puede dar la falla de una generadora, uno de los motores, plantas o turbinas una línea eléctrica, una subestación y eso generar un apagón, pero este equipo permite al AMM tomar una decisión desde el Centro de Despacho para resolverla de forma inmediata y que el sistema no quede desabastecido y no se interrumpa el suministro a consumidor final, agregó Navarro, al indicar que con ese fin se ha trabajado desde hace años para fortalecer los controles.

El último apagón general que se registró en el país fue en el 2012, y desde ahí a la fecha “en Guatemala se ha podido soportar todo tipo de eventos sin que tengamos un apagón general” agregó el directivo.

El 27 de marzo del 2012 se dio dicho apagón por una sobrecarga en las líneas de transmisión eléctrica en el tramo de Tactic a la hidroeléctrica Chixoy,  propiedad del Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

La falta de electricidad duró alrededor de dos horas y posteriormente se restableció el servicio eléctrico en forma paulatina en distintos puntos del país.

Navarro explicó este 26 agosto del 2019 que la falla se derivó de una mala operación en el mercado eléctrico regional por un problema generado en Nicaragua.

Se han observado apagones por sectores, pero no se va el servicio en todo el país, AMM apoya para que el sistema para que se vaya restableciendo de forma controlada, si no se pueden quemar los aparatos, agregó.

AMM más moderno

La entidad ha modernizado sus equipos, trámites y servicio, este 26 de agosto lanzó su evento AMM 2.0 que incluye la explicación de los equipos mencionados.

Además, creó su aplicación móvil AMM en la cual se puede encontrar datos de precios del mercado spot (mercado sin contrato), informe de costo, comportamiento de la generación y con qué recursos se está generando, datos de la programación del despacho de las diferentes generadoras y su ejecución.

Según Navarro es el primer operador en Centroamérica en contar con este tipo de aplicación, y el tercero en Latinoamérica.

Se creó el denominado Casillero Electrónico con la cual ahora las notificaciones a los agentes del sector se harán por esa vía validadas con una firma electrónica (según el decreto 47-2008).

La modernización de programas y equipos también ha permitido continuar con la reducción del tiempo de emisión del informe de transacciones económicas. En el mercado eléctrico nacional se generan 104 mil 500 millones de transacciones, explicó.

La entidad tiene 21 años de operar, el sector eléctrico del país ha crecido y se convirtió en el principal exportador el mercado regional, además importa energía de México, pero también exporta al Sureste de ese país. Con la modernización El AMM 2.0 la entidad se lanzó a competir como uno de los operadores del sistema y de mercado de primer mundo” se expuso.

Otros apagones

Aparte el domingo 20 de enero del 2019 un apagón afectó Panamá y se extendió hasta Nicaragua, Costa Rica y Guatemala. Sin embargo en ese caso en nuestro país no se convirtió en un apagón general debido a la fortaleza que muestra el sistema de electricidad y sus mecanismos de protección aseguraron autoridades del sector.

Para prevenir la interrupción total del servicio cada país activó sus esquemas o sistemas de protección que incluye la desconexión para evitar mayores daños como “el colapso total de los sistemas”.

En Guatemala la desconexión de carga por el evento fue de 219.5 MW que significó el 19% del total de la energía que se estaba consumiendo en ese momento, y así fue variable en cada país.

Apagones generales

Según los datos del sector de energía eléctrica, aparte de registrado en el 2012, desde el 4 de mayo del 2009 no se daba un apagón general en el país.

Sólo entre el 2007, 2008 y 2009 se registraron siete apagones generales. Algunos fueron:

• El 2 de enero del 2008. Problema generado en la línea de Escuintla y la subestación San Joaquín, daños en el cableado, interruptor y protección del sistema.
• El 2 de julio de ese mismo año hubo problemas en la subestación Guatesur debido a un globo metálico.
• El 31 de agosto del 2008, un rayo dañó la línea Tactic-Guatenorte
• El 26 de abril del 2009, hubo fallas en dos columnas aislantes en la subestación Guatesur.
• El 4 de mayo del 2009 falla en la subestación San Joaquín, por la explosión de un pararrayos.

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El Tribunal Supremo Electoral (TSE) ha designó 2 mil 932 centros de votaciones en todo el país. Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM) al 12 de junio estaban sin energía 14 centros de votación.

Sin embargo, para este viernes según las distribuidoras de energía ya se contaba con servicio en todos.

Empres Eléctrica de Guatemala, S.A.  (EEGSA) informó que en el área que cubren hay 591 centros de los cuales ya todos cuentan con el servicio.

En el caso de Energuate informó que la tarde del viernes 14 de junio finalizaron terminaron la revisión de las instalaciones externas de 2 mil 185 centros de votación en el área de cobertura de dicha firma. La revisión incluyó transformadores e instalaciones en los edificios de los establecimientos públicos, privados y municipales, y en los que hacían falta se les dotó del servicio indicó el vocero Maynor Amézquita.

El MEM indicó mediante un comunicado que se creó un comité de emergencia para garantizar este servicio, integrado además por los ministerio de Educación y de la Defensa Nacional, de las distribuidoras de Energuate (Deocsa y Deorsa), EEGSA, Administrador del Mercado Mayorista (AMM) entidad que es la operadora del sistema nacional interconectado de electricidad, además de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) que es el ente regulador del sector.

El ministro de Energía, Luis Chang, también es el presidente del Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

“Nuestro personal se declara en alerta en “modo elecciones”. Se mantiene coordinación con instituciones y agentes del sector para el monitoreo del sistema eléctrico nacional. Se activan los planes de contingencia para asegurar el servicio eléctrico durante el evento electoral” informó la CNEE por medio de su cuenta de Twitter.

Aparte de las revisiones o correcciones necesarias efectuadas las últimas semanas, las entidades están poniendo en práctica su plan de contingencia.

El Inde activó su plan de contingencia desde el 13 de junio y abarcará hasta el martes 18. Añade que ese plan incluye 30 cuadrillas distribuidas en sus subestaciones y control de su red de transmisión.

En el caso de Energuate y EEGSA lo activarán a partir de este sábado 15 de junio.

Amézquita dijo que Energuate despliega este sábado 460 técnicos, un aumento del 20% del personal que atiende con normalidad.

La EEGSA y la empresa Transportista Eléctrica Centroamericana (Trelec) también están preparadas informó que la condición de alerta inicia el sábado y concluye el martes 18 de junio.

La labor de estos entes busca garantizar el servicio de electricidad no solo a los centros de votación, sino los diferentes centros de cómputo y las diferentes sedes habilitadas para el TSE para llevar a cabo las diferentes actividades relacionadas con las votaciones, conteo de votos, cómputo entre otros.

El ministro de Energía dijo por medio del boletín de prensa que el sector “está preparado para este magno evento por lo cual solicita a todos estar tranquilos y los invita a participar cívicamente a sufragar su voto haciendo valer su derecho a elegir”.

Además, invitó “a no hacer caso a la mala información que algunos malos guatemaltecos han querido verter sobre que no existirá fluido eléctrico en los centros de votación añade el documento”.

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El enfrentamiento que era organizado por la compañía Rizin, estaba previsto para mañana en la que la sudamericana se enfrentaría a Shinobu Kandori, quien practicó el judo y el karate, pero que a sus 53 años demuestra aún sus cualidades en la MMA.

Aquí el momento:

Sin embargo, a la hora del pesaje las cosas no fueron como se esperaba. Kandori participa en la categoría de 75kg y García en el momento del pesaje superó por 12kg en lo que se había pactado el combate. Esto causó el enojo de la experimentada luchadora que abandonó la ceremonia que se realizaba en un hotel de la capital nipona.

García ya había protragonizado una pelea, en la que su rival llevó la peor parte al recibir una patada y que causó que el árbitro la descalificara.

Otra de las peleas en las que la brasileña gana aprovechando gran tamaño.

García demuestra sus cualidades físicas a sus seguidores en el Twitter. https://twitter.com/gabijiu/status/946141826116808704

#Interviews #rizinff #rizin2017 @rizin_PR @rizin_STAFF @nobu_sakakibara #gabigarcia

GP open class next year #rizinff? pic.twitter.com/hctvt2mamr

— Gabi Garcia (@gabijiu) December 27, 2017

El entrenamiento también ha sido muy exigente para la brasileña. https://twitter.com/ufc/status/945709654646116357

La decisión del AMM —operador del sistema eléctrico nacional— responde a la solicitud para que el EOR deponga la medida de desconectar al país del resto de países de Centroamérica mediante la red del Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (Siepac), indicó Édgar Navarro, presidente del AMM.

El estudio, dijo, es para que puedan constatar que no hay problemas técnicos que les obliguen a desconectar.

Las primeras desconexiones las efectuó el EOR del 9 al 11 de octubre pasado, y aisló a Guatemala del resto del sistema centroamericano al suspender el traslado de energía por medio de las líneas que conectan con Honduras y El Salvador.

El EOR argumentó el mes pasado que no es seguro operar más de 120 megavatios y ordenó desconectar.

Navarro dijo que los estudios demuestran lo contrario, pero que los entes regionales como el EOR y la comisión reguladora exigen que se pida autorización de operar esa interconexión, lo cual, a criterio del sector eléctrico del país, no es necesario ni procedente, sino que solo se debe informar.

El el 2 de noviembre se hizo la desconexión más reciente. A criterio de Navarro, es una actitud no coherente, porque ha habido la necesidad, para cubrir la demanda del país, de traer más de 120 megas desde México y en otras ocasiones no los han desconectado, agregó.

Los motivos de la desconexión se deben a que según el Ente Operador Regional (EOR) solo están aprobados para importar 120 MW, lo cual Guatemala refuta, según explica Navarro a continuación.

Las primera desconexión fue el 9 y luego hubo una el 11 de octubre. ¿Ha mantenido el EOR la desconexión a Guatemala?

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Tuvimos necesidad de despachar al mercado nacional para cubrir la demanda de energía por esas dos horas 120 megavatios más y se elevó la importación con la interconexión con México hasta 240 megavatios.

Esa compra de energía se hace por un despacho económico de acuerdo a la ley de Guatemala y cumpliendo con el acuerdo con México país con el cual se coordina un día antes.

¿Seguirá Guatemala importando energía por arriba de los 120 megavatios?

Seguiremos despachando al sistema nacional para cubrir la demanda interna arriba de los 120 megavatios siempre y cuando esa oferta sea más barata que en el mercado nacional y se encuentre dentro del marco legal guatemalteco con base a los costos económicos.

Esta semana hubo una reunión regional para discutir de urgencia las medidas del EOR. ¿Se llegó a alguna conclusión?

No se llegó a una conclusión. Los organismos regionales insisten en que Guatemala tiene que pedir autorización por la ampliación de la subestación Brillantes, Retalhuleu, pero es un nodo (infraestructura) que Guatemala posee con México con convenios bilaterales, y no es parte de la red de transmisión regional.

Se les explicó, pero hubo intransigencia en cuanto a no aceptar ni entender los argumentos de Guatemala para no acudir a pedir esa autorización.

¿Qué propuso Guatemala?

Qué como agente generador (Energía del Caribe) o como mercado, se podría solicitar a la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (Crie), que es el ente regulador, que reciba el estudio para evaluarlo y consideren el impacto eléctrico que la ampliación de la subestación Brillantes tiene en el sistema regional y con esto podrán darse cuenta que está operando de forma segura y eficiente.

El estudio original de la generadora Energía del Caribe se trasladó a la Crie desde julio pasado; sin embargo fue rechazada la propuesta y se argumentó que debería incluir la solicitud autorización.

Ahora el EOR transmite información falsa acerca de que no se han presentado el estudio pero es la Crie la que debe trasladarlo, sin embargo no los acepta.

La primera fase, que consiste en la subestación Brillantes y la línea desde México, para traer 120 megavatios ¿fue aprobada por la Crie y el EOR?

Cuando ellos mencionan ahora que no es seguro operar con más de 120 megavatios están usando los estudios del 2009 presentados por Guatemala para importar los primeros 120 megavatios. En esa época tampoco lo aceptaron, y el EOR quiso en esa época de que se responsabilizara al Inde de cualquier falla a la región, contingencia o suspensión del servicio que pudiera darse en cualquier país de la región en esa época.

¿Qué sucedió entonces?

La Crie ya no lo aprobó y el Inde se acogió a un artículo de la normativa regional que habla del silencio administrativo porque no se pronunciaron y ahora quieren hacer lo mismo, pero ahora están desconectando al país. Ya hay una negativa preconcebida para autorizarlo y el EOR está tratando de que el resto de países de mercado de la región emitan sus condiciones para que ellos permitieran esa ampliación para trasegar 120 megavatios más.

¿A qué atribuye esto?

La Crie tiene una actitud negativa y burocrática de no querer revisar el expediente en forma oficial, y se dieron cuenta de que esta conexión no afecta al sistema regional.

No se dejó fecha para una nueva reunión. Ellos pretenden que les trasladamos la redacción del punto de solicitud de autorización pero no le vamos a someter a aprobación. Si ellos están interesados en los estudios técnicos, ahí están para su evaluación.

Lo que se puede hacer es volver a presentar el informe para conocimiento, evaluación y consideración. Eso quiere decir que Guatemala reconoce que puede informar acerca de una interconexión y una subestación que se realice en cualquier parte de la red eléctrica y que está comprobando que no tendrá consecuencias para la red regional.

¿Por qué el país no acepta pedir una autorización?

El problema es que el Estado de Guatemala interpreta que el nodo de Brillantes y la línea de interconexión con México son obras y convenios que corresponden a su derecho soberano de relacionarse conforme a su conveniencia con quien así lo desee y bajo las reglas que desee.

Por ello no se puede permitir que intervengan ese nodo como si fuera parte de la red regional, porque estaría interviniendo en el poder de relaciones exteriores de Guatemala.

Cuándo se pide una autorización de esta naturaleza el país se somete a otras autoridades que no le corresponden, porque esa conexión con México no es parte de la red regional.

No sería el generador Energía del Caribe el que se sometería a las disposiciones de los entes regionales sino que se estaría sometiendo la soberanía del Estado de Guatemala.

Es una relación bilateral con México, y el EOR actúa de forma unilateral y arbitraria al desconectar la línea que une a Guatemala con El Salvador y Honduras.

¿Ven algún motivo?

Desconocemos que tipo de interés tienen, pero pareciera que están tratando de favorecer a algún sector al despachar energía más cara a Honduras y El Salvador y evitan que llegue energía más barata.

Es una sospecha que tenemos. Están enmascarando un tema comercial con un tema técnico.

¿Cómo le afecta al país y/o a los usuarios?

Guatemala tiene convenios y contratos con México que permiten traer desde cero hasta 240 megavatios, pero el EOR solo reconoce 120 megavatios de la primera fases del proyecto.

Bajo las leyes guatemaltecas, la obligación del mercado es despachar o aportar al sistema las ofertas de energía empezando desde las más baratas hasta las más caras.

Con las acciones del EOR pide evitar la compra y el despacho de la energía que viene de México que provoca que se tenga que recurrir a plantas que son más caras para cubrir el segmento de la tarifa social, que es a donde el Inde dirige esa energía.

¿Ya se pidió la intervención del Ministerio de Relaciones exteriores?

No se ha hecho de forma directa una solicitud pero entendemos que le tema ya es del conocimiento de las autoridades y en su momento se verá si hay necesidad de una intervención por la vía diplomática

Los reportes del AMM indican que además de los megavatios enviados, la potencia vendida es de entre 40 a 45 megavatios (MW); sin embargo, refieren que hay horas en las que llega a 50 MW.

Los 5 mil 700 megavatios hora de energía vendidos significan el consumo de 57 mil hogares o clientes que demandan un promedio de 100 kilovatios hora al mes, refieren datos de consultores del sector.

“Ahora se ve factible que, tanto en el presente como a futuro, y en algunas horas del día, la energía producida en Guatemala sea atractiva para cubrir la demanda en el mercado eléctrico mexicano, en especial el área sureste de ese país”, agregó.

El presidente del AMM dijo que no se tiene completamente claro ese potencial ya que los datos que se han podido identificar son los costos de la energía que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México le vende al Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

“La energía de México también es económica y de hecho esa es la razón por la que tenemos contratos de importación que alimentan la tarifa social de nuestras distribuidoras de electricidad” añadió.

Importación

Las importaciones en Guatemala tampoco ocurren todo el tiempo, sino en algunas horas del día y en ciertas épocas del año, ya que el contrato que tienen ambas entidades refieren, por ejemplo, que Guatemala importará energía si el precio ofrecido por México es menor al spot (mercado de compra venta de energía sin contrato) en nuestro país.

El ejecutivo indicó que viajarán a México esta semana para reunirse con autoridades del sector en ese país para afinar la normativa de intercambio.

El país planteará el acceso de ambos mercados y se buscará mejorar la funcionabilidad de la interconexión para garantizar la calidad del suministro, ininterrupción, y continuidad, explicó Navarro.

El Instituto Nacional de Electrificación (Inde) es del criterio que a la fecha la normativa y la plataforma operativa existente es aplicada y habilitada por el AMM.

El Inde refirió que no está exportando energía a México, lo que significa que la demanda se cubre por generadores privados.

Los datos de ambas entidades registran que al mismo mes, pero del 2013, el precio promedio fue de US$92.38 por MW, y en el 2014 bajó 48.6% respecto de diciembre del 2013 y se ubicó en US$47.49.

Los US$41.55 de diciembre del 2015 significan una disminución del 12.5% respecto del mismo mes del 2014.

El precio anual de la energía spot también fue el más bajo reportado.

El promedio anual del año pasado fue de US$71.02 por megavatio (MW).

El comportamiento se ha presentado a la baja en los últimos años, ya que en el 2013 promedió US$120.96 y en el 2014, US$103.65 por MW.

Según la CNEE, solo 5% de la demanda de energía del país es cubierta con precio spot; sin embargo, este se usa de referencia del mercado para firmar contratos para despachos de energía, además de que es clave para la industria y para los contratos por opción de compra de las distribuidoras.

Los contratos de opción de compra son aquellos en que las distribuidoras pueden optar por el precio más bajo entre el precio fijado en el contrato o el spot (el cual es volátil y varía cada hora).

Romeo Rodríguez, consultor en energía, explicó que hay tres variables positivas para la baja del spot. Una es que la matriz energética ya no depende del petróleo, sino más que todo del comportamiento del invierno (generación con hidroeléctricas).

La otra, a los precios internacionales, que se han registrado bajos en los combustibles fósiles, y la tercera, a la sobreoferta de generación de mediano plazo.

Añadió que el 2015 fue atípico por el invierno corto, por lo que el spot, aunque tuvo mejores precios, fue alto respecto de como se esperaba.

Luis Herrera, gerente del AMM, refirió que en el 2015 el consumo nacional de energía fue de 9 mil 792 gigavatios/hora (GWh), mientras que en el 2014 fue de 9 mil 273 GWh, para un crecimiento de 5.6%.

El máximo de potencia, según el AMM, llegó a 1 mil 672.05 megavatios (MW), un récord histórico que representó un 2.21% más que en el 2014.

La potencia es el uso de energía durante una hora específica del día el año pasado, según la entidad, se dio el 14 de diciembre a las 18.30 horas.

Con el objetivo de bajar precios, las distribuidoras EEGSA y Energuate contrataron, por 15 años, a diversos generadores, para sustituir algunos contratos de búnker y diésel, entre otros, y cubrir la demanda anual.

Cuando cobraron vigencia los contratos se produjo una baja, para ambas distribuidoras, de entre 8% a 17%, en las tarifas fijadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Rodas dijo recientemente que en la EEGSA los sectores que más aumentaron su consumo entre el 2014 y el 2015 fueron los de industria, servicios y comercio, con datos arriba del 5%, mientras que otros segmentos crecieron un 2%. Energuate no opinó.

Roberto Barrera, consultor en energía, refirió que en los últimos años la demanda de energía crece más que la potencia, lo que significa que hay menos tiempo ocioso en plantas y redes. Agregó que la Ley de Electricidad tiene incentivos para que el usuario consuma más energía a las horas no pico (baja demanda) y menos a la hora pico (de alta demanda), porque en estas se cobra potencia.

Edgar Navarro, Presidente del Administrador del Mercado Mayorista (operador del sistema nacional), aseguró que el cambio no provocará apagones en el país ya que se realizó bajo la condición de que el resto de países de Centroamérica aplicará mejoras en sus sistemas eléctricos.

En febrero pasado, el EOR ordenó a Guatemala la reubicación de lo equipos; sin embargo, el sector eléctrico del país se opuso por considerar que podría causar apagones.

El equipo blindaba país y evitaba que problemas en otros países, como contingencias o variaciones de voltaje, impactaran en el suministro local.

Ahora, indicó Navarro, la reubicación fue aprobada de forma temporal por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), en tanto se cumplen ciertas condiciones.

La primera condición era que el EOR acortara el período de evaluación de los sistemas de la región. El plazo original era de 19 meses y se acortó a 12 meses.

La investigación obliga a los países a mejorar sus sistemas y a reparar las centrales generadoras que ocasionen oscilaciones..

“Los países ya comenzaron a hacer inversiones, y deben asumir los costos para poder corregir este problema y por esos pasos positivos que se están dando se reubicó el sistema nacional para apoyar las gestiones del EOR” dijo el directivo.

“Pueden suceder desconexiones de carga en algún momento pero son estacionales y se dan normalmente en la época de invierno”, dijo Navarro al referir que durante verano no hay oscilaciones.

La segunda condición establecida por la CNEE es vigilar la reacción del sistema nacional y regional que se tendrá cuando entre en operación la planta de generación Gas del Caribe.

Con esta planta que se instalará en México, se importará al país 120 megavatios generados con gas, como parte de los contratos licitados por las distribuidoras.

La planta registra atrasos ya que debió comenzar a operar en mayo pasado y se prorrogó hasta marzo o abril del 2016.

Para Guatemala son prioridad los contratos de distribución para cubrir la demanda nacional, además que una parte es para suministrar a la tarifa social, explicó Navarro.

Conforme reaccione el sistema, se verá si es necesario conservar el esquema de desconexión en esa frontera con México o se tendría que volver a trasladar hacia la frontera sur (con Honduras y El Salvador), añadio el ejecutivo.

“Creemos que con la media del EOR, con la cual los países deben fortalecer sus sistemas, ya no sería necesario”, mencionó.