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Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

La licitación PEG 5 contempla adjudicar 1 mil 550 megavatios de generación eléctrica por 15 años. El gas natural podría cubrir hasta 700 MW como energía de base en medio de un debate técnico y geopolítico.

Rosa María Bolaños

5 de mayo de 2025 | 00:10h

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En la quinta licitación para contratos de largo plazo del Plan de Expansión de Generación de Energía (PEG), conocida como PEG 5, requiere 1 mil 550 megavatios, de los cuales 1 mil 400 megavatios de potencia garantizada con plantas y recursos de generación de base, donde podría optarse por gas natural, y generación complementaria, además 150 megavatios de potencia instalada para energía. (Foto, Prensa Libre: Shutterstock).

Con la licitación para contratación de generación de electricidad más grande que ha lanzado el país, conocida como PEG 5, han surgido expectativas positivas, pero también interrogantes. En ambos casos, se derivan no solo por el volumen, sino por las tecnologías y recursos para generar que podrían contratarse, en especial, la posibilidad de integrar un alto volumen de gas natural.

Se trata de la quinta licitación para contratos de largo plazo que se deriva del Plan de Expansión de Generación de Energía (PEG), conocida como PEG 5, y que requiere 1 mil 550 megavatios, divididos bajo varios conceptos.

El objetivo es suministrar por un máximo de 15 años a las distribuidoras Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) y Energuate (Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. -Deocsa- y Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. -Deorsa-), las cuales en conjunto componen el 68% de la demanda regulada en el país, según datos del sector.

Del volumen que se está licitando, son 1 mil 400 megavatios de potencia garantizada y 150 megavatios de potencia instalada, explicó Dimas Carranza, integrante de la Junta Licitadora de las distribuidoras por parte de Energuate.

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En la primera cifra mencionada, se prevé que 700 megavatios sean para generación de base (que opera las 24 horas todo el año) y se está apuntando a que pueda ser con gas natural. Algunos de los requisitos son temas de eficiencia en la generación y bajos niveles de emisión de gases respecto de otras tecnologías. Con base en ello, según las autoridades de energía del país, como el ministro de Energía, Víctor Hugo Ventura, esos 700 MW, o incluso más, serían con gas natural.

Carranza explicó que este segmento puede ser hasta de 700 MW de centrales nuevas, con emisiones no superiores al gas natural, etano o propano. Lo que se está pidiendo son tecnologías más amigables con el medioambiente para la base de generación, porque para las tecnologías renovables sería muy complejo pensar que puedan cubrirse, por las características propias del recurso, de contar con ellos las 24 horas, los 365 días del año. Sin embargo, esa característica sí la tienen combustibles como gas natural, etano o gas propano.

Mientras que los otros 700 megavatios (o lo que reste) serán de generación complementaria, donde pueden integrarse otros recursos. En este caso, pueden ser centrales de generación con tecnologías existentes, pero que puedan combinarse con otros recursos, incluyendo renovables.

En tanto, el segmento de los 150 MW está relacionado con centrales renovables que, por sus características, no pueden garantizar potencia, como solares, eólicas o biomasa.

¿Es conveniente contratar gas en esta coyuntura de guerra comercial?

Una de las dudas que surgen actualmente es la conveniencia de contratar altos volúmenes de generación con gas natural en el contexto de una guerra comercial de Estados Unidos con otros países, ya que Guatemala no produce actualmente una cantidad suficiente para ello y se empezaría a depender de las importaciones.

En la actualidad, la capacidad de generación instalada de potencia efectiva a marzo de 2025 es de 3 mil 620.7 megavatios, de los cuales 15.10 MW son generados con gas natural, según datos de la AMM. Con un contrato de largo plazo, la planta Energía del Caribe provee a Guatemala de electricidad producida a partir del gas natural desde Estados Unidos, mientras que la planta se ubica en México y se importa al país la electricidad.

Consultado el ministro de Energía y Minas acerca de la expectativa de participación y resultados de la licitación PEG 5, comentó que es la clave para la transición energética, con la cual se prevé adjudicar alrededor de 700 MW de energía de base de bajas emisiones y dejar el resto abierto a propuestas de cualquier tipo de energía renovable.

Respecto a que ese volumen sea de generación con gas natural que tendría que ser importado al país, y al posible impacto coyuntural de la guerra comercial, Ventura considera que ese recurso es una buena opción, considerando que es un combustible flexible que provee energía firme, que ofrece una buena combinación de eficiencia, menor impacto ambiental en comparación con otros fósiles y flexibilidad operativa. Añade que es ideal como respaldo para energías renovables, ya que puede entrar en funcionamiento rápidamente, y correspondería a una ventaja geográfica que el país tiene con México.

Sin embargo, el funcionario explicó que importar ese gas y otros procesos con ese combustible requieren inversión en infraestructura que no existe en el país. Por ejemplo, la infraestructura de regasificación de ese gas y la de almacenamiento, aparte de la planta de generación. Ventura respondió recientemente a Prensa Libre que esa inversión debe hacerla la compañía que resulte adjudicada como parte de su proyecto de generación.

Carranza explicó que hay dos posibilidades: una es que el ingreso sea por el Atlántico o por el Pacífico, o por ambos. En ese caso, también tendrán que hacerse nuevas instalaciones para poder recibir este combustible. También existe la posibilidad de tener almacenamientos flotantes o en tierra, y eso requiere una inversión muy grande, explica Ventura. “Entonces, adicionalmente, quien gane la (adjudicación de la) oferta tendrá que hacer todas las operaciones financieras, que llevan tiempo, y luego se construyen las obras”. Sin embargo, considera que se está a tiempo para que entren a suministrar a partir del año 2030.

Consultado Carranza sobre la conveniencia o no de contratar un alto volumen de generación con gas natural, tomando en cuenta la coyuntura actual de incertidumbre y volatilidad de precios en los mercados, derivado de las decisiones del presidente de Estados Unidos, el integrante de la Junta Licitadora respondió que es conveniente por las oportunidades que se tienen en la actualidad.

Las inversiones de las dos licitaciones, Peg 5 y PET 3, pueden superar los US$5 mil millones, dijo Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, mientras que Paulo Parra, gerente general de Deocsa y Deorsa, expresó las buenas condiciones que tiene el país para invertir @prensa_libre pic.twitter.com/gYFnbREGLe

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) April 23, 2025

Explicó que Estados Unidos está en una etapa muy importante de inversiones en desarrollo de perforaciones y explotación de gas natural, con lo cual podría tener excedentes para exportar, y que se puedan aprovechar en países como Guatemala. Agregó que también hay otros mercados proveedores como Trinidad y Tobago y parte de Sudamérica, pero serán los oferentes quienes deberán analizarlos, buscar competitividad y ser adjudicados en el proceso de licitación.

Por aparte, Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (Ager), indicó que entrarán en la etapa de análisis de las bases de licitación para identificar los retos y oportunidades que tiene la energía renovable. Sin embargo, adelantó que es muy importante que dichas bases permitan el aumento de la instalación de plantas renovables que le den certeza al precio de la tarifa en el largo plazo y sostenibilidad ambiental al país, reduciendo así la dependencia de los combustibles fósiles.

El anhelo es que estos procesos de licitación vayan muy orientados hacia la independencia, es decir, que en la mayor medida se logre que el país no dependa de importar combustibles o energía eléctrica. Por ello, se espera que se pueda incluir generación eléctrica renovable, dijo González.

Consultado respecto a qué tipo de recursos se deberían contratar, el directivo de Ager comentó que deberían tomarse en cuenta los renovables, y que, en el caso del gas natural, considera que podrían ser unos 400 MW que sirvan como un proceso de transición mientras se desarrolla el potencial local que se tiene de los recursos naturales, que solo están aprovechados en una mínima parte. En el caso de la geotermia, se debería tener un plan serio para que se vuelva parte de las plantas de base, ya que las características de la tecnología lo permiten.

“Al hablar de 700 MW para gas natural, nos preocupa el compromiso que asuma el país, de alguna u otra manera, en la compra de esos combustibles fósiles que nosotros no producimos”.

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Agregó que algunas estimaciones refieren que el costo de generación con gas natural es mayor, comparado con otros recursos como los naturales.

Otro aspecto es la coyuntura con la llegada del nuevo gobierno de Estados Unidos, el cual está enfocado en fortalecerse industrialmente, con lo cual el requerimiento de energía eléctrica interna en ese país va a aumentar, lo cual podría variar el combustible disponible para exportar, se agregó.

“Entonces, nosotros como país cercano a Estados Unidos, que dependemos de la producción y la disponibilidad de gas, sí estamos en riesgo de que no exista el suministro en algún momento o que el precio se encarezca mucho”, dijo González.

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Transición energética en el país necesitaría más de US$8 mil millones de inversión y una propuesta incluye varias plantas de generación

Transición se basaría en energía solar y eólica, así como la combinación con sistemas de almacenaje, además de generación con gas natural, pero debido a dificultades la participación de hidroeléctricas podría no ser tan alta.

Rosa María Bolaños

5 de octubre de 2024 | 05:00h

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La propuesta de Ager para la transición energética prioriza instalación de generadoras con recursos renovables como solar y eólica, además de gas natural. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

Guatemala necesitará inversiones de unos US$8 mil cien millones para la generación de electricidad que contempla la Estrategia para la Transición Energética propuesta por la Asociación de Generadores de Energía con Renovables (Ager), con cuya actualización aumentan los megavatios que requerirá el país para cubrir la demanda al 2040.

El acelerado crecimiento de la demanda de electricidad que se experimentó en el 2024 obligó a la Ager revisar sus escenarios de proyección y aumentó a cuatro mil 312 el número de megavatios nuevos que el país requiere para cubrir las necesidades hacia el 2040, según la Estrategia para la Transición Energética de Guatemala propuesta por esa organización.

En el primer trimestre del 2024, el consumo de electricidad en el país aumentó un 9.5% y el crecimiento de la demanda se duplicó.

Rudolf Jacobs, presidente de Ager, explicó la actualización efectuada y otros   cambios respecto de las propuestas sobre recursos o tecnología que debería implementar el país entre unos 16 años —a 2040— para lograr la transición energética y avanzar hacia la meta de tener el 80% de generación con energía renovable.

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La propuesta inicial presentada en enero de 2024 al presidente Bernardo Arévalo estimaba la necesidad de implementar en ese plazo la generación de tres mil 700 megavatios (MW) adicionales a los ya existentes en el país, y ahora se eleva unos 612 MW —16.5% más— para llegar a los cuatro mil 312 MW mencionados.

De esa manera, la capacidad de generación del país llegaría a siete mil 767 MW en el 2040, con base en el escenario de impulso a las energías renovables y con gas natural como recurso de transición.

Adición de plantas

En la actualización de la propuesta de Ager se analizó la adición de plantas entre el 2024 y 2040.

• Solar fotovoltaica, con 1,570 megavatios, por los bajos costos de inversión y la rapidez de su desarrollo
• Solares y eólicas, 1,115 megavatios, incluyendo unas hidroeléctricas para almacenamiento
• Gas Natural, como fuente de combustible de transición, con 903 MW, ya que causa menos emisiones
• Geotérmica, con 350 MW
• Eólica, con 201 MW
• Búnker, con 150 MW, derivado de la necesidad y porque Guatemala ya cuenta con infraestructura
• Hidroeléctricas, con 14 megavatios

Almacenamiento

Como parte de esa actualización, Ager propuso ocho criterios para  licitar electricidad para contratos de largo plazo PEG 5; sin embargo, en ese análisis tomó en cuenta que el país tuvo que declarar al sector de electricidad en emergencia, por las condiciones del clima extremadamente seco y por el crecimiento de demanda más acelerado de la historia, probablemente  por lo cual el escenario de déficit de oferta de generación que se había modelado estaba  ocurriendo y se agregaron esos dos factores con el aumento real de la demanda de este año, por lo que consideraron  necesario agregar más capacidad de generación de lo que se había propuesto al inicio.

Derivado de ello fue necesario agregar otras tecnologías en la propuesta de transición energética, de la mano con que se pueda aprovechar la modernización de la normativa nacional que permite sistemas de almacenamiento de energía y continuar proponiendo al gas natural como recurso de transición, expuso Jacobs.

Agregó que ahora ya existe la normativa, modernizada por el Administrador del Mercado Mayorista durante el 2024, para adicionar baterías y almacenamiento. En esta propuesta, las plantas generadoras con almacenamiento son muy similares a una hidroeléctrica con embalse.

El directivo refirió que muchas personas han mencionado que las hidroeléctricas en Guatemala tienen mucha dificultad para desarrollarse. Incluso en el sector eléctrico se escucha hablar a las autoridades y a las distribuidoras que no creen que se vayan a desarrollar nuevas hidroeléctricas en Guatemala con facilidad. Al respecto, Ager cree que existen retos, pero sí se tienen que seguir impulsando tanto las hidroeléctricas como las otras plantas de generación.

A consideración de Jacobs, el desarrollo de esos planes debe ser integral, y una oportunidad para empezar a hacer esa transición energética será la quinta licitación para contratos de largo plazo del Plan de Expansión de Generación (PEG 5), con la cual las distribuidoras buscarán contratar alrededor de 1 mil 400 megavatios para el plazo de 15 años empezando en el 2030. Sin embargo dijo que el temor es que en ese evento se pueda incluir demasiada contratación con gas natural.

Otra acción necesaria es ampliar la red de transmisión ya que en las condiciones actuales será difícil más generadoras de electricidad.

Se necesitarán regulaciones para gas natural

Edwin Barrios, director de Energía del Ministerio de Energía y Minas (MEM), comentó que proyectan lanzar el próximo mes el evento para la red de transmisión.

Respecto de la capacidad del país, tanto en infraestructura como en legislación para importar y comercializar el gas natural, Barrios expuso que ese recurso se está implementando en las transiciones energéticas de otros países, por lo que será una realidad en Guatemala, en algún momento, aunque para ello habrá que preparar los puntos de conexión, tanto en el Pacífico como en el Atlántico.

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También será necesario establecer una norma, pero a la fecha no existe un proyecto al respecto, por lo que consideran que una opción sería basarse en la experiencia de El Salvador. Todos estos aspectos podrán resultar de la licitación del PEG 5, añadió.

En cuanto a la geotermia, respondió que el país tiene estudiados alrededor de 12 campos o puntos con potencial, y de estos, cinco están a cargo del Instituto Nacional de Electrificación (Inde), que en su presupuesto del 2025 tiene previsto invertir en las áreas de Tecuamburro y Moyuta, pero el resto son libres para explotarlas con las autorizaciones debidas.

Dio a conocer que existe una empresa en Zacapa que está terminando estudios y tramitando la autorización para una planta, con el fin de empezar a ofertar 30 MW. Aseguró que el resto está libre para quien desee invertir. Además, el reglamento de contratación del Inde le permite trabajar proyectos con sectores privados, afirmó.

Luis Ortiz, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) explica cómo se compone la oferta recibida en la cuarta licitación de largo plazo para proveer a las distribuidoras, según datos preliminares. La mayoría proviene de recursos naturales y plantas nuevas, entre las que resaltan las solares y las hidroeléctricas, pero también hay otros recursos.

Las distribuidoras buscan contratar 235 megavatios, y en agosto se espera la apertura de ofertas económicas con las empresas que hayan superado la fase técnica actual.

¿Cuál es la oferta que se recibió en la cuarta licitación de largo plazo?

Hubo una participación importantísima de diferentes tecnologías; incluso, hubo propuestas de gas natural tanto con recursos internos como con importados; también se ofreció geotermia y muchísima energía solar y conversiones o complementos de energía solar con plantas existentes. Hay una variedad de propuestas, pero con una orientación muy fuerte a energía solar y otras fuentes de energías renovables.

El 14 de julio se recibieron las ofertas técnicas y aún no hay datos definitivos de los oferentes que hayan llenado los requisitos y pasen a la fase de ofertas económicas, para el 2 de agosto está previsto realizar la subasta inversa.

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Son más de 1 mil 500 megavatios los que se ofertaron con diferentes tecnologías y distintas formas de contratos, aparte de variedad de tamaños de centrales generadoras. Desde muy pequeñas hasta muy grandes. Personalmente me sorprendió que  desde ya, es un proceso muy exitoso.

Ofertas y recursos de generación

Se recibieron 51 ofertas que incluyen 77 centrales de generación con diferentes recursos, según la información preliminar brindada por la CNEE:

• De estos, 1,145.73 megavatios (MW) son de energía con potencia garantizada de los cuales, 857.73 MW son ofertados con plantas nuevas de generación: 251.23 MW con gas natural, 137 con hidroeléctricas, 90 con una combinación de biomasa y solar y 60 con geotermia.
• 288 son de plantas ya existentes, a base de hidro y carbón.
• Entre ambas, hay algunas combinaciones de solar con otras tecnologías como hidro, biomasa, carbón o búnker.
• Y una combinación que incluye solar, hidro y eólica.
• También hay ofertas por 359.55 megavatios solo de energía con plantas nuevas: 329 MW serían con solar y 29 con hidroeléctricas. Y 1 megavatio de plantas ya existentes.

¿Pudo haber influido en el interés en participar, que la última licitación de largo plazo ya tiene más de 10 años de haberse realizado?

Lo atribuyo no tanto a los tiempos, sino al tema de la confianza que se ha desarrollado en la inversión en Guatemala, pero también en el sector eléctrico, en el sentido de que los contratos que se firmaron en su momento se respetan de acuerdo con las cláusulas con las que fueron firmados y toda esa estabilidad genera muchísima confianza.

También está el tema de la transparencia porque en todo lo que se ha hecho o se hace en el sector eléctrico, como está muy regido por las leyes y los reglamentos, se tiene percepción y certeza de transparencia en los procesos. Hasta ahora se han hecho cinco licitaciones de largo plazo; algunas dentro del PEG, y por lo menos 15 licitaciones de corto plazo, y en todas ellas se ha cumplido con los temas, los cronogramas y la calificación de las ofertas. Todo eso le da certeza a las inversiones.

¿En este caso se buscan más que todo precios bajos o seguir modificando la matriz energética?

Las licitaciones, tal como lo establece la ley, prioritariamente se realizan para satisfacer la demanda regulada, con calidad y buenos precios; esa es su función principal. Lo que pasa es que a través de estos procesos se apoya la expansión del sistema generador dándoles a los inversionistas la certeza de esa estabilidad de hasta 15 años en los contratos.

¿Sigue en pie una PEG5 y de cuántos megavatios?

La posibilidad continúa y es necesaria porque hay que sustituir los contratos que se van a terminar en los años 2030 a 2033, y por eso es que se habla tentativamente (aunque todavía hay que afinar los números) de 1 mil 200 megavatios, así que ya comenzaron los estudios ya para definir la PEG5.

¿Qué volumen de recursos renovables y no renovables se requerirá en la siguiente licitación?

Estamos en una etapa de análisis y tal vez es muy temprano para saberlo; además, es importante ver cómo termina el resultado de la PEG4. Una vez hecho eso, vamos a ver cómo queda la composición de la matriz energética en el sistema y con eso tendremos un poco de más claridad.

Entre los contratos que entraron en operación desde el 2015 al 2018, que fueron firmados por 15 años y que tendrán que sustituirse por vencimientos en los plazos mencionados, están el de generación de carbón por Jaguar y varias hidroeléctricas. Pero es complejo el análisis de lo que se tendrá que requerir porque también han cambiado las curvas de carga del sistema ante la demanda de los diferentes segmentos.

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¿Cómo ha cambiado esa demanda?

Hubo un cambio en la composición de la demanda. La no regulada, que es la de los grandes usuarios (donde se ubican muchas industrias) ya está en el orden del 40% del total y la regulada (que se provee por medio de las distribuidoras a los consumidores finales) está entre 55% y 60%.

Esa composición comenzó con 80% regulado (servido por distribuidoras) y 20% no regulado o que no es contratado a través de las distribuidoras (segmento de grandes usuarios o industrias), y eso es importante porque la demanda regulada sigue creciendo, pero también la no regulada también crece a una buena velocidad.

¿Qué significa ese cambio?

El que haya llegado a 40% la demanda de energía no regulada representa que hay más demanda de la industria y otros grandes usuarios.

¿Ese comportamiento cambió antes o después de la pandemia?

Es gradual, se va dando por tasas de crecimiento y se ve cómo se va acelerando el consumo. Es importante porque eso también marca cuánto de la demanda total debe ser contratada a través de las distribuidoras, y es parte de lo que se analiza en las licitaciones, porque del total de la demanda nacional no toda es contratada a través de las distribuidoras.

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¿Por qué ha bajado la exportación de electricidad desde Guatemala?

Los sectores eléctricos son dinámicos, también hay temas de estacionalidad respecto a la cantidad de agua en la región centroamericana; adicionalmente, algunos países como El Salvador, que era uno de los de los mayores importadores de energía de Guatemala, hicieron inversiones en generadoras (especialmente una central de gas natural) y ahí se ve también que  algunas decisiones tomadas políticamente por esos países, terminan impactando el comercio regional de energía.

Durante este invierno bajaron los caudales de los ríos por la poca lluvia que se registró en varias semanas. ¿Esto podría afectar el ajuste de tarifas que entrará en vigencia el 1 de agosto?

Todavía no se han liquidado las operaciones del mes de junio. Aparte de lo que sí llovió, muchos de los contratos de las generadoras para proveerse de generación de energía tienen algunas características que no necesariamente dependen de los precios spot (precio de energía con contrato en el mercado de oportunidad).

Dicho reglamento fue emitido por el Consejo Directivo conforme a las literales b y e del artículo 16 de la Ley Orgánica del instituto, decreto 64-94, y reformado en marzo del 2013. Específicamente, la base legal para este evento es el artículo 58 del reglamento, el cual le permite la coparticipación con particulares o socios para ejecución de proyectos aportando activos.

Dicho artículo refiere que la entidad podrá desarrollar y/o prorrogar conjuntamente con particulares o socios la ejecución de proyectos de su interés, aportando plantas o infraestructura productiva de generación que se encuentren operando o fuera de operación, líneas de transmisión, estudios o proyectos que se encuentren en una etapa de su desarrollo y/o finalizados.

Y la empresa o persona interesada deberá aportar todos los fondos que sean necesarios para el desarrollo, ejecución, complementación y puesta en funcionamiento del proyecto en particular, sujeta a cincos bases descritas en el artículo.

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De ubicarse el proyecto en el norte del país, el aporte del INDE sería una línea de transmisión de 230 kilovoltios entre Puerto Barrios y Morales (Izabal) la cual se tendría que construir. Y si el proyecto se ubica en el sur, los activos que aportaría el Inde serían la finca Mauricio y la central térmica en Escuintla que se encuentra en el kilómetro 66, antigua carretera a Puerto San José, municipio de Escuintla.

La central inició operaciones con dos unidades generadoras en 1969, cuenta con varias turbinas de gas y varias de vapor, aunque en la actualidad no todas están disponibles para generar, y tiene una potencia de 38 MW, pero el Inde está enfocado en la generación con sus hidroeléctricas.

No se brindaron datos sobre el valor de los bienes o la inversión necesaria porque estos se tendrán luego de la valuación que se está efectuando, agregó.

“No es una licitación”

Quijivix enfatizó que se trata de la búsqueda de un socio y no es un modelo de licitación como los eventos que se suben a Guatecompras. “En ese momento vamos a dar los tiempos necesarios para la preparación de ofertas dentro del proceso”, agregando que será un proceso abierto y con transparencia garantizada por el mismo reglamento y legislación relacionada.

Ante la duda de quién garantiza que sí haya competencia entre las ofertas, comentó “entiendo la pregunta y ya me la han hecho varias veces. Primero, los actos de la administración son públicos; segundo el reglamento es bien claro y en eso nos tenemos que regir; el INDE efectuará la difusión del proceso de acuerdo con lo establecido en el reglamento, invitando a los interesados en participar y si hubiera interesado en la negociación, se adjudicará a quién ofrezca las mejores condiciones económicas y ventajas”.

Inicialmente, la entidad ya divulgó en febrero del 2023 una invitación a manifestar o expresar interés, a la cual respondieron ocho empresas. “Pero eso no quiere decir que otras compañías no puedan participar cuando se lance el evento”.

El artículo 31 del reglamento refiere que esa expresión de interés puede convocarse por medio del sistema Guatecompras o el que establezca el Inde y el plazo para presentar la expresión de interés no deberá ser mayor de 5 días hábiles a partir de la publicación en un medio de comunicación escrito. Ahora prevén continuar con los siguientes pasos para el evento.

Al ser consultado acerca de quién o qué instancia evaluará las condiciones o términos de referencia, así como las ofertas que se presenten, mencionó que será la gerencia general del Inde y, aunque no se integre una junta de licitación, sí se conformará una junta adhoc para el tema.

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“Sí se va a nombrar una junta, pero no es la misma que revisa los expedientes. Una junta ad hoc para el tema es importante”, expresó.

Si hubiere interesados la negociación se llevará a cabo con quien ofrezca las mejores condiciones económicas y ventajas para el Inde, refiere el numeral 3 del artículo 58, mientras que el 4 establece que cuando se tome una decisión, el Consejo Directivo, previo informe de la gerencia general, evaluará la aprobación de lo actuado y de aprobarlo celebrará el contrato de participación con la empresa seleccionada, o de la cual el Inde sea socio, quedando a salvo la propiedad de la planta de generación y sobre los activos que aporte el Inde, así como sus derechos, asegurando la utilidad o ganancia que deba recibir, refiere el numeral.

La recepción de fondos por parte del Inde, no podrá ser inferior a la que hubiere recibido con la operación del proyecto conjunto seleccionado, añade esa disposición.

Otra consulta al funcionario fue acerca de cuánto tendría que invertir el Inde en esa participación y cómo sería el retorno de la inversión y utilidades cuando ya se genere y comercialice, a lo cual indicó que la participación va a depender de la valuación de los activos mencionados.

Agregó que, en el reglamento, la condición para el evento es clara y el criterio de calificación, ya que según el artículo 58 se podrá suscribir dicho contrato siempre que la negociación sea favorable para los intereses del Inde y se garanticen sus derechos. De no cumplirse algún requisito, no se adjudicará, aseguró.

¿Por qué impulsan el proyecto?

El presidente del Inde argumenta que la entidad ya hizo un informe de detección de necesidades. A su criterio, más que el procedimiento, se deben analizar las razones por las que el Inde quiere hacer un evento de gas y se debe a la falta de más energía que está experimentando el país porque luego de ser exportador, ahora el 16% de la energía del país es importada, de la cual el 14% está viniendo por México y 2%, de El Salvador. “La semana pasada llamaron de 3 o 5 horas a generar con las plantas de diésel. Entonces el precio spot pasó de US$120 a US$355”, añadió.

Y amplió que en el 2020, fecha en que aún no estaba en el cargo, se canceló un contrato con México en el cual ese país proveía 120 MW de potencia firme al Inde, aunque el plazo del contrato era el 2029.

Por otro lado, la convocatoria a la manifestación de interés en febrero pasado causó los señalamientos de un político respecto a que, desde ya, hay preferencia por una empresa en particular. “No le prestamos atención a esas declaraciones porque son temas tan técnicos, que resumirlos en 30 segundos de un tick tock” no es serio. Este será un evento transparente y se está llevando a cabo el proceso de una forma técnica”.

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Otra entidad que se pronunció fue el Cacif (Comité Coordinador de Asociaciones Comerciales, Industriales y Financieras), indicando que votó en contra de la búsqueda de esa coparticipación para generar porque se puede poner en riesgo al Inde, el que se debe enfocar en su función de ampliar la electrificación rural.

“En un momento tan incipiente del proceso, es cuestionable una declaración de un riesgo técnico financiero porque no sabemos cuánto van a valer las líneas y el proyecto, hoy está todavía como en un proceso de borrador”, expresó el directivo del Inde.

Dudas legales y técnicas

Edie Cux, director de la organización Acción Ciudadana (AC), dijo que todas las entidades estatales, no importando que sean autónomas o descentralizadas, deben circunscribirse a la Ley de Contrataciones del Estado porque es una ley general.

Pero comenta que en la práctica, en entidades como el Inde, la Universidad de San Carlos y otras, confunden lo que es autonomía con ilegalidad y con el uso de un reglamento interno han evadido durante mucho tiempo a la Ley de Contrataciones del Estado.

A su criterio “es inconstitucional y no tiene asidero legal que ellos usen una norma paralela a la que ya está establecida en las instituciones públicas. Las municipalidades también son autónomas y usan la Ley de Contrataciones del Estado. O sea, hay un ente rector que surge incluso de la misma Constitución de la República y por lo tanto, debiesen respetar esa normativa”.

A criterio de Cux los controles son muy laxos en el reglamento del Inde y están hechos a la medida para poder realizar ese tipo de transacciones, por lo que “hay un gran riesgo de corrupción porque si no existe una licitación pública, sin los criterios tiene la Ley de Contrataciones, que son mínimos, no vaya a ser con este reglamento sea peor porque no hay ningún tipo de control que vaya a limitar la discrecionalidad y se deje de promover competencia. Y hace ver que se podría ejecutar el gasto público sin ningún control”.

Por aparte, el exviceministro de Energía y Minas, Jorge Mario García Chiu, indica que el reglamento de contrataciones del Inde los podría facultar para algunas compras o contrataciones, pero cuando se trata de proyectos grandes, sobre todo como el que se está promoviendo, debiera hacerse con una licitación abierta e internacional. Y para evitar inconvenientes debiera ser a través de la Ley de Contrataciones del Estado, sobre todo porque se trata de lograr los mayores beneficios de una entidad estatal.

“Lo importante es que sea un evento competitivo y abierto; si no, se generan suspicacias. Si el reglamento se los permite, siempre y cuando sea a través de un concurso público, sería algo similar, solo que con un procedimiento propio, pero se debe analizar porque el Inde no podría obviar la Ley de Contrataciones. El acuerdo del Inde es un reglamento posterior a la Ley Orgánica y eso nunca va a ser superior a una ley aprobada por el Congreso. Hay jerarquías entre las leyes, regulaciones y disposiciones”, expresó.

Y considera que es un error que con la intención de agilizar procedimientos, se hagan reglamentos propios que no necesariamente estén en armonía con la Ley de Contrataciones.

La otra duda comentada por García Chiu, es cómo se va a proveer el gas natural que necesiten para generar energía. Las opciones visibles son aprovechar el pozo en Petén que está explotando gas; o importar gas natural, lo que se ve poco factible desde la parte técnica, ya que México tiene problemas de abastecimiento de gas para su mercado interno y el gasoducto no llega hasta el país.

Además, importarlo por barco no es tan fácil porque para poder transportarlo por esa vía,  hay que licuarlo y después volverlo gaseoso de nuevo a través de una planta especial que Guatemala no tiene.

Y a inicios de febrero, la institución comunicó que recibió 8 manifestaciones de interés, por lo que ahora corresponde continuar con el proceso competitivo. Las empresas interesadas, según la entidad, son: Karpowership Global, de Turquía; Krups, S. A. – Tenaska y Provensa – Intrepid Energy LLC, de Estados Unidos.

De México son tres: Prodemex,  Grupo Dragón y Grupo Arew Pirámides; de China está Cosin Solar; y de Guatemala aparecen una manifestación presentada en conjunto por las empresas Orazul Energy, Wartsila y Grupo Cobra.

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Luego de recibidas dichas intenciones, el Inde realizó una evaluación con base en cuatro criterios que son la experiencia de las empresas con gas natural, el diseño, el desarrollo y la operación en la generación de energía con ese recurso.

Según ese resultado obtenido, de estos ocho consorcios, solo una cumple con los cuatro puntos a cabalidad, tres de forma parcial y uno de ellos (el grupo chino) no califica en ninguno de los criterios.

Al consultarle al Inde más detalles sobre el proceso y las bases de licitación, respondió que aún no se cuenta con fecha específica para el evento, por lo que solo se giró la invitación a manifestar interés y ahora se trabaja en el desarrollo de “los términos de referencia que reflejen las condiciones actuales de mercado, bajo la más estricta transparencia y objetividad en cumplimiento con nuestra Ley Orgánica y nuestros reglamentos”.

Hay antecedentes

El Inde recalcó que en esta ocasión, el proyecto no consiste en compra de energía sino en la coparticipación en un proyecto de generación de energía eléctrica con gas natural y no es la primera vez que se busca algún proyecto con ese recurso, ya que en el 2019 se lanzó otro que fue aprobado y posteriormente, derogado.

En ese año, el Consejo Directivo aprobó la contratación de compra de gas natural nacional a la empresa City Petén, compañía que es la única proveedora de ese recurso producido en Guatemala. Para ello, se autorizó la compra de cinco millones de pies cúbicos de gas natural nacional por día y el plazo del contrato se planteó en 13 años, prorrogables por 15 años más, para un total de 28 años.

Sin embargo, se compraría antes el gas y hasta después se contrataría a la empresa generadora. El volumen de energía que se proveería, dependía de las ofertas y uso eficiente del gas, y se evaluaría la mejor oferta técnica (que entregara más energía con el mismo volumen de gas natural nacional) y se estimó una entrega de entre 22 y 25 megavatios con un precio de US$70 por MW, que significaría un pago anual de US$13.1 millones.

El Cacif, en contra

El representante de las asociaciones empresariales en el Consejo Directivo del Inde, Juan José Porras Castillo, designado por el Comité Coordinador de Asociaciones Agrícolas, Comerciales, Industriales y Financieras (Cacif), respondió a Prensa Libre que el proyecto en cuestión se trata de un proceso interno que se está llevando en el instituto y han solicitado que se tome en cuenta la responsabilidad económica del tema para que se lleve de la mejor manera.

“Es un proceso interno de la institución que todavía está en una fase muy preliminar y con el que nosotros, como representación de Cacif, no hemos estado de acuerdo por la forma como lo plantearon”, indicó, aunque evitó dar detalles del proyecto.

Por lo tanto, cuando el Consejo autorizó a la Empresa de Comercialización de Energía del Inde (ECOE) lanzar la convocatoria a la manifestación de interés, Porras expresó que como representante del Cacif, votó en contra ya que las prioridades en este momento, según su visión del enfoque del Inde, debiera ser la electrificación rural y la transmisión de electricidad y así como su generación actual.

“Consideramos que podrían enfocar los recursos en esos temas y por el momento no vemos conveniente una situación como la que se está planteando sobre el gas natural de forma general”, expuso.

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No obstante, a todo el Consejo se le entregó un informe sobre las ocho compañías que manifestaron interés, pero nada más porque aún no había necesidad de presentar documentación muy amplia.  “Esas ocho manifestaciones se tendrán que analizar internamente, el Consejo Directivo del Inde tendrá que decidir el curso de la propuesta y que se decida a través de votos. En esa directiva hay seis votos”.

En cuanto a información que ha circulado de que se quiera favorecer a un grupo empresarial en particular cuando la licitación avance, el directivo dijo desconocer tal extremo e insistió en que “nosotros nos hemos manifestado en contra de un proceso de generación con gas natural en este momento, ya que nuestra preocupación es la estabilidad financiera de la institución y creemos que se tiene que enfocar en los grandes fines de la electrificación rural y la generación de la energía”.

Añadió que tampoco es posible validar montos de inversión ni posibles sobreprecios en el proyecto porque este se halla en una fase muy preliminar por lo que ahora, la institución tiene decidir lo que hará con esas manifestaciones de interés y cuáles son del interés del Inde para tomarla en cuenta.

Por último, indicó que él asumió el cargo como representante de Cacif ante la directiva del Inde en el 2022 y que el proyecto de coparticipación con gas natural no había sido presentado en esta modalidad. “Lo que presentaron fue la intención de aprobar la  identificación de necesidades para comprar energía por 150 megavatios y hacer un proyecto para esa compra, pero no específicamente con gas natural. Sin embargo,  tampoco lo aprobaron los representantes del sector empresarial”.

El proceso interno consiste en la identificación de necesidades, elaboración de los términos de referencia, lanzamiento de un evento y cuando este sale, ya es público. Pero la preparación, es información propia del Inde.

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¿Quiénes son los interesados?

De las empresas que manifestaron interés, solamente se logró contactar a Orazul Energy Guatemala (la cual manifestó interés junto las firmas Wartsila y Grupo Cobra), que es propiedad de International Power Services (IPS), y según el vicepresidente y accionista de esta última, Roberto López Roesch, la firma es estadounidense-guatemalteca porque el accionista mayoritario Claude Hendrickson es de Estados Unidos.   En ese país la empresa de Hendrickson se llama Internacional Turbine Servises (ITS), mencionó López.

IPS y Orazul adquirieron en el 2021 los activos de Inkia Energy, incluidas las plantas generadoras con carbón Las Palmas 1 y 2, con capacidad para 63 y 80 megavatios respectivamente, y Arizona, con capacidad de 170 megavatios que genera con búnker.

Otra muestra de interés aparece con el nombre de empresa Karpowership Global. En el sitio electrónico aparece una empresa con el nombre Karadeniz Powership (Karpowership) y refiere que pionera en proyectos energéticos innovadores desde hace 25 años, ya que comenzó sus inversiones en el sector de energía en 1996; en la actualidad está en 14 países y posee y opera capacidad instalada de 6 mil megavatios.

Se agrega que es propietario, operador y constructor de la flota Powership (planta de energía flotante) y que en la actualidad posee y opera 36.

En cuanto a Promotora y Desarrolladora Mexicana, S.A. de C.V. (Prodemex) fue fundada en 1996, su sede está en la ciudad de México y tiene presencia en 23 estados de ese país, según su sitio electrónico. Se presenta como empresa de construcción, desarrollos inmobiliarios, infraestructura y concesiones con proyectos de arquitectura en diferentes sectores. Se agrega que tiene gran especialidad en sectores como salud y turismo, mientras que en la división de concesiones refiere experiencia en proyectos de energía. En la lista proporcionada por el Inde donde evalúa los criterios, refiere que tiene experiencia en gas natural, diseño y desarrollo pero no en operación.

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Respecto a Krups, S. A. – Tenaska, de la primera no se ubicaron datos relacionados con proyectos de electricidad, pero sobre la segunda se refiere que fue fundada en 1987 y su organización principal es Tenaska Energy, Inc., con sede en Omaha, Nebraska, Estados Unidos.  Posee filiales como Soltage, LLC, Tenaska Gas Storage y otras.

Según su sitio electrónico, comenzó como una empresa constructora de centrales eléctricas y ahora es una de las más grandes en ese país con experiencia en mercadeo de gas natural, administración de energía, desarrollo y adquisición de activos de generación, operación de plantas de energía y otros. Reporta US$18.4 mil millones de ingresos operativos brutos.

Según el listado del INDE hubo otra muestra de interés con empresas identificadas como Provensa – Intrepid Energy LLC de origen estadounidense. De Provensa aparecen datos de una firma que se desarrolla como distribuidor en áreas de equipamientos e instalaciones mecánicas de sistemas de fluidos. El Inde respondió que se trata de una empresa guatemalteca que dijo tener alianza con Intrepid Energy LLC (la cual es de Columbia, Mississipi, Estados Unidos.

Por aparte, Cosin Solar, es una empresa china, fundada en el 2010 y enfocada en inversión, construcción, operación de proyectos en energía solar concentrada (CSP) con la generación de energía solar térmica de torre y la tecnología de almacenamiento de energía con sales fundidas, con más de 240 patentes en ese ramo. Según la recopilación de criterios del Inde, la compañía no posee experiencia con gas natural.

En el caso de Grupo Dragón, es presentada como una compañía mexicana. Revisando información al respecto, aparece una firma que fue creada en el 2010 y que forma parte del Grupo Salinas. Se dedica a promover generación de energía a partir de fuentes renovables como la eólica y la geotérmica, para lo cual ha invertido recursos tecnológicos y humanos.

Y el Grupo Arew Piramides, es citado en directorios empresariales de pequeñas y medianas empresas de México como especializada en servicios de investigación científica y desarrollo en ciencias naturales y exactas, ingeniería, y ciencias de la vida, prestados por el sector privado. En otra información es mencionada como Grupo Arew Pirámides S.A. de C.V. con giro de negocio en asesoría en trabajos de ingeniería, supervisión de construcción, puesta en marcha y operación de centrales de generación de energía eléctrica y preparación de ofertas.  La sede aparece en Ciudad de México.

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Pero acceder a estos recursos es un tema polémico por los daños mediomabientales y disputas territoriales que puede originar.

Precisamente, existe un caso judicial en curso sobre si las compañías energéticas pueden perforar las capas de hielo árticas en búsqueda de gas y petróleo.

Se trata de un grupo de activistas medioambientalistas que están llevando al gobierno de Noruega ante el Tribunal Europeo de Derechos Humanos (TEDH) por permitir la exploración en el Ártico.

Este caso está siendo considerando como una prueba sobre qué tanto de los recursos naturales de esta zona podrían ser explotados en el futuro.

¿Quiénes son los dueños del Ártico y cuántos recursos tiene?

El Círculo Polar Ártico, situado en el Polo Norte de la Tierra, puede contener unos 160 mil millones de barriles de petróleo y un 30% de gas natural sin descubrir, según estimaciones del Servicio Geológico de Estados Unidos.

Los países con territorio o aguas territoriales dentro del Círculo Polar ártico son Noruega, Rusia, Suecia, Finlandia, Islandia, Estados Unidos, Canadá y Dinamarca (dueña también de Groenlandia).

Al ser el Ártico una zona mayoritariamente de agua, no existe un tratado internacional que la proteja del desarrollo económico, como en el caso de la Antártida en el Polo Sur.

El calentamiento global ha derretido parte de la región más al norte del mundo, lo que facilita la perforación, exploración y extracción de recursos.

¿En qué consiste el caso judicial de Noruega?

Noruega es el mayor productor de petróleo de Europa occidental. Desde 2016, este país ha otorgado un número de licencias para explorar fuentes de petróleo y gas en el Mar de Barents, dentro del Círculo Polar Ártico.

En 2021, seis jóvenes noruegos y dos grupos medioambientalistas, Greenpeace Nordic y Jóvenes Amigos de la Tierra, llevaron el caso ante el TEDH contra la política del gobierno noruego.

Los activistas argumentan que “al permitir nuevas perforaciones durante una crisis climática, Noruega está violando derechos humanos fundamentales”.

Afirman que perforar el Ártico puede contaminar las capas de hielo polar y derretirlas a un ritmo más rápido.

Los jóvenes han citado el Artículo 2 de la Convención Europea de los Derechos Humanos, la cual proteje el derecho a la vida, y el Artículo 8, que proteje el derecho a la vida familiar y al hogar.

“Al quejarnos, puede que tengamos una oportunidad de detener esta perforación de petróleo catastrófica”, dice la activista Mia Chamberlain.

Lasse Eriksen Bjoern, activista de las indígenas Sami en el norte de Noruega, dijo a la agencia Reuters que la perforación podía dañar la explotación pesquera y su estilo de vida.

Tres tribunales noruegos han desestimado el caso, pero el TEDH se lo está tomando en serio y solicitaron al gobierno noruego que preparara su defensa.

Noruega respondió este 26 de abril diciendo que ya estaba cooperando en los esfuerzos internacionales para luchar contra el cambio climático y que su objetivo era lograr cero emisiones de carbono para 2050.

Además, añadió que sería perjudicial para la sociedad noruega frenar la producción de gas y petróleo antes de tener más disponibilidad de energía renovable fiable.

El TEDH está considerando hacer de este un “caso de impacto”, lo cual implica que podría establecer un precedente para casos similares en la Unión Europea. Si es así, podría haber sentencia en los próximos meses.

En los últimos años, los activistas mediomabientales han incrementado el uso de tribunales para forzar gobiernos y empresas a adoptar un enfoque más verde.

En 2021, un tribunal neerlandés dijo a la firma Royal Dutch Shell que en 2030 las emisiones debían ser un 45% más bajas que en 2019. Esto era una reducción mucho mayor que lo que la compañía había prometido anteriormente. El caso fue presentado por Amigos de la Tierra.

Tres años antes, el tribunal supremo de Colombia ordenó al gobierno a tomar una acción urgente para detener la deforestación del bosque tropical del Amazonas, alegando que restringía los derechos de los niños a un medioambiente saludable.

¿Quién más perfora en el Ártico?

Compañías petroleras rusas han estado operando en Ártico durante más de una década. Hace dos años ocurrió un gran derrame de petróleo en su territorio ártico.

Estados Unidos está considerando permitir que sus empresas petroleras perforen en el norte de Alaska, a pesar que del gigantesco derrame de Exxon Valdez en Alaska en 1989.

¿Qué derechos tienen los países en el Ártico?

Todos los países con territorios en el Círculo Polar Ártico tienen derecho sobre el suelo marino próximo a sus costas.

También pueden establecer zonas económicas exclusivas, hasta 200 millas náuticas (370 kilómetros) desde la costa.

En estas zonas tienen derecho a pescar, construir infraestructuras y extraer recursos naturales.

Los países pueden extender estas zonas si demuestran que su masa terrestre va más allá dentro del agua.

Actualmente existe una disputa sobre una cresta de 1.721 kilómetros de montañas bajo el mar llamado la Cresta de Lomonósov, que atraviesa el Polo Norte.

Canadá, Rusia y Groenlandia reclaman este territorio como suyo. Quien tenga éxito también podría reclamar 55.000 millas cuadradas de mar alrededor del Polo Norte.

En 2007, exploradores rusos alarmaron a sus vecinos árticos al plantar su bandera nacional en el fondo del mar del Polo Norte.

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Debía ser una buena reunión. Sin embargo, habrá un inmenso elefante en la habitación: el Nord Stream 2. El adorado ducto de gas natural del presidente de Rusia, Vladimir Putin, amenaza la seguridad de Europa, y de Ucrania en especial. El momento de frenar el proyecto, ahora a punto de culminar, se está acabando: es ahora o nunca. A riesgo de estropear un encuentro agradable, Zelenski debía decirle a Biden de manera muy clara que el Nord Stream 2 debe detenerse.

En realidad, el gobierno de Biden nunca tuvo mucho tiempo para detener el proyecto. Para cuando Biden tomó juramento como presidente, se había completado más del 90 por ciento del gasoducto (las primeras partes fueron instaladas en julio de 2018). A pesar de esto, las primeras señales sugerían que el nuevo gobierno hablaba en serio en cuanto a ponerle un alto. Biden ya había declarado que el ducto era un “mal acuerdo para Europa”, mientras que el secretario de Estado Antony Blinken señaló que el gobierno estaba “determinado a hacer todo lo posible” para evitar la conclusión del proyecto. Luego la administración cambió de curso. En julio, Estados Unidos emitió un comunicado conjunto con Alemania sobre el Nord Stream 2 que, en esencia, le daba permiso a Rusia de finalizar el proyecto.

Lo anterior impactó a los demás aliados de Estados Unidos en Europa, donde muchos países se oponen al proyecto. A nivel nacional, la noticia tampoco fue bien recibida: un grupo bipartidista de legisladores, consternados por el cambio radical, intentó persuadir al gobierno para que detuviera la finalización del gasoducto. No obstante, quienes respondieron con más encono fueron Ucrania y Polonia, los dos países que tienen más que perder con el Nord Stream 2.

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Los ministros de Relaciones Exteriores de esos países, quienes no estuvieron involucrados en las negociaciones entre Alemania y Estados Unidos, también emitieron su propio comunicado, en el que arguyeron que el Nord Stream 2 amenazaba la seguridad económica, nacional y política de Europa. Según los ministros, el proyecto terminado le daría a Rusia la capacidad de “desestabilizar la situación de seguridad en Europa”. Tienen un punto a su favor. Hay varias razones por las que el Nord Stream 2 sería catastrófico, no solo para Ucrania y Polonia, sino también para toda Europa.

El Nord Stream 2, el cual va desde Rusia hasta Alemania por debajo del mar Báltico, le daría a Rusia una ruta directa hacia el corazón de Europa. Esto provocaría que Europa, que en la actualidad importa más de una tercera parte de su gas natural desde Rusia, tenga una dependencia todavía mayor de ese país, pues le conferiría un monopolio energético sobre el continente. Los efectos perjudiciales son fáciles de ver: si las relaciones se estropean, Rusia podría cortar el suministro de gas a Europa, con lo cual podría dejar a millones de europeos sin acceso al hidrocarburo.

Luego, está el caso de Ucrania. El país gana US$1 mil millones anuales en cuotas de tránsito de su ducto a Polonia; si el Nord Stream 2 se terminara, el ducto ucraniano-polaco se volvería obsoleto, lo cual privaría a Ucrania —uno de los países más pobres de Europa, de acuerdo con el Fondo Monetario Internacional— de un ingreso significativo.

Además, la dependencia que tiene Europa del gas ruso podría envalentonar al país para interferir más en los asuntos de Ucrania sin temor a las repercusiones. Esto podría generar una escalada en el conflicto del Dombás, una incursión militar rusa de años en el este de Ucrania que ha provocado la muerte de más de 14 mil personas y el desplazamiento de casi 2 millones, o incluso un esfuerzo ruso por unir el este de Ucrania con Crimea.

Por último, se encuentran las consecuencias económicas para Polonia. En la actualidad, el país importa su gas desde el ducto ucraniano-polaco. El Nord Stream 2 le pondría fin a esa situación. En cambio, Polonia se vería forzada a comprarle gas a Alemania a precios mucho más altos. A pesar de la relativa salud económica del país, sus ciudadanos no pueden darse ese lujo.

El argumento es claro. Por razones económicas, energéticas y de seguridad nacional, debe detenerse la finalización del gasoducto. Algo importante es que este objetivo aún es posible. Las sanciones de Estados Unidos al proyecto ya lo pararon en seco una vez, pues lograron que las empresas responsables de la construcción y el tendido del ducto abandonaron el proyecto. Lo único necesario para detenerlo por completo es que el gobierno de Biden revierta su más reciente exención de sanciones adicionales en contra del Nord Stream 2. Varios miembros del Congreso y líderes europeos están a favor de esta opción. Las objeciones de Alemania, el principal beneficiario del proyecto, se pueden mitigar enfatizando las muchas ventajas a largo plazo para Europa.

Ese es el mejor escenario posible y Zelenski debería presionar con determinación para lograrlo. Sin embargo, también debería solicitar garantías adicionales en su reunión con Biden. Aunque el comunicado conjunto de Estados Unidos y Alemania ofrecía varias medidas económicas y energéticas, como invertir en la infraestructura de tecnologías verdes de Ucrania y ayudarla en su transición hacia las energías renovables, ni siquiera se acercan a los US$1 mil millones que Ucrania perdería en cuotas de tránsito anuales.

Zelenski debería exigir, tanto para su país como para Polonia, ayuda con el financiamiento y la construcción de la infraestructura necesaria para las energías alternativas. Además, debería presionar a Biden para discutir de qué manera puede Ucrania apuntalar sus defensas, reformar su ejército y disuadir las agresiones rusas con fondos, capacitación y ayuda de Estados Unidos.

La reunión del martes le brinda una excelente oportunidad a Zelenski de mejorar la relación entre los dos países. No obstante, también es una última oportunidad para detener el Nord Stream 2. Si Zelenski puede persuadir a Biden, obtendría una importante victoria para toda Europa, pues la protegería de una dependencia estratégicamente desastrosa del gas ruso.

Sin embargo, si Zelenski fracasa, la única ganadora será Rusia. Y no habrá compensación suficiente que pueda revertir eso.

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El plazo del contrato se planteó a 13 años prorrogables por 15 años más, es decir un total de 28 años.

La intención de la compra de gas, según explicó ese ente, es contratar a una empresa para que opere una generadora de energía con gas natural.

El volumen de energía que se les provea está sujeto a la presentación de ofertas y uso eficiente del gas, se evaluará la mejor oferta técnica que entregue más energía con el mismo volumen de gas natural nacional se estima una entrega de entre 22 y 25 megavatios.

Y el precio sería, según la información proporcionada por esa institución de US$70 por MW, que significaría un pago anual de US$13.1 millones.

La generadora será nueva y se ubicaría en La Libertad, Petén, donde están los yacimientos de gas, y para el cual aún se están elaborando los términos de referencia para elaborar las bases de licitación para luego lanzar el concurso.

Al finalizar el contrato la planta generadora no quedará en manos del Inde sino de la empresa.

Otras contrataciones

La Libertad

El Inde ya tiene contratada otra generadora, en este caso es la Libertad que opera con carbón.

Ese contrato es por 17 años, para proveerles 15 megavatios, y unos 131 mil 300 megavatios hora (MWh), el precio es de US$150 MWH

Variable según la referencia internacional, con un pago anual de US$19.7 millones. Esa generadora opera desde 2008 y fue contratada por el Inde en el 2014, el modelo del contrato es Take or pay.

Energía solar, en proceso

El otro proyecto que impulsa el Inde es la contratación de un sistema de cinco generadoras de energía solar fotovoltaica en departamento del oriente del país, para la cual ya lanzó la convocatoria a licitación por medio del sistema de Guatecompras.

Se busca que les provea 110 megavatios por 15 años, sin embargo la modalidad será el contrato  es Build, Operate and Transfer (BOT), según se confirma en las bases de licitación, es decir la empresa contratada deberá construir, financiar, operar y transferir la generadora al Inde luego de finalizado el plazo.

Se prevé lograr un precio fijo de US$79, el contrato requerido es con la modalidad de energía generada, es decir que debe pagarla aunque no la utilice.

El pago anual sería de US$18.17 millones.

Licitaciones anteriores en el país

El Instituto ha indicado que busca este tipo de contratos para diversificar su matriz energética, y para cuando le haga falta la energía para cubrir el segmento de tarifa social, lo que provee a las empresas eléctricas municipales, y los contratos a largo plazo a los que se comprometió con las distribuidoras de energía.

El Inde refirió, comparando los datos, que esas condiciones son mejores a las que adquirió el país en las tres licitaciones de largo plazo para el Plan de Expansión de Generación (PEG) conocidas como PEG 1, 2 y 3 para suministrar a las distribuidoras EEGSA y de Energuate por 15 años con 800 megavatios con generadoras de agua, sol, viento, gas natural del extranjero.

El precio promedio, en estos casos, refirió el Inde, es de US$110 por megavatio, y los modelos de contratos son de opción de compra, energía generada o solo potencia.

Incluso esa institución participó en esas licitaciones y ganó un contrato de largo plazo.

Cómo quedaría la matriz energética

Ve la composición actual de la generación del Inde, respecto de la generación nacional, y cómo quedaría, según estimaciones de ese ente, con los nuevos contratos:

• Agua, 13.5% y con los nuevos contratos se quedarían igual.
• Geotermia, 0.05% actual, con los nuevos quedaría igual.
• Solar, no posee generación ni le proveen con ese recurso en la actualidad, con el nuevo proyecto impulsado significaría 1.5%.
• Gas natural, no posee generación ni contratos en la actualidad, con el proyecto aprobado llegaría a 1.5%.

Los representantes del sector empresarial ante el Consejo Directivo del Inde,  Sergio Sosa Ramírez y Rodolfo Alegría Toruño, y por aparte Edwin Escobar, representante de la Asociación Nacional de Municipalidades (Anam) se oponen a ambos contratos, mientras el Cacif pidió a esa institución que suspenda el proyecto.

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Soto aseguró que después del recorrido constataron que no se trata de una vena volcánica ni de una fuga de gas mineral. Explicó que en el lugar  funcionaba una bodega de carbón y hace una semana los desechos fueron enterrados en el área y un incendio forestal incendió algunas partículas de carbón, lo que causa el fenómeno.  

Pedro Pablo Granillo, delegado municipal de la Coordinadora Nacional para la Reducción de Desastres, afirmó que se instaló una mesa técnica con la Portuaria Quetzal; además, participan la comuna de Puerto San José y empresas privadas para buscar una solución.

El delegado añadió que resguardarán el área con ayuda de soldados y agentes de la Policía Nacional Civil, para evitar que alguna persona se acerque y resulte afectada por la alta temperatura.  

Resaltó que en los próximos días un equipo de geólogos inspeccionará el área donde se ubica el agujero, con el fin de plantear soluciones. 

Pedro Álvarez, vecino, dijo que le preocupa la situación, ya que algunos niños buscan leña en el área y pueda que sean afectados por los gases, el cual aún desconocen si es tóxico. 

Juan Castillo, otro poblador, indicó que por la alta temperatura que se registra en el lugar, decidió ya no ir a recoger leña al lugar. 

Autoridades del Puerto San José hicieron una llamado a la población para no se acerque al sector donde se registra el fenómeno y que tampoco se alarme, ya que trabajan  en el tema.

“La cantidad de la carga es de 283 metros cúbicos y (la exportación) fue fruto de esfuerzos del personal nacional en la Compañía de Gas de Basora en colaboración con las empresas Royal Dutch Shell y The Mitsubishi Group”, subrayó Yihad.

El Ministerio pretende, “a través de sus planes actuales y futuros, conseguir la inversión ideal en los hidrocarburos y aumentar los ingresos de los recursos de gas y de petróleo crudo”, agrega la nota.

Esta decisión supondrá una inyección de capital para la maltrecha economía iraquí, afectada por los importantes gastos destinados a la actual lucha contra el grupo terrorista Estado Islámico (EI).

Las reservas de gas natural confirmadas en Irak superan los tres billones de metros cúbicos, según las estimaciones del Ministerio iraquí de Petróleo.

La explosión se produjo después de que un tractor perforara accidentalmente la tubería de gas, explicó el portavoz de la Oficina del Alguacil de Fresno, Tony Botti, al diario San Francisco Chronicle.

De los 13 heridos, 11 fueron trasladados a hospitales por la gravedad de las quemaduras, incluidos el conductor del tractor y 10 reclusos de la Prisión del Condado de Fresno, que estaban haciendo trabajos en un terraplén cercano.

Cuatro de los heridos se encuentran en estado crítico y otros dos en estado grave, según fuentes de los hospitales locales citadas por The Fresno Bee.

La alguacil de Fresno, Margaret Mims, describió la escena del accidente como un “cráter”, con hierba quemada en la zona que rodea el lugar de la explosión y el tractor que la provocó “completamente demolido”, pero aseguró que el conductor del vehículo pudo caminar hasta la ambulancia, pese a sus graves quemaduras.

La autopista 99, donde se produjo la explosión, estuvo cerrada durante dos horas la tarde del viernes recién pasado, y los bomberos respondieron a la explosión con 15 camiones de extinción de incendios, cada uno cargado con unos 2 mil galones de agua para apagar el fuego, de acuerdo con el San Francisco Chronicle.