Ambas condiciones han ayudado a una baja en los costos de la energía para el mercado sin contrato y se reporta el precio más bajo en 23 meses, que puede beneficiar a los usuarios.

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El aporte de biomasa con bagazo de la caña de azúcar empezó en la primera semana de noviembre cuando representó el 2.7% del total de generación en el país. Fue subiendo conforme se establecía la zafra en más ingenios y para finales de ese mes ya se reportaba en 28.5%, según datos de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Los ingenios azucareros están aportando alrededor de 525 Megavatios las 24 horas del día indicó el director ejecutivo de la Asociación de Cogeneradores Independientes (ACI), Luis Ortíz. “Es un valor importante y está contribuyendo a que se den precios de energía a la baja”, agregó.

La zafra finaliza en abril del 2020.

Mejora en hidros

El invierno fue poco lluvioso entre mayo y las primeras semanas de septiembre del 2019  en las áreas donde se ubican las hidroeléctricas lo que provocó una baja de hasta el 40% de la generación.

Ha sido un año atípico por  al comportamiento del invierno coincidieron autoridades del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y de la CNEE.

Se reportó que la generación con agua a agosto del 2019 representó 30% del total de energía generada, mientras que en 2018 era alrededor de 42%.

Empezó a mejorar en  octubre y  la segunda quincena de noviembre llegó a representar el 66.5% del total generado, dijo  la CNEE.

Édgar Navarro, presidente del AMM explicó recientemente que después de agosto empezó a llover más en el país, pero en las áreas donde casi no operan hidroeléctricas como la capital, el área metropolitana, el centro del país, así como el sur, sur occidente y sur oriente.

La mayoría de esas generadoras están ubicadas en Nororiente y Occidente del país.

La CNEE expuso que el incremento de las lluvias fue de  manera tardía con relación a los meses habituales de invierno.

En esta temporada la biomasa derivado de la zafra empieza a sustituir la baja generación hidroeléctrica y el aporte de otros combustibles como carbón y búnker, se agregó.

Precio spot, el más bajo de 2 años

El precio spot llegó en noviembre del 2019  a US$33 por Megavatio. Su nivel histórico más bajo registrado desde enero del 2018 según datos de la CNEE  y de la firma X´agon.

El spot es el precio de la energía el mercado de oportunidad (compra venta de energía sin contrato).

Se  reportó un aumento del 46% del precio promedio trimestral, entre enero del 2018 a septiembre del 2019, añade la CNEE. En octubre se registró en US$39.1 por MW.

La baja en el spot ayuda a bajar los costos de generación de la energía que adquieren industrias y que se usa para usuarios en las tarifas social y no social tomando en cuenta que para proveerse de esa energía las distribuidoras usan la modalidad de contratos de oportunidad, dijo Melvin Quijivix, gerente  de  X´agon.

Esa modalidad permite que las distribuidoras de electricidad compran en el mercado de oportunidad cuando ese precio está más bajo que el fijado en el contrato. Si es mayor se compra el fijado en ese documento.

La CNEE prevé que para enero y febrero del 2020 se mantenga en US$38 por MW, pero para la época de verano (marzo y abril 2020) debido al incremento de la demanda, menor generación hidroeléctrica por la época seca y el mayor uso de la producción con carbón, podría estar entre  US$55 y US$65 por MWh.

Según datos de Con 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%.

“Es necesario analizar si esta reducción obedece a un incremento en la generación renovable, lo cual podría ser posible considerando el incremento de las lluvias de manera tardía con relación a los meses habituales de invierno, donde la sequía afectó sensiblemente los costos de generación”, comentó la CNEE por medio de la oficina de relaciones públicas.

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Con esta ampliación, la planta tiene capacidad de generar 88 MW.

La fase dos de Horus, ubicada en Chiquimulilla, Santa Rosa, opera de manera comercial desde el 26 de julio recién pasado, luego de haber pasado las pruebas correspondientes, informó ayer Édgar Navarro, presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

En la primera fase, inaugurada en febrero último, se invirtieron US$100 millones, tiene capacidad de generar 58 MW y usa 187 mil 360 paneles solares ubicados en 175 hectáreas en ese municipio, resaltó Carlos Esquivel, director de la División Energía de Grupo Onyx, propietaria de la planta.

Del total generado, Horus debe suministrar a la Empresa Eléctrica de Guatemala (Eegsa) 50 MW, según la licitación de largo plazo por 15 años.

Para la segunda fase se mencionó 120 mil paneles y una inversión de US$60 millones. Esta fue adjudicada también, pero en la tercera licitación para proveer a las distribuidoras por los 30 MW en mención.

Gran proyecto

En enero de este las autoridades de energía de ese momento señalaron que se trata del primer proyecto de la División de Energía de Grupo Onyx y  que se convertirá en la más grande de Centroamérica y la segunda en Latinoamérica.

El proyecto usa unas seis caballerías para los paneles solares dijo el viceministro Edwin Rodas.

La planta fue adjudicada dentro de las licitaciones de largo plazo para proveer a las distribuidoras de energía del país y en mayo del 2015 debe empezar a  suministrar para ese contrato.

Se indicó también que en el país ya opera la planta solar Sibo con capacidad de 5 megavatios (MW) y que se encuentra instalada en Zacapa y consta de unos 20 mil paneles fotovoltaicos. Este proyecto es de Green Energy y Gran Solar.

De manera rutinaria, en cada ocasión que generan, las plantas tienen la obligación de mantener el 3% de reservas; sin embargo, para ese período se ha solicitado aumentar la reserva al 5%, explicó Édgar Navarro, presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

“El objetivo es que de darse alguna contingencia, se pueda sustituir en forma inmediata ese suministro”, informó el funcionario.

El AMM es el operador del sistema eléctrico nacional y encargado de suministrar el despacho de las plantas de generación.

La demanda de energía para el 6 de septiembre —día de las votaciones— se prevé en un máximo de entre mil y mil 300 megavatios (MW), y sobre eso se debe calcular la reserva, explicó Navarro.

Datos recientes del sector indican que la capacidad instalada de generación del país es de dos mil 791.6 MW, sin incluir la operación de la carbonera Jaguar Energy, mientras que la demanda máxima es de mil 635 MW, por lo que hay más de mil MW de excedentes.

El funcionario indicó que también se pidió a los países del Istmo, por medio del Ente Operador Regional, que opera la red del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (Siepac), y al Centro Nacional de Despacho de Carga de México.

Esto refirió, ante cualquier alerta que necesite de otros generadores.

El AMM refirió que mantienen comunicación con el Tribunal Supremo Electoral (TSE).

Centro de cómputo

El AMM pidió al TSE para que solicite una conexión a la Empresa Eléctrica de Guatemala en el Parque de la Industria para cubrir el proceso electoral.

La Eegsa advirtió de que no puede garantizar el servicio en el centro de cómputo que se instalará en ese lugar porque el suministro se adquiere por medio de una red no registrada.

Edwin Leonel Cristales, subgerente de Coperex, administrador del Parque de la Industria, dijo que se contratará a dos generadores más para garantizar el suministro, y aseguró que la red en ese parque tiene capacidad para el evento.

Por aparte, Navarro informó que Deocsa reportó que tampoco puede garantizar el fluido eléctrico en 91 centros de votación, debido a que se encuentran en zonas conflictivas: 41 en San Marcos, 34 en Huehuetenango, nueve en Quiché, cinco en Sololá y dos en Suchitepéquez. Eegsa atenderá 539 centros, Energuate mil 915 y las empresas municipales 186.