Ciudad de Guatemala- Los contratos serán para suministrar a las distribuidoras Energuate y a la Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. (EEGSA), según el Ministerio de Energía y Minas (MEM), principalmente con plantas de recursos renovables.
El MEN refiere que las hidroeléctricas pasarán de representar el 38.1% en la estructura de la matriz energética en mayo del 2014, a 41.3% en mayo de 2017.
Mientras que para la solar será del 2.3% y la eólica, con 2.6% para ese mismo año.
Se espera que para ese año ya esté en plena operación el parque solar más grande de Centroamérica, con una primera fase de 50 MW y la segunda, 30 MW.
El proyecto de la empresa Anacapri, del grupo Onix, requerirá para la primera etapa unos 240 mil paneles solares. El parque se ubicará en Chiquimulilla. En el caso de la energía eólica se contrataron 101 MW en dos plantas (San Antonio El Sitio y Viento Blanco).
Según el viceministro Edwin Rodas, esas plantas han registrado atrasos de diferentes causas en promedio de tres meses.
En relación con las plantas de generación térmica, el MEM indicó que el carbón llegará a 600 MW y pasará del 12% (en 2014) a 17% (2017).
Precios
En relación con los precios, el sector tiene opiniones divididas respecto del impacto en los costos de generación, ya que mientras unos refieren que será del 15%, otros aseguran que podría ser de hasta 30%.
Carmen Urízar, presidenta de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), y el ministro de Energía, Érick Archila, coinciden en que se espera una baja en los costos de generación de entre el 25% y el 30%, y se espera que siga disminuyendo en el 2017.
Sin embargo, Rodas opina que la disminución sería de entre 15% y 20%.
Explicó que su opinión la basa en que los distribuidores están comprando en la actualidad a precios promedio de US$130 por MW, y que el promedio de las cuatro licitaciones (Jaguar, PEG 1, 2 y 3) son de alrededor del US$100 por MW, y cada una cubre un volumen distinto de generación.
Al respecto, el consultor Roberto Barrera coincide con Rodas y aseguró que el porcentaje de baja depende con qué referencias se compare.
Si se compara con los precios de los contratos preexistentes que estaban entre US$200 y US$220 por MW, las bajas podrían reflejarse en los términos que mencionan Urízar y Archila.
Estos contratos preexistentes —que provienen desde antes de la Ley General de Electricidad—, ya empezaron a vencerse y se sustituyen con otras generadoras.
Sin embargo, Barrera explicó que si las nuevas contrataciones se comparan con los precios de referencia actual de mercado, las bajas rondarían lo mencionado por Rodas.
“Ya se comprometió la tarifa para el usuario regulado por 15 años, hasta el 2030”, comentó Barrera.
En el plazo de cinco años hubo contrataciones a precios muy diferentes. En la primera licitación (2008-2009) se lograron a US$0.10 el kw hora con la generadora Jaguar; en la primera fase de la licitación del Plan de Expansión de Generación (PEG 1) que adjudicó en 2012, se contrató a US$0.11; en la PEG 2 (2013), a US$0.12, y en la PEG 3, a US$0.09 —a precios de referencia al 2014—.
Barrera manifestó que hubo problemas en la contratación porque en el período de tres años hubo hidroeléctricas que contrataron generadoras eléctricas a US$0.13 generadoras y otras hasta en US$0.08.
SUBSIDIO
INDE podría ver beneficio
El beneficiado por los precios sería el INDE, ya que bajaría el monto de aportes para subsidios, según Archila.
El ahorro podría ser de unos Q200 millones en 2015.
PRECIOS
Impacto para el usuario
Para las distribuidoras, los costos de generación significan entre 70% y 77%.
Energuate dijo que para el 10% de sus usuarios, que consumen más de 100 kilovatios, podría bajar 15%.
