De estos, el 50.2% fue con renovables y el restante 49.8% con recursos fósiles. Para el 2014, según datos preliminares de ese informe, los recursos renovables representaron el 64.5%, con nueve mil 715 GWh, y los no renovables, el 35.5% restante, según datos preliminares de ese informe.
El proceso de diversificación de la matriz de generación de energía empezó en el 2008 con la licitación de una planta de carbón por 300 megavatios —que ganó Jaguar Energy— y cobró auge entre el 2010 y el 2014, con las ofertas de largo plazo para proveer a EEGSA, Deocsa y Deorsa, por 15 años.
La intención era aumentar el aporte con este tipo de energía, bajar precios y así cubrir el aumento anual de la demanda y el vencimiento de varios contratos de la EEGSA con los ingenios azucareros, los cuales generaban con búnker y biomasa, pero el cobro era a precios de búnker.Con esas cuatro licitaciones se contrataron más de mil 300 MW.
El MEM refiere que la capacidad instalada de hidroeléctricas a diciembre pasado era de 951.7 MW, que representa 37.2% de la matriz energética y que en el 2015 se proyecta llegar a mil dos MW, pero bajará a al 33.15% de la capacidad total.
Aunque las hidroeléctricas manejan los precios más bajos, también se contrataron 88 MW de energía solar y 101 MW de eólica, y que se deben empezar a reflejar en la matriz en mayo del 2015. Del 2013 al 2015, las tarifas de la EEGSA bajaron entre 21% y 25%, y las de Deocsa y Deorsa, entre 1% y 8%.
Precio y recurso
El gerente de planificación de la EEGSA, Carlos Rodas; el gerente de Regulación de Energuate, Dimas Carranza, y el gerente de Mercadeo de la CNEE, Marcelo Estrada, explicaron que el precio del megavatio de plantas solares y eólicas es más alto que el de las hidroeléctricas, pero que la intención al contratarlas es no depender solo de combustibles fósiles o del agua.
Los precios de las plantas solares en la segunda licitación de largo plazo se lograron entre US$118 y US$138 por MW, indicó Carranza. Aquí la CNEE fijó una oferta máxima límite por tecnología, y una de las más altas era la solar.En la tercera licitación, el precio adjudicado fue de entre US$86 y US$99 por MW.
Este concurso se hizo por subasta y se buscaban precios más bajos, refirieron.Roberto Barrera, consultor en energía, dijo que en la segunda licitación se privilegió la diversificación de la matriz y no el precio.
Tanto Barrera como Jorge García Chiu agregaron que las plantas solares, eólicas e hidros pequeñas necesitan plantas de respaldo porque no operan con la misma capacidad todo el año, sino dependen del clima.
Para las plantas de respaldo se usan las de carbón o búnker, lo que significa otro costo, agregaron, aunque las distribuidoras aseguran que eso se tomó en cuenta.
