Autoridades descartan prolongar la emergencia eléctrica, tras llegada del invierno

Los problemas de generación ocasionados por la sequía del primer semestre modificaron la estructura de demanda y consumo eléctrico en Guatemala.

Urias Gamarro

17 de julio de 2024

|

05:00h

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Los niveles de agua de la hidroeléctrica Chixoy se han recuperado, según las autoridades del Ministerio de Energía y Minas. (Foto Prensa Libre: Cortesía INDE)

Autoridades y analistas comienzan a hacer el recuento de la emergencia decretada en el sector eléctrico tras la sequía que provocó la reducción de los embalses de las principales hidroeléctricas del país, por lo que fue necesario utilizar otras fuentes de generación.

La situación de emergencia del Sistema Nacional Interconectado concluyó el pasado 30 de junio, mientras los niveles de agua en la hidroeléctrica Chixoy se recuperaban, lo que ya ocurrió, pero según Juan Fernando Castro Martínez, viceministro de Energía y Minas, encargado del área energética, por el efecto del cambio climático -sequía- la demanda de energía se ha incrementado y la curva de carga, “cambió totalmente de forma”.

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El factor de carga en el sistema está en un 79%, lo que no se había observado, y la demanda máxima alcanzó hasta dos mil 120 megavatios; y había una planta afuera del sistema, pero afortunadamente cambió el clima al entrar el invierno y al haber agua, se está generando con hidroeléctricas, expuso.

“Chixoy está a medio metro de llenar -el embalse- y todas las demás plantas están operando, por lo que el despacho dominantemente es renovable”, apuntó el funcionario, tras acudir a una citación en el Congreso de la República.

Nuevas licitaciones

Al preguntarle sobre una nueva licitación abierta de energía conocida como PEG-5, Castro Martínez respondió que “hay interés en agilizar la incorporación de generación renovable, pero se requieren sistemas de rápida maduración y en ese sentido, le estoy hablando de plantas solares y eólicas; entre las dos se discrimina a la eólica y se prefiere a la solar”.

Citó como ejemplo que Chile es un país sorprendente en producción de energía solar y cuenta con excedentes, pero tiene “oscilaciones” en la frecuencia de su red, por lo que en este momento está buscando repotenciar sus conexiones internacionales para aprovechar la inercia de los sistemas vecinos.

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“Si uno mira la curva de carga en un sistema solar es una subida o bajada y eso le mete interferencia al sistema, por lo que hay que evaluar hasta dónde o qué punto, el sistema nuestro permite instalar un porcentaje de paneles solares, al estar aislado de México y el sistema sur”, comentó.

El técnico reiteró que ahora se trabaja en el Plan de Expansión de la Transmisión e inmediatamente saldrá el Plan de Expansión de la Generación, pero hay cierta tendencia a la generación con gas natural, y al plantearse en la región una transición energética en función de la descarbonización, se tendría “que caer al gas natural, que contamina, pero mucho menos que otros sistemas como el búnker o diésel”, remarcó.

Aclaró que en este momento no hay ningún riesgo en el sistema nacional, las alertas ya pasaron y en mayo último, México abasteció a Guatemala en cinco ocasiones, con despachos de hasta 250 megavatios, cuando falló una planta de carbón “y se tuvo la fortuna de estar conectados con una demanda máxima”. 

Más inversiones

El consultor y especialista Luis García Pinot, explicó que la situación actual está dividida en dos: transmisión y distribución, pero se requiere mayor inversión en distribución para desarrollar mejor el acercamiento a las personas y sectores productivos.

Este año se rompió un récord en la demanda, y el técnico ejemplificó que solo en Petén, esta creció 13%, lo que se ha sostenido desde los efectos de la pandemia en 2020, por lo que es un territorio que va hacia un incremento en el consumo y los agentes económicos están preocupados, porque se necesitan más inversiones para satisfacerlo.

“No se quiere llegar al momento en que la distribuidora sea incapaz de conectar a más usuarios, por lo que se tienen que hacer más inversiones cada año para cubrir esa demanda”, concluyó. 

Por el período de la época seca, los embalses y la generación hidroeléctrica están por entrar en su período crítico anual; sin embargo, debido al déficit de lluvia del 2016, estas bajas se encuentran en los niveles históricos más bajos.

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Chixoy, ubicada en Alta Verapaz, es la única hidroeléctrica en el país con un embalse de regulación anual —reserva agua para programar la generación de energía por año—.

La generadora es la que ha permitido mantener los niveles de generación durante el verano, para cubrir parte de la demanda, con lo que evita alza en la energía, según el sector.

En Jurún Marinalá, Amatitlán, el embalse comenzó el 2017 con el más bajo nivel de los últimos siete años, aunque mejoró levemente a finales de febrero, por algunas lluvias en el área central.

En la actualidad, el total de aporte hídrico —plantas estatales y privadas— al sistema es de alrededor del 32% de su capacidad instalada, según la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager), con base en datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

En el caso de las plantas estatales, con las ocho hidroeléctricas que posee el Inde se tenía programado generar 189.8 Gigavatios hora al mes (GWh), para el primer bimestre de este año, pero solo se generaron 176.8 GWh —93% de lo programado—, dijo la institución.

Las hidroeléctricas asociadas a Ager generan alrededor del 26% de su capacidad, informó el presidente de esa agrupación, Carlos Colom.

En época de invierno, esas plantas producen alrededor de 72% de su capacidad instalada.

Para marzo y abril, el promedio de lluvia no es significativo, por la época de verano, pero según las previsiones climáticas para mayo, el Inde afirma que “se esperan lluvias arriba de lo normal”.

Ager señaló que, según el Insivumeh, las altas temperaturas podrían retrasar la época lluviosa. “La expectativa es tener un año seco y una generación baja hasta la época lluviosa, en el segundo semestre”, expuso Colom.

Ayer, la demanda de energía se cubría con generación de carbón, biomasa, gas, geotérmica, solar, eólica, derivados del petróleo y biogás.

Hasta ayer, el embalse de esta presa se encontraba en 797.86 metros sobre el nivel del mar, con una recuperación leve respecto a las últimas tres semanas, en que registró disminución.

Este registró su punto más bajo en junio pasado y aunque en agosto y septiembre había logrado mejorar respecto de aquel, empezó a reportar niveles por debajo de lo proyectado debido al déficit de lluvias por el efecto del fenómeno de El Niño.

En septiembre, el Inde decidió bajar la generación a 50% del volumen proyectado y ahorrar agua para los meses críticos del verano del 2016. La generación mejoró a finales de ese mes y en octubre.

El embalse de Jurún Marinalá muestra un mejor comportamiento y se encuentra sobre el nivel proyectado.

En agosto, las hidroeléctricas aportaron el 29.9% de la demanda, en septiembre el 42.87% y en octubre el 55%.

Al 16 de septiembre pasado se encontraba en 788 msnm.

El promedio del caudal del río Chixoy empezó a mejorar la semana pasada, debido al aumento en los niveles de lluvia, pero todavía está en alrededor de cien metros cúbicos por segundo, mientas que el promedio anual de años anteriores fue de 200 metros cúbicos por segundo.

El aporte de la generación con hidroeléctricas para cubrir la demanda de energía en la semana del 20 al 26 de septiembre mejoró, al registrar 46.26% del total. En la semana del 13 al 19 de septiembre bajó a 38.02%, reportó la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Debido al efecto del fenómeno El Niño, el Inde bajó, de junio a la tercera semana de septiembre, la generación de Chixoy al 50%.

Esa institución puede programar durante el año su volumen de generación, y en esta ocasión lo disminuyó para reservar agua para la época del verano del 2016.

Se estima que la disponibilidad de energía sería de 18 a 25 Gigavatios por hora (GWh) semanales.

Sin embargo, la generación de Chixoy podría reducirse para reservar agua para la época de la canícula. El año pasado, de julio a agosto, se debió convocar a las generadoras con búnker (el combustible más caro), debido a la larga canícula que se presentó en el país.

La semana última, el embalse estaba en 782.02 msnm y la disponibilidad era de 253 MW, se indicó.

El Administrador del Mercado Mayorista convoca a generar a las plantas, tomando en cuenta las condiciones hidrometeorológicas presentadas por las centrales.