La salida del país del MER se concretará dentro de 10 años según el reglamento que fija ese plazo luego de hacer el anuncio del retiro, sin embargo, ello no le exime de cumplir compromisos financieros por cargos complementarios sobre la línea Siepac; la regulación para el funcionamiento de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE); el servicio de operación, para el funcionamiento del Ente Operador Regional (EOR) y montos derivados de desviaciones de energía, explicó la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Para la línea del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (Siepac) el país asumió dos préstamos con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) por US$40 millones (unos Q309.1 millones al cambio actual). De este monto, el saldo pendiente de pago, según datos al 31 de agosto del 2021, es de US$17.2 millones (Q133.1 millones), informó el Instituto Nacional de Electrificación (Inde). El plazo de los préstamos vence en el año 2037, se agregó.

Conforme lo definido por el regulador regional, en el 2020 se pagaron US$9.3 millones, que comprende los préstamos para la construcción del proyecto, la operación y mantenimiento, los impuestos y la rentabilidad de la Empresa Propietaria de la Red, del cual US$5.07 millones correspondieron al servicio de la deuda, añadió la CNEE. Para el 2021 se estima el pago de otros US$9.2 millones.

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Otros cargos

Respecto a los montos, tanto el cargo por regulación, como por el servicio de la operación, varían en función de los presupuestos que la CRIE aprueba para el EOR y para la propia comisión regional. Del presupuesto anual aprobado, Guatemala debe pagar la proporción que represente su demanda nacional respecto a la Regional, que en los últimos años ha representado alrededor del 20%.

El país pagó el año pasado US$3 millones 488 mil 768 (alrededor de Q26 millones 863 mil), de los cuales US$675 mil 272 son por regulación y US$1 millón 678 mil 228 por el servicio de operación; además de US$1 millón 135 mil 268.84 por desviaciones de energía. Este último depende de la operación en tiempo real y varía cada mes, se explicó.

Si se toman de base esos datos anuales, como un ejemplo, por los 10 años más que el país debe permanecer en el MER, se tendrían que pagar unos US$34 millones 887 mil (Q268.6 millones).

¿Quiénes pagan?

En última instancia, estos gastos correrán por cuenta de los usuarios de energía eléctrica de Guatemala y agentes del sector eléctrico, tal como ha sucedido desde el 2012, cuando comenzó a funcionar el Siepac.

Una parte de los costos, como los de la institucionalidad regional de regulación y operación (que se conocen como cuotas CRIE y cuotas EOR) así como de la línea Siepac, se cobran al usuario de energía en la tarifa social y no social por medio de las distribuidoras, explicó el presidente de la CNEE, Rodrigo Fernández.

Para el trimestre del agosto a octubre del 2021, están reconocidos Q11 millones 639 mil, con un efecto estimado en las tarifas de Q0.01 por kilovatio hora al mes, agregó la CNEE. Este se debe cobrar dentro de la factura mensual a los usuarios, emitida por las distribuidoras.

De este, la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) tiene autorizado trasladar a tarifas Q5 millones 680 mil 320, mientras que Energuate (Deocsa y Deorsa) cobrará Q5 millones 958 mil 785, (los montos varían según el número de usuarios y consumo de kilovatios hora al mes).

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Aunque las cifras son variables cada mes y trimestre, de mantenerse similares al trimestre vigente, en un año los usuarios estarían pagando en tarifa alrededor de Q46.5 millones, por los rubros mencionados.

En tanto, la fracción de los cargos que no es asignada a las distribuidoras, se reparte entre el resto de participantes consumidores del Mercado Mayorista en Guatemala, como los segmentos de grandes usuarios, exportadores y comercializadores, conforme las normas de coordinación comercial basadas en artículo 14 del Tratado Marco del MER y los artículos 55 y 68 del Segundo Protocolo al Tratado Marco, explicó la CNEE.

Cómo se manejan los préstamos

El Instituto Nacional de Electrificción (Inde) explicó que la red del Siepac fue desarrollada a través de la Empresa Propietaria de la Red (EPR), una multinacional que se formó para ejecutar la obra y de la cual, la entidad guatemalteca es accionista.

Para formar parte del proyecto, el Gobierno de Guatemala gestionó a través del Inde los préstamos por US$40 millones mencionados. Ambos créditos fueron cedidos a EPR, la que tiene a su cargo los pagos de capital e intereses, agregó. Sin embargo, otras fuentes añadieron que cada país le debe trasladar a la EPR los montos para los pagos y, en el caso de Guatemala lo recabado de los usuarios de energía y de los agentes del sector eléctrico.

Carlos Colom, expresidente de la CNEE, indica que el pago de la parte de la institucionalidad regional se debe seguir asumiendo por los próximos 10 años que el país se mantenga en el MER, además del saldo de la deuda asumida para la red Siepac.

Y afirmó que el país salió del MER porque no se ha podido aprovechar el mercado regional como originalmente se había estimado ya que se mantienen muchas asimetrías debido a que países como Guatemala han invertido en el refuerzo de su red eléctrica nacional, pero otros no, aparte que no se permite usar toda la capacidad de la red para la transmisión de energía.

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“Para el mercado regional hay principios básicos en el protocolo del MER que hablan de competencia y reciprocidad, y creo que Guatemala sí ha cumplido, pero el resto de países, no mucho”, señaló.

Qué hará Guatemala

Luego de anunciar su retiro del MER, las autoridades del Ministerio de Energía y Minas (MEM), indicaron que el país debe seguir pagando la obras del Siepac ya que se trata de un compromiso de Estado y las obras quedan en Guatemala. Además, se indicó que se buscarán tratados bilaterales para proveer de energía a Honduras y El Salvador, así como a otros países de Centroamérica, y por aparte con México.

El ministro Alberto Pimentel, respondió que el hecho de no pertenecer al MER no significa que el país esté proponiendo la desconexión de la línea del Siepac.

“Al dejar ese mercado, los agentes guatemaltecos que quieran utilizar esa infraestructura para sus transacciones con Centroamérica, deberán cumplir con varias disposiciones como la normativa nacional para el tramo del Siepac que se encuentre en Guatemala, así como la normativa del MER”.

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Y considera que antes de la vigencia de la denuncia del tratado para retirarse, habrá que establecer un protocolo para regular de forma clara esa situación, y sin perjuicio de las interconexiones que se establezcan de forma binacional, que es lo que tratará de hacer el país.

La EPR es una sociedad anónima constituida en Panamá y el Inde es accionista de esta con el 11.11% de participación, confirmó el ministro, al mencionar que la entidad guatemalteca puede mantener las acciones y que hasta el momento, no se ha contemplado venderlas.

El apagón regional del lunes 16 de septiembre dejó sin suministro de energía a toda Honduras y Nicaragua, sin embargo, en Guatemala la suspensión, aunque afectó a diversos departamentos la suspensión fue parcial, reacción que autoridades de sector atribuyen a la robustez del sistema de electricidad nacional.

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Para comprender lo que ocurrió hay que remontarse a la interconexión centroamericana. El proyecto surgió con la intención de crear no solo una red eléctrica sino un mercado regional con varios fines, uno es el intercambio de energía para aliviar la escasez periódica en la región explicó Jorge García Chiu, exministro de Energía y Minas.

Además, el propósito ha sido crear un mercado competitivo y atraer la inversión extranjera para los sistemas de generación y transmisión.

Dos de los beneficios en los que se basa este proyecto son:

• Integración de seis sistemas eléctricos, creando un único mercado energético.
• Disminución de emisiones de gases de efecto invernadero.

Etapas de la integración eléctrica

El Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su primer protocolo, fueron ratificados por los Congresos de cada país entre los años 1997 y 1998 según datos de la Empresa Propietaria de la Red (EPR) del Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central (Siepac).

Se necesitaron 18 años para que la red operara en su totalidad, ya que fue entrando paulatinamente en operación y el último tramo fue en el 2014 (en Panamá).

Guatemala terminó el tramo de red que le correspondía en el 2012, año en que empezó a operar.

Para su operación se crearon los organismos regionales de operación y regulación del Mercado Eléctrico Regional (MER) como: el Ente Operador Regional (EOR) y Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), y se definió la figura del EPR para el desarrollo del primer sistema de interconexión regional que es conocido como el Siepac.

Cómo se compone la red

• La Línea del Siepac es el primer sistema de transmisión regional y está constituido por las instalaciones siguientes, según la Empresa Propietaria de la Red:
• Consta de 1 mil 789.23 kilómetros de líneas de transmisión de 230 kilovoltios, además posee una infraestructura de previsión en las torres para un segundo circuito futuro y 15 subestaciones de los países de la región.

Por país:

• Guatemala, 282.86 kilómetros (kms.) y 3 subestaciones
• El Salvador, 287.65 kms.  y 3 subestaciones
• Honduras, 270.07 kms.  y 2 subestaciones
• Nicaragua 305.64 kms.  y 2 subestaciones
• Costa Rica, 492.81 kms.  y 4 subestaciones
• Panamá, 150.2 kms.  y 2 subestación

Un sistema de compra-venta de energía

La EPR tiene accionistas de cada país, en el caso de Guatemala es el Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

Cada país mantiene la operación de su red y su sistema nacional.

El país ha trabajado en fortalecer su sistema nacional de electricidad y es excedentario en generación de energía por lo que ahora también aprovecha la red del Siepac para exportar energía a la región.

Guatemala importa más que todo energía por medio de la Interconexión con México, la cual es una estructura diferente a la del Siepac.

El resto de países importan desde Guatemala y también tienen intercambios entre sí.

“El proyecto se hizo bajo el criterio de crear un mercado regional, y crear la interconexión para aprovechar los excedentes de energía de los países” agregó García Chiu.

La idea es vender esa energía a otro país que enfrente un déficit ya sea temporal o permanente respecto de su demanda, para lo cual fue creado tanto el mercado como la infraestructura para la integración energética a través de las líneas del Siepac, agregó.

Por ejemplo, la energía intercambiada al momento de algún incidente o evento, ha evitado apagones ya sea en un país específico o en la región.

Sin embargo según el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), los países de Centroamérica desaprovechan los recursos disponibles para potenciar sus deficientes instalaciones eléctricas y así reducir las tarifas para los consumidores.

Para aprovechar el mercado regional habría que construir “más subestaciones y aumentar la capacidad de transmisión” interna de cada uno de los países, recomendó ese durante este año.

El peligro de una falla

Sin embargo, también el sistema deberá soportar las fallas que se dan en alguno de los países por eso en los últimos eventos se ha visto que “una falla también puede traerse abajo el suministro regional”, agregó García Chiu al referirse a los dos apagones regionales que se han dando en enero y en septiembre de este año.

A consideración del exministro, el país mejor preparado en sus sistemas eléctricos es Guatemala ya que los ha fortalecido por varios años y proyectos específicos, y también tiene la ventaja con interconexión con México.

Por eso es necesario pedir al resto de países que fortalezcan sus sistemas y que vaya desarrollando sus sistemas.

“Ese tipo de fallas ha sucedido en otras regiones, en sistemas en que se cae el voltaje en una zona y por seguridad se disparan los demás sistemas para evitar más impactos” expuso García Chiu.

“A medida que los países fortalezcan sus líneas de transmisión y estaciones, hay más posibilidades de que las fallas vayan a afectar sectores más pequeños”, mencionó.

La interconexión ayuda a estabilizar y ayudar a apoyar el sistema si hay una falla, expuso el exfuncionario.

El proyecto del Siepac le apuesta a un tercer aspecto ya que busca la integración de los sistemas de comunicaciones de Centroamérica, México, Colombia y los cables submarinos, aspecto que según fuentes del sector este aspecto no ha avanzado.

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El apagón tuvo un tiempo máximo de alrededor de una hora en el país, aunque en ciertos lugares fue menor porque se restableció el servicio en forma paulatina según datos del operados y distribuidoras.

En tanto en Honduras y en Nicaragua fue generalizado y duró alrededor de dos horas y tres horas respectivamente.

El país se ha trabajado por 20 años el fortaleciendo sus sistemas de transmisión, generación y distribución de energía, así como los sistemas de protección que ayudan a enfrentar eventos como el mencionado con mayor eficiencia expuso el presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), Edgar Navarro.

Los esquemas de protección que se tienen implementados en el país “para proteger la demanda nacional de energía” de este tipo de eventos han sido importantes para evitar apagones y que este tipo de incidentes regionales sean casi imperceptibles dijo directivo.

Sin embargo, la reacción va acompañada de la fortaleza de la red de transmisión de electricidad del país, distribución y generación insistió Navarro, así como mantener la interconexión con México.

El servicio de energía eléctrica está fallando en toda Centroamérica. Repórtenos desde que zona o ciudad no tiene servicio https://t.co/ITYb9LsdlK

— Prensa Libre (@prensa_libre) September 16, 2019

Los eventos de este tipo han dejado incluso afuera económicamente a otros países, como sucedió en enero del 2019 cuando el evento se originó en Panamá, y provocó un apagón general en ese país como en Honduras y Nicaragua, o durante este 16 de septiembre a los dos últimos países mencionados, explicó el presidente del operador nacional.

¿Qué lo generó?

El evento que provocó el apagón regional se dio a las 11.51 de la mañana de este lunes. Según datos del sistema del Ente Operador Regional denominado SCADA EOR, la falla se debió a una desconexión de la línea entre Pavana y Santa Lucía en Honduras, indicó Navarro.

Esto provocó que se desconectarán las conexiones tanto con Centroamérica como con la Interconexión de Guatemala con México.

Posteriormente, cuando se fue restableciendo el servicio el Sistema Eléctrico Regional (SER) quedó divido en 4 islas:

• Una conformada por Guatemala con México ya que se logró restablecer la conexión entre ambos países a las 12.04.
• El Salvador
• Honduras
• Costa Rica-Panamá
• Mientras Nicaragua se mantuvo más tiempo sin servicio y sin conexión con Centroamérica.

¿Qué sucedió en Guatemala?

Al momento de la desconexión regional, el país estaba demandando casi 1 mil 400 megavatios y se debieron dejar de suministrar 334.6 megavatios, por lo que se desconectaron 341.6 megavatios de generación, explicó Navarro.

• En el área que cubre Energuate, la empresa dio a conocer que la falta de suministro fue más evidente en circuitos que atienden la costa del Pacífico en departamentos de San Marcos, Quetzaltenango, Retalhuleu y Suchitepéquez.
• Además de áreas pequeñas en el área de Chimaltenango, al Altiplano de Quetzaltenango y Quiché.
• En Oriente la mayor área fue en Zacapa, así como repercusiones importantes en Esquipulas (Chiquimula) y en Jutiapa.
• En el Norte del país también hubo circuitos aislados sin suministro como Telemán y Panzós en Alta Verapaz, y en cierta área de El Progreso.
• EEGSA informó que las zonas afectadas en su área de cobertura fueron en forma parcial las zonas 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 16, 17, 18 y 21.
• Además de Mixco, San Cristóbal, Ciudad Satélite, Villalobos, Villa Canales, Peronia, San Raymundo, Jocotales, Boca del Monte, y Piedra Parada, San Pedro Ayampuc.
• En Sacatepéquez los afectados fueron San Pedro y San Juan y en Escuintla: Iztapa y Likin.
• El primer circuito que se quedó sin energía fue a las 11.54 de la mañana y se restableció la energía totalmente a las 12.50.

Como el restablecimiento fue paulatino en algunos lugares la suspensión del suministro fue de 15 minutos, media hora o una hora, explicó Maynor Amézquita, vocero de Energuate.

Por ejemplo, los usuarios de las zonas 2, 5, 10, 11, 14 y 16 de la ciudad de Guatemala reportaron apagones. Respecto a las zonas de la capital en la que usuarios reportaron sin energía, la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), indicó que la suspensión del suministro duró alrededor de 20 minutos y posteriormente fue recuperado por completo el servicio.

El AMM informó que cinco minutos después del evento que generó el apagón, en el país se empezó a restablecer el servicio. A las 12.09 se restableció la carga en la zona central del país y a nivel nacional a las 12.49 del mediodía fue restablecida totalmente la carga nacional de energía en Guatemala.

Además, el país apoyó a El Salvador para que en el proceso de estabilización y recuperación de su sistema de servicio eléctrico.

El último apagón general que se registró en el país fue el 27 de marzo del 2012 debido a una sobrecarga en las líneas de transmisión eléctrica en el tramo de Tactic a la hidroeléctrica Chixoy, propiedad del Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

Guatemala alertan a países la necesidad de fortalecer sus sistemas

Es necesario que el resto de países, fortalezcan sus sistemas para evitar los riesgos de apagones en la región expuso tanto Navarro como Horacio Fernández, director ejecutivo de la Asociación Nacional de Generadores (ANG).

“Un evento de determinada magnitud que impacte la línea de interconexión prácticamente vulnera el resto de los sistemas en la región, por eso es tan importante mantener la calidad línea, y fortalecer los sistemas nacionales de cada país” expresó Navarro.

“Guatemala tiene implementados equipos y software de protección modernos y de alta calidad y es el único país donde no se ha dado un apagón general desde que el 2012”, agregó.

Fernández explicó que ese nivel de respuesta tiene relación con cuatro medidas:

• Inversión e equipos de protección
• Adecuada coordinación de la protección por parte del operador y de los agentes
• En el área de generación se mantienen reservas para reaccionar en ese tipo de eventos
• Y Navarro, agrega la función de mantenerse conectado con México.

La inversión de US$1.5 millones (unos Q11.2 millones) destinó el AMM para programas y equipo para evitar apagones generales y reaccionar en forma operativa más rápida ante algún incidente, anunció en agosto dicha entidad.

El equipo consiste en una unidad de medición fasorial conocidos como PMU que proviene del inglés Phasor Measurement Unit. “Se trata de dispositivo tecnológico que permite realizar, con gran precisión y velocidad, el análisis dinámico del estado de un sistema eléctrico de transmisión o distribución” según páginas especializadas en el tema.

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Según informó en un tuit la estatal Empresa de Transmisión Eléctrica Panameña, la interrupción se debió a un “evento en el sistema integrado nacional”, aunque no dio más detalles y aseguró que trabajaba para restablecer el servicio.

El apagón se da en el contexto de la visita del Papa Francisco a Panamá el próximo miércoles, para lo que se prevé que llegarán al país más de 100.000 peregrinos.

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El apagón conllevó a que varias líneas del metro -el único de Centroamérica- suspendieran sus servicios, mientras otros lugares estratégicos como el canal de Panamá (por donde pasa cerca del 6 % del comercio mundial) o el aeropuerto anunciaron que debieron utilizar generadores para continuar sus servicios.

Debido a la falta de energía, los bomberos tuvieron que realizar maniobras de evacuación del metro, según reportaron medios locales.

Por su parte, el ente estatal del agua también informó a través de Twitter una afectación “temporal” en la producción de una planta potabilizadora y de una estación de bombeo de agua cruda situadas en los alrededores de la capital.

Centroamérica afectada

Tras el apagón en Panamá en Costa Rica también se reportaron apagones y el Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) activó sus protocolos de emergencia.

En Guatemala, medios locales también reportaron diversos fallos en el sistema eléctrico en varias regiones del país.

Mientras, la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (Enatrel) de Nicaragua confirmó que la falta de servicio en varias zonas de la región obedeció a la falla en Panamá y anunció que dispuso de cerca de 100 brigadas para trabajar en la recuperación del sistema energético.

“Las interrupciones de este tipo son provocada por fallas en líneas en Panamá, pues cuando una falla se interrumpe causa persecuciones a nivel centroamericano”, explicó el presidente ejecutivo de Enatral, Salvador Mansell.

¿Cómo es esto posible?

A diferencia de otras regiones de América Latina, desde los años 70, América Central se encuentra en un proceso gradual de interconexión eléctrica.

Esto facilita comercializar más fácilmente la energía entre los países, lo que reduce los gastos de generación, pero a la vez, conlleva a que si uno de ellos sufre una falla grave en sus sistemas, el resto también pueda afectarse.

Un evento similar a este tuvo lugar en 2017, cuando otra falla en Panamá causó un apagón total en Centroamérica.

 Una posible forma de hacer esa interconexión es que México se adhiera al Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, ratificado entre 1997 y 1998 por los congresos centroamericanos, explicó López en Panamá en un foro de la Organización Latinoamericana de Energía.

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Este sistema centroamericano abarca 1 mil 793 kilómetros de líneas para el transporte de 300 megawatios, lo que podría duplicarse cuando se habilite un segundo circuito.

El costo de las inversiones en la red ascienden a casi US$500 millones, según la empresa propietaria de la línea de transmisión centroamericana.

En México, más de 1.5 millones de personas no tienen luz eléctrica, lo que supone 1,3% de su población, según datos del Banco Interamericano de Desarrollo.

En ese reporte del MEM, dado a conocer la semana pasada, se incluye a El Salvador con US$6.2 millones; Honduras, US$42.7 millones; Nicaragua, US$15.2 millones y Costa Rica necesita US$1.9 millones.

“En el Siepac lo que hace falta es inversión por país, si usted refuerza su sistema interno se puede mejorar la capacidad”, destacó el viceministro de energía, Rodrígo Fernández.

El funcionario dijo que ha costado sacar adelante el proyecto porque es multinacional y “es la primera experiencia en el mundo, en donde seis países se pusieron de acuerdo para construir un mercado de intercambio de energía”.

Regulación

Respecto a las normativas que hacen falta, Luis Ortíz, representante de Guatemala en la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (Crie), ente regulador regional, dijo que después de varios años se logró establecer en las normativas los contratos firmes de largo plazo, sin embargo estos aún no se concretan porque están pendientes los mecanismos para asignación de los derechos firmes de transmisión de la energía.

En estas condiciones los agentes o generadores, que han hecho inversiones que se pueden recuperar solo a largo plazo, no pueden correr riesgos si no tienen la certeza de que poseerán los derechos de transmisión también a largo plazo, añadió.

“Las normartivas ya se tienen pero no se han podido asignar derechos de tranmsicion para períodos mayores de un año”, explicó Ortíz.

Además dijo que el año pasado se implementó un sistema de subastas en donde los agentes tenían derecho de participar y hacer ofertas por los derechos de tramisión.

Ortíz indicó que aún hay restricciones en los países que no permiten transportar la capacidad completa de electricidad por 300 megavatios.

“Obviamente hay problemas de posiciones de país y de intereses nacionales, eso es lento pero sin embargo el Mercado Eléctrico Regional (MER) como ya lleva dos años funcionando” y Guatemala ha logrado vender, más que comprar, aseguró Fernández

De enero al 16 de junio de 2016 Guatemala ha exportado en el MER 379 mil 010 megavatios hora, pero esa cifra significa una baja de 8.8% con lo exportado en ese mismo período del 2015. Costa Rica también bajó la inyección al sistema, mientras que El Salvador, Honduras, Nicaragua y Panamá aumentaron.

Edgar Navarro, Presidente del Administrador del Mercado Mayorista (operador del sistema nacional), aseguró que el cambio no provocará apagones en el país ya que se realizó bajo la condición de que el resto de países de Centroamérica aplicará mejoras en sus sistemas eléctricos.

En febrero pasado, el EOR ordenó a Guatemala la reubicación de lo equipos; sin embargo, el sector eléctrico del país se opuso por considerar que podría causar apagones.

El equipo blindaba país y evitaba que problemas en otros países, como contingencias o variaciones de voltaje, impactaran en el suministro local.

Ahora, indicó Navarro, la reubicación fue aprobada de forma temporal por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), en tanto se cumplen ciertas condiciones.

La primera condición era que el EOR acortara el período de evaluación de los sistemas de la región. El plazo original era de 19 meses y se acortó a 12 meses.

La investigación obliga a los países a mejorar sus sistemas y a reparar las centrales generadoras que ocasionen oscilaciones..

“Los países ya comenzaron a hacer inversiones, y deben asumir los costos para poder corregir este problema y por esos pasos positivos que se están dando se reubicó el sistema nacional para apoyar las gestiones del EOR” dijo el directivo.

“Pueden suceder desconexiones de carga en algún momento pero son estacionales y se dan normalmente en la época de invierno”, dijo Navarro al referir que durante verano no hay oscilaciones.

La segunda condición establecida por la CNEE es vigilar la reacción del sistema nacional y regional que se tendrá cuando entre en operación la planta de generación Gas del Caribe.

Con esta planta que se instalará en México, se importará al país 120 megavatios generados con gas, como parte de los contratos licitados por las distribuidoras.

La planta registra atrasos ya que debió comenzar a operar en mayo pasado y se prorrogó hasta marzo o abril del 2016.

Para Guatemala son prioridad los contratos de distribución para cubrir la demanda nacional, además que una parte es para suministrar a la tarifa social, explicó Navarro.

Conforme reaccione el sistema, se verá si es necesario conservar el esquema de desconexión en esa frontera con México o se tendría que volver a trasladar hacia la frontera sur (con Honduras y El Salvador), añadio el ejecutivo.

“Creemos que con la media del EOR, con la cual los países deben fortalecer sus sistemas, ya no sería necesario”, mencionó.