Así quedan las nuevas tarifas de energía eléctrica a partir del 1 de mayo del 2025

El jueves 1 de mayo cobrarán vigencia las nuevas tarifas de energía eléctrica para los segmentos social y no social que se aplicarán para el trimestre que finaliza en julio.

Rosa María Bolaños

29 de abril de 2025

|

23:00h

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Las nuevas tarifas estará vigentes en el trimestre del 1 de mayo al 31 de julio del 2025. (Foto, Prensa Libre: Shutterstock).

La tarifas social y no social para el trimestre del 1 de mayo al 31 de julio del 2025 quedaron estables, comparadas con las que están vigentes hasta este 30 de abril.

Según las cifras de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) incluidos en la resolución 155-2025 publicada el 29 de abril en el Diario de Centro América las tarifas que Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), y las distribuidoras de Energuate pueden cobrar al usuario final quedan de la siguiente manera:

Tarifa no social

La tarifa no social es la que se aplica para los usuarios de consumos de 300 kilovatios hora al mes en adelante.  

Para los usuarios de EEGSA subió Q0.03 (que representa 2%) y queda en Q1.51.por kWh al mes.

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En tanto para los consumidores de Distribuidora de Electricidad de Occidente (Deocsa) y para los de Distribuidora de Electricidad de Oriente (Deorsa), se fijaron en Q2.21 y Q2.11 respectivamente, quedando sin cambio respecto a las que se aplican en abril.

La tarifa no social está compuesto por unos 250 mil usuarios.

Tarifa Social

En el segmento de Tarifa Social, compuesto por los usuarios que consumen de 0 a 300 kWh al mes, quedan en Q1.42 para EEGSA, que también representa incremento de Q0.03 (2.1%).

En tanto para Deocsa y Deorsa tampoco tuvieron cambios en este grupo y quedaron en Q2.09 y Q2.02  por kWh al mes respectivamente,  

Se debe recordar que al segmento de Tarifa Social se le aplica un subsidio de parte del Instituto Nacional de Electrificación (Inde), para los usuarios que consumen de 1 a 100 kilovatios hora al mes.

Alrededor de 3.8 familias forman parte del segmento de tarifa social porque no sobrepasan el volumen de consumo, y de estas, 2.2 millones de familias prestan consumen de 1 a a 100 megavatios y están cubiertos por el subsidio del Inde.

Se debe tomar en cuanta que aparte de los cobros o descuentos en mención, en la factura mensual se añaden otros cargos como el cargo de servicios de distribución, el IVA del 12% y la tasa de alumbrado publico que varía según el municipio.

Luis Ortiz, presidente de la CNEE indicó que los precios se mantuvieron estables y los calificó como normales y que se calculan de forma técnica. La diferencia en los ajustes se deriva en que no todas las distribuidoras tienen las mismas fuentes de energía y por eso varían.

Mencionó que, aunque el invierno del 2024 fue mejor al del 2023 cuando se registraron largos períodos de sequía, tampoco se comportó conforme lo esperado, además de que la lluvia se concentró en ciertas áreas por lo que no terminan de recargarse bien las cuencas y cuando termina el invierno el proceso de vaciamiento de las cuencas es más acelerado.

Generación según recursos

La CNEE expuso en su boletín del ajuste trimestral acerca de la estacionalidad en la generación eléctrica:

Para calcular las tarifas del trimestre de mayo a julio, se tomaron en cuenta los costos de los meses de energo, febrero y marzo.

• La entidad refirió que la producción hidroeléctrica entre enero a marzo de 2025 muestra un comportamiento en línea con la finalización de la estación de lluvias, mostrando una reducción de un 38% en comparación con el trimestre anterior (octubre a diciembre de 2024).
• Debido al actual ritmo de crecimiento de la demanda de energía en el país, el sistema eléctrico recurre con mayor frecuencia a fuentes alternativas de generación, tales como la térmica, basadas en combustibles fósiles y otras fuentes de energía intermitentes como la fotovoltaica y eólica, con el objetivo de atender dicha demanda, agrega la entidad.
• Estas fuentes de energía, al igual que la generación hidroeléctrica, cuentan con una marcada alternabilidad de costos de combustibles, en el caso de los no renovables, y por la estacionalidad en el caso de la generación por fuentes renovables.

La CNEE también explica acerca de la estabilidad de las tarifas y lo que significa la diversificación de la matriz energética:

Las tarifas se mantienen en la línea de estabilidad alcanzada a partir del segundo semestre de 2022, con fluctuaciones leves, generadas por la oscilación normal y periódica de los precios de compra de energía y potencia para el abastecimiento de la demanda, de acuerdo con factores tales como las fluctuaciones en los precios internacionales de los combustibles utilizados para la generación, la estacionalidad de un componente significativo de la generación, así como variables macroeconómicas y la dinámica de los nuevos contratos de suministro que entran en vigor para garantizar el suministro a los usuarios.

La diversificación de la matriz de generación eléctrica en Guatemala permite en gran medida poder mantener estables los precios de la electricidad para los usuarios regulados. En este contexto, se destaca la importancia de continuar avanzando en la diversificación de la matriz energética de acuerdo con la Política Energética 2019-2050 establecida por el Ministerio de Energía y Minas-

Se actualizaron las proyecciones de costos para el año estacional comprendido entre mayo de 2025 a abril de 2026. Con base en este análisis, se realizaron los ajustes correspondientes en las tarifas del servicio de distribución final de energía eléctrica que dichos usuarios pagarán durante el trimestre comprendido entre el 1 de mayo al 31 de julio de 2025.

Estas son las nuevas tarifas de energía eléctrica a partir del 1 de febrero del 2025, aprobadas por la CNEE

Las nuevas tarifas de energía para los usuarios del segmento social y no social entran en vigencia este 1 de febrero y abarcan el trimestre, hasta el 30 de abril.

Rosa María Bolaños

1 de febrero de 2025

|

05:00h

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Desde el 2022 las tarifas de electricidad han estado estables con cambios leves pero variables ya sea al alza o a la baja. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

Según el ajuste trimestral aprobado por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), las tarifas siguen estables.

Sin embargo, las de Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA) registran un leve aumento, mientras que las de Energuate reportan una leve baja.

Para los usuarios de esta compañía en la tarifa no social quedaron en Q1.46 el kilovatio hora (kWh) al mes, que representa Q0.02 de aumento respecto de la vigente hasta enero (un 1.4% más), según el boletín de CNEE.

En el caso de la Distribuidora de Electricidad de Occidente (Deocsa) y la Distribuidora de Electricidad de Oriente (Deorsa)  las tarifas en ese segmento tendrán una leve reducción de entre el 1.1% al 0.9%, que representan Q0.03 y Q0.02 por kWh al mes.

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Estas quedan en Q2.21 y Q2.11, respectivamente, a partir del 1 de febrero.

La tarifa no social es el segmento que incluye los consumos de 300 kilovatios hora (kWh), y en la actualidad la componen unos 255 mil clientes y equivale alrededor del 6% de usuarios de las tarifas y no se le aplica subsidio.

Tarifa social

En la Tarifa Social, la tendencia es similar, con leves cambios.

La tarifa de EEGSA sube Q0.02 y el kWh queda en Q1.39 por kWh. Para Deocsa y Deorsa tienen bajas de 0.8% y 0.9%, que representan Q0.02. Y, quedan en Q2.09 y Q2.02 por kWh, respectivamente.

Este segmento está conformado por alrededor del 94% de los usuarios del país, unas 3.8 millones de familias según la CNEE.

Esta tarifa cuenta con el aporte del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) para mantenerse más baja que la no social, pero además los consumidores de entre 1 a 88 kWh, tienen el beneficio de un subsidio extraordinario. Esa institución analiza si cambia ese subsidio.

Comportamiento

La CNEE explica en el boletín el comportamiento:  

• Las tarifas se mantienen en la línea de estabilidad alcanzada a partir del segundo semestre de 2022, con fluctuaciones leves generadas por la oscilación normal de los precios de compra de energía y potencia para el abastecimiento de la demanda debido a los precios internacionales de los combustibles utilizados para la generación, la estacionalidad de un componente significativo de la generación, así como variables macroeconómicas.
• Respecto a la estacionalidad en la generación eléctrica, se refiere que para el trimestre de octubre a diciembre de 2024, la producción hidroeléctrica muestra un comportamiento en línea con la finalización de la estación de lluvias, con una tendencia a la reducción en comparación con el trimestre comprendido de julio a septiembre.
• Según el ritmo de crecimiento de demanda eléctrica que se presenta actualmente, el sistema eléctrico recurre a fuentes alternativas de generación tales como la térmica, basadas en combustibles fósiles, y otras fuentes de energía intermitentes como la fotovoltaica y eólica, con el objetivo de atender dicha demanda. Estás ultimas, al igual que la generación hidroeléctrica, cuentan con un componente marcado por la estacionalidad.

eLECTRICIDAD

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En el país ya hay más de 9,500 autoproductores de energía, principalmente solar

Empresas, entidades y hogares ya aportan alrededor de 80 MW de potencia al sistema por lo que solicitan la creación de un mercado minorista, así como la actualización de normativas y revisión de cobros.

Rosa María Bolaños

7 de agosto de 2024

|

05:00h

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Los autoproductores deben generar energía con recursos renovables como biomasa, eólica, geotérmica, hidráulica, solar y otras que posteriormente determine el Ministerio de Energía y Minas.. (Foto, Prensa Libre: shutterstock).

Cualquier persona o empresa que cuente con el equipo necesario se puede registrar como autoproductor de electricidad con diferentes recursos de generación, por lo que a diciembre de 2023 -último dato- ya había 9 mil 554 generadores particulares en el país, principalmente de energía solar, para un crecimiento de 38% respecto del 2022.

Así lo informó Ottoniel Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), explicando que estos representan casi 80 megavatios (MW) de potencia y se ubican tanto en áreas cubiertas por la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), Energuate (Deocsa y Deorsa) y las empresas eléctricas municipales de Quetzaltenango y de Jalapa.

Ante el crecimiento que ha tenido el sector e inquietudes que surgen con la implementación de normativas y cobros, este ve la necesidad de actualizar normativas o reglamentos, en lo que coincide la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), aunque no en los mismos términos.

Acciones propuestas

En la asociación se escuchan los problemas que se afrontan y se gestionan acercamientos con la empresa distribuidora que corresponda y se trabaja en proyectos de diferente índole, pero necesitan que la potencia que generan sea reconocida como autoproducción, aparte de habilitar el mercado minorista, explica el directivo.

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Esto, para que se puedan negociar los excedentes de energía que los autoproductores generan e inyectan al sistema porque el 40% de la energía que generan los autoproductores se queda como excedente.

“Es decir que hay un bolsón de energía que se debe liquidar entre lo que se consume y lo que se autoproduce y se aporta al sistema, pero no existe un mecanismo para hacerlo ya que en la actualidad solo hay un bolsón acumulativo por cliente”, añade.

Otra medida que se busca es que, así como se les cobra el cargo de potencia a los autoproductores con mayores consumos, también les sea reconocida la potencia que ellos inyectan al sistema de electricidad.

“En la Asociación vemos que los autoproductores fueron los héroes ocultos en esta última sequía porque ellos suplieron muchos megavatios y se evitó un mayor efecto de la crisis”, sin embargo, se les cobra la demanda de potencia, tanto en el horario normal de consumo como en la hora “pico”, pero no se les reconoce la potencia que ellos están inyectando al sistema con su generación, insiste el presidente de la organización.

Alfaro explicó que la energía es el consumo durante un período de tiempo, o en el caso de los autoproductores es la electricidad producida en un período de tiempo. Por ejemplo, en el caso de una licuadora requiere de 1 kilovatio (kW)para operar, y si se pusiera a funcionar durante una hora el consumo es de un kilovatio/hora (kWh).

En tanto, la potencia es el máximo que demanda en un momento dado un aparato o un usuario (hogar o industria). Por ejemplo, cuando solo se usa la licuadora, la potencia demandada es menor, pero si al mismo tiempo se usan otros aparatos como refrigerador, microondas o lavadora, la potencia aumenta.  

Alfaro explicó que el mercado mayorista les ordena a las distribuidoras contratar potencia para atender la demanda firme; pero cuando estas usan la potencia que proviene de los autoproductores, estas ya no requieren el total contratado con las generadoras.

Ampliar límite máximo

Adicionalmente se explicó que desde hace algún tiempo, cuando se llevó a cabo el cambio de los medidores para ser autoproductor, se registra la demanda de potencia.

Según la normativa vigente, un usuario puede llegar a consumir hasta menos de 11 kW sin que se le cobre ese cargo en la factura, límite fijado hace más de 20 años; pero en la actualidad, ese límite se queda bajo por la modernización que existe ya que se han ido incorporando más aparatos o tecnología que requieren consumo de energía, por lo que una propuesta sería subir ese límite máximo a 15 kW, se indicó.

En la actualidad, hacer ese cobro implica que si un consumidor, como autoproductor, excede la demanda de los 11 kW, le cambian a tarifa,pero aparte de esto, el precio del cargo ha subido: En EEGSA el cobro pasó de Q41 a Q52 al mes, mientras que en Energuate hay cobros de potencia de hasta Q70, agrega Alfaro y comenta que “las tarifas son trimestrales y son calculadas por la CNEE con los datos de la distribuidora, pero con las alzas (a esos cargos) que se ha tenido, el impacto es muy grande y esto hace que un proyecto sea menos atractivo y tenga un tiempo de recuperación más extenso”.

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CNEE: se requieren análisis técnicos

Consultado sobre estos temas, el presidente de CNEE, Luis Ortiz, explicó que independientemente de lo mencionado por la organización de autoproductores, se analiza la normativa indicada y según el cronograma de la Comisión prevén tenerla en diciembre de 2024.

“Lo que se busca con esta normativa es que las personas que tengan excedentes, los puedan utilizar a su conveniencia. En la actualidad lo que ocurre es que esta energía se mete a la red y luego se toma de esa misma red, lo que tiene efectos técnicos que aparecen después”, expuso Ortiz.

Amplió que está en revisión la normativa relacionada con los Generadores Distribuidos Renovables (GDR) y los autoproductores porque hay aspectos comerciales, pero también factores técnicos a considerar, por lo que la manera correcta de hacerlo es analizando los efectos de manera integral.

Según el funcionario, entre ambas figuras, hay alrededor de 50 mil consumidores que autoproducen energía. Los mecanismos establecidos son que la red queda como un gran almacenamiento. “Cuando el número era pequeño no había dificultades, pero cuando es una cantidad muy grande, incluso hay efectos sobre la red”.  

Respecto a la propuesta de crear un mercado minorista y reconocer la potencia que los autoproductores aportan al sistema para que se les pueda ampliar el límite de demanda sin aplicarles cobro por potencia, Ortiz dijo no tener conocimiento del asunto.

Y en cuanto a aumentar el límite máximo de potencia que en la actualidad está en 11 kW, explicó que las redes están diseñadas para ese volumen, por lo que hablar de elevarlo exigirá un análisis mucho más profundo, aparte de que los consumidores que usan más de 15 kW (de potencia) es una minoría.

“Una revisión de ese tipo se tiene que incluir en los estudios de Valor Agregado de Distribución (VAD) de las compañías distribuidoras, que entre otros aspectos define el monto máximo por el servicio de distribución que estas pueden cobrar y esa actualización se realiza cada 5 años.

Dudas por cobros

Por aparte, surgió otra inquietud por un cobro de potencia que se empezó a reflejar este año en la factura mensual de algunos autoproductores.

Alfaro explicó que ese cobro ya se hacía con anterioridad, pero antes de marzo de 2024 no venía desglosado en las facturas, sino que aparecía solo como un cargo unitario que incluía el costo de la energía consumida y el de la potencia. Ahora aparece dividido en dos conceptos o cargos diferentes, lo que serviría para que las personas tengan un detalle de lo que deben pagar.

“Si se suma el monto que se coloca en ambos conceptos, el resultado es el monto unitario que ya se hacía, pero de una manera oculta. Ahora que los usuarios autoproductores notan esa variación y surgen esas dudas”.

Lo que sí se ha detectado, según el directivo, es que el monto aumentó, pues en la EEGSA, el cobro por potencia pasó de Q41 a Q52 al mes, mientras que en Energuate hay cobros de potencia de hasta Q70.

A criterio de Alfaro, el concepto que se coloca en las facturas es erróneo, pues el cargo por la energía se cobra en unidad, representada como kWh, pero en el caso del cobro de potencia que aparece en la factura de los usuarios menores a 11 kilovatios por ejemplo también les aparece como un referencial en kWh, que no es la dimensión adecuada porque se les está cobrando como energía.  Por lo tanto, la asociación pide que se aclaren esos conceptos y medidas de cobro.

Consultado el presidente de la CNEE, respondió en los mismos términos, recalcando que no es un cobro nuevo porque viene desde el año 2014, según la resolución 227; pero ahora las compañías decidieron reflejarlo en las facturas de forma más explícita.

También se les peguntó a las distribuidoras de electricidad y la EEGSA respondió que de acuerdo con el pliego tarifario autorizado por la CNEE, el cobro de potencia es para todos los clientes que registren una demanda mayor a 11 kW, sean autoproductores o no.

Agregó que estos cargos no son nuevos y se aplican en cada pliego tarifario aprobado cada 5 años por la CNEE y se ajustan trimestralmente. Respecto a los montos se les cobra en actualidad, la compañía refirió que estos son variables dependiendo de la tarifa del usuario, lo que se puede consultar en la página de la CNEE en en este enlace: https://www.cnee.gob.gt/wordpress/?page_id=10710

Respecto a las alzas mencionadas por la asociación de autoproductores, EEGSA indicó la variación fue distinta según la tarifa y para conocer el detalle se recomienda revisar el pliego tarifario correspondiente.  “EEGSA solo aplica tarifas autorizadas por el ente regulador”.

En tanto acerca de la necesidad que expone el directivo de AAEGR de ampliar el límite máximo de potencia que pueden usar llevándolo de 11 a 15 11 kilovatios, EEGSA expuso que cumple con la regulación existente y si en algún momento la CNEE lo modifica, acatarían los cambios sin inconveniente, y considera que no es la distribuidora la que debe hacer ese análisis, sino la entidad mencionada.

Energuate no respondió a la solicitud de información.

Aunque la semana pasada se convocó a los parlamentarios a sesión plenaria para ese efecto, no se reunió el quórum necesario.

Subsidio al gas

El beneficio para el gas correspondiente al 2023 fue prorrogado por tres meses, según el decreto 5-2023, y entró en vigor el pasado 16 de marzo por un monto total de Q150 millones.

Con los decretos 17-2022 (y sus reformas en el 45-2022) y el 5-2023, entre el año pasado y el presente se han ejecutado Q624.6 millones, con un beneficio estimado para 1 millón 800 mil hogares, según datos del Ministerio de Energía y Minas (MEM) al 30 de mayo.

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La subvención que se aplica hasta el 15 de junio es de Q0.80 por libra. Es decir, el subsidio es de Q8 para los cilindros de 10 libras, y según el monitoreo más reciente de la cartera indicada, tiene un precio máximo de referencia de Q46, con el subsidio aplicado.

Para los cilindros de propano de 20 y 25 libras, el subsidio corresponde a Q16 y Q20, respectivamente. Los precios máximos de referencia son Q92 y Q115. La presentación de 35 libras, el más grande que goza de subsidio, tiene un precio de referencia Q161, con un subsidio de Q28.

Según el MEM, puede haber expendios que aún tengan existencia del producto con subsidio para poder venderlo a precio rebajado durante algunos días más.

La iniciativa 6262

La iniciativa de ley 6262 que ingresó al Congreso pero ya no fue conocida en el pleno de ese Organismo, propone la ampliación del subsidio por tres meses más, pero en este caso, de Q0.60 por libra.

Con ello, el subsidio propuesto para el cilindro de 10 libras sería de Q6; para el de 20, Q12; el de 25 libras, tendría un apoyo de Q15 y el de 35 libras sería subsidiado con Q21, según el documento.

A los Q150 millones aprobados este año, se agregarían otros Q115 millones, con lo que de haberse aprobado el aporte extraordinario, el monto del aporte hubiera llegado a Q265 millones. La iniciativa fue presentada por los parlamentarios Sergio Arana, Aníbal Rojas, Marvin Alvarado y Maynor Mejía, según los nombres que se observan en el documento.

Aún hay fondos

El ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel, dijo la semana pasada que le indicaron que aún hay fondos disponibles para prorrogar por lo menos por dos o tres meses el apoyo temporal y que diputados trabajaban en la iniciativa de ley.

Consultado sobre si la proyección de precios internacionales podría generar una reducción en el mercado nacional, el funcionario dijo que sí se prevé una disminución; pero de aprobarse el subsidio, el usuario no lo percibiría ya que se traduciría en una disminución del monto que el Estado brinda para ese beneficio “porque la idea es que permanezca el precio que paga el consumidor sin variación”.

El funcionario añadió que para el 2024 no se prevé otro subsidio, ya que las condiciones parecen normalizarse a nivel mundial.

Sin embargo el MEM no brindó información acerca de qué precios habría en el mercado a partir del 16 de junio.

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El caso de la energía eléctrica

En cuanto a la energía eléctrica, el subsidio vence el 30 de junio y sobre el particular, el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) respondió que a la fecha, el Organismo Legislativo es el que ha puesto en agenda la discusión de una ampliación.

De concretarse, los usuarios del rango de 89 a 125 kWh al mes seguirían pagando Q1 por kilovatio hora por un tiempo más. De no ser así, a partir del 1 de julio quedarían sin subsidio extraordinario 446 mil 64 hogares que equivalen a alrededor de 2.7 millones de guatemaltecos.

Los usuarios de este segmento deberán pagar la tarifa social plena, la que para el trimestre de mayo a julio está fijada en Q2.20 por kWh al mes para usuarios de la Distribuidora de Energía Eléctrica de Occidente (Deocsa); Q2.10 para los de Distribuidora de Energía Eléctrica de Oriente (Deorsa) y Q1.38 para los de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. (EEGSA).

Se debe tomar en cuenta que la factura al consumidor también se le cobra 12% del impuesto al valor agregado (IVA) y la tasa de alumbrado público, que es diferente en cada municipio.

Por segmentos, para aquellos que consumen de 1 a 60 y de 61 a 88 kWh al mes se seguirá otorgando el Aporte Social a la Tarifa Social, de forma de que solo deben pagar Q0.50 y Q0.92 por kWh al mes, respectivamente.

La entidad indicó que durante el 2023 ha recibido Q197 millones para cubrir la Tarifa Social a los hogares que consumen de 89 a 125 kWh al mes.

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La iniciativa 6263 propone que se amplíe el aporte temporal por tres meses, aplicándolo de igual forma que a la fecha. Para ello, se ampliaría Q77 millones al monto vigente por lo que de aprobarse el subsidio extraordinario, este año llegaría a Q274 millones.

El documento fue presentado por los parlamentarios Sergio Arana y Aníbal Rojas, pero tampoco ha sido conocido en el pleno del Congreso.

Por aparte, el MEM indicó que, por el subsidio temporal para la gasolina y el diésel, con base en los decretos 20-2022 y sus reformas, el 28-2022 y el 42-2022, se ejecutaron Q2 mil 339.7 millones.

Por el consumo de gasolina se beneficiaron 4.7 millones de conductores y con el diésel, a la población en general por su uso directo o indirecto, indicó la entidad.

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Estructura de precios del propano

Según el MEM que en el precio de venta al consumidor del gas licuado de petróleo, se consideran varios factores:

• La estructura de precios es referencial debido a que los precios del gas propano están liberalizados y presentan, en primer lugar, los costos de importación que se obtienen de la factura comercial que envía la compañía importadora al Departamento de Análisis Económico del MEM.
• Los costos de importación incluyen el precio FOB (puesto en puerto) y el Precio CIF (costo seguro y flete) más los cargos portuarios.
• La pérdida por manejo en planta es una estimación sobre las pérdidas, al realizar el llenado de cilindros.
• El flete terrestre es el costo del transporte desde la planta de almacenamiento hasta las plantas de envasado de cilindros.
• También está el costo de transporte de la planta de envasado al expendio de GLP.
• El margen del envasador se obtiene de la diferencia de la sumatoria de los costos anteriores y el precio del producto puesto en las plantas de envasado de cilindros.
• El margen del expendedor se obtiene de la diferencia entre todos los costos, incluyendo impuestos, y el precio al consumidor.

Sin embargo, en esta ocasión no habrá cambios respecto al tarifario vigente del 1 de noviembre del 2022 al 31 de enero del 2023.

No social

Para los usuarios dentro del rango de tarifa no social (consumos de 300 kWh en adelante), en Deocsa el precio es de Q2.33  por kWh; en Deorsa es de Q2.20 y en la EGSSA queda en Q1.47 por kWh, según el boletín de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

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Tarifa Social

En tanto que para el segmento de Tarifa Social que incluye a clientes con consumos de 0 a 300 kWh, se sitúan en Q2.20 para Deocsa; Q2.10 para Deorsa y Q1.38 para la EEGSA.

Sin embargo, para el grupo de usuarios que consumen de 1 a 88 kWh al mes, desde hace varios meses se mantiene un subsidio normal del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) más el aporte extraordinario autorizado debido a las alzas de precio de los combustibles.

Además, el Congreso de la República aprobó en enero pasado una ampliación para incluir en el subsidio al grupo de usuarios que consumen entre 89 y 125 kilovatios hora al mes, por el plazo de enero a julio del 2023.

Este dato incluye el más reciente aumento de 6 centavos por kWh y que entra en vigencia el 1 de agosto próximo, con lo que la social se ubica en Q1.39 por kWh y la no social en Q1.47, para un aumento de 4.2% y 4.5% respecto a los precios vigentes en julio.

Mientras que para la Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. (Deocsa) y Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. (Deorsa), el aumento en dos años ha sido de Q0.39 tanto en el segmento social, como en el no social, lo que representa aproximadamente 22% de incremento de agosto del 2020 al mismo mes del 2022.

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En esta cifra ya se incluye la más reciente alza de 8 centavos por kWh, (entre 3.6% y 4%) que se aplicará a partir del lunes. 

¿Por qué los aumentos?

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) explica que en la decisión de subir las tarifas en el ajuste trimestral que empieza el 1 de agosto,  influyeron diversos factores.

El primero es que para el trimestre que inicia en agosto, se toman en cuenta los costos de generación de los meses abril, mayo y junio, período en el que se registraron incrementos en los precios internacionales de los combustibles utilizados para la generación de electricidad (carbón, petróleo y gas natural). Las alzas vienen desde el segundo semestre de 2021, y se agudizaron a partir de febrero de este año.

El precio promedio del carbón subió 41% de abril a junio pasado respecto al de enero a marzo; en promedio, el petróleo subió 16% y el gas natural, 65%, citó la CNEE. También se incluyen indicadores como inflación y tipo de cambio.

Luis Ortiz, presidente de dicha Comisión, expuso que otro factor es la estacionalidad, ya que en abril y durante varias semanas de mayo aún no había iniciado el invierno en el país, por lo que las hidroeléctricas aportaron menos que en otras temporadas; además, va terminando la generación con biomasa (desperdicio de caña de azúcar) con el fin de la zafra.

Mientras que en abril, el 41.5% de la generación fue cubierta con recursos no renovables y en mayo subió a 54.8%. En junio ya se necesitaron menos combustibles fósiles y el consumo se situó en 23.3%.

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Al preguntarle por qué se toman en cuenta los costos segundo trimestre para calcular las tarifas del tercero, el funcionario expuso que la decisión no es arbitraria, sino que está regulada.

“Los meses más dramáticos en costos de generación fueron abril y mayo porque se tuvo que convocar a utilizar recursos como petróleo y carbón. En el trimestre que inicia en noviembre se reflejará el comportamiento del invierno y se espera una estabilización de las tarifas”.

Otro aspecto que se toma en cuenta es que las distribuidoras tienen contratos con generadores de diferentes tecnologías y cuando hace falta energía, se adquiere en el mercado spot (compra/venta de energía sin contrato) y aunque las tarifas de electricidad no necesariamente responden en un100% a lo que pasa en el spot, sí hay cierto efecto, agregó.

Por último, resumió que los precios del petróleo se mantuvieron por encima de US$100, la tonelada de carbón, en alrededor de US$400 y los precios spot rondaron los US$160 por megavatio, en promedio.

Carlos Colom, expresidente de la CNEE, confirma el comportamiento de la estacionalidad, indicando que uno de los trimestres más altos en costos de generación es de abril a junio, debido a la estacionalidad entre la época seca y el inicio de invierno.

“Por eso, las personas se confunden y critican que hay alza de tarifas en julio cuando está lloviendo y los embalses de las hidroeléctricas están llenos”.

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Y recalcó que este año será difícil debido a los altos costos en los combustibles, pero se espera que entre el invierno y la zafra, se estabilicen las tarifas.

Cómo quedan las tarifas

Con esos cambios, las tarifas en cada distribuidora quedan así a partir del 1 de agosto:

Tarifa social

• EEGSA: Q1.39 por kWh al mes
• Deocsa: Q2.20 por kWh al mes
• Deorsa: Q2.10 por kWh al mes

Tarifa no social

• EEGSA: Q1.47 por kWh al mes
• Deocsa: Q2.33 por kWh al mes
• Deorsa: Q2.20 por kWh al mes

Mantienen subsidio

Para el segmento de tarifa social, se mantendrá el subsidio que se brinda mediante el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) para cubrir a quienes consumen de 0 a 88 kWh al mes, y de forma temporal, se amplió para quienes consumen hasta 100 kWh.

Este subsidio se aplica de forma que los usuarios que consumen hasta 60 kWh al mes pagarán Q0.50 por cada kWh al mes. Quienes utilizan de 61 a 88 kWh, pagarán Q0.87; el grupo que demanda de 89 a 100 kWh al mes, temporalmente se le dará subsidio y solo deberá pagar Q1. Esta medida está vigente hasta el 31 de diciembre del 2022.

Quienes consumen de 101 en adelante no tienen subsidio y deben pagar las tarifas plenas, incluyendo las nuevas alzas. Sin embargo, el ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel, indicó esta semana que presentarán una iniciativa de ley al Congreso para que se amplíe el apoyo, de manera que cubra también a los usuarios que usan de 101 a 125 kWh al mes.

Este se aplicará dependiendo de la aprobación en el Congreso y de la fecha en que cobre vigencia el nuevo apoyo social.

En la tarifa no social, el segmento de consumo de 301 kilovatios hora el mes en adelante y que no recibe subsidio, se dejaron los precios en:

• Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), en Q1.32.
• Distribuidora de Electricidad de Occidente S. A. (Deocsa): Q2.01 por kWh al mes
• Distribuidora de Electricidad de Oriente S. A. (Deorsa), se dejó en Q1.88 por kWh al mes.

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Tarifa Social

La Tarifa Social para el trimestre de agosto a octubre es de Q1.88 por kWh al mes en Deocsa, Q1.78 en Deorsa y Q1.23 en EEGSA.

Estas se aplican para los usuarios que consumen de 1 a 300 kilovatios, y se aplica a alrededor de 2.8 millones de familias guatemaltecas, equivalente al 94 % de usuarios del país.

Dentro de este grupo, quienes demandan de 1 a 88 kWh al mes se les beneficia con un subsidio por medio del Inde y aplicado en los siguientes rangos:

• El usuario que consume de 0 a 60 kilovatios hora (kWh) al mes solo pagará Q0.50 por kilovatio consumido.
• Los que consumen de 61 a 88 kWh pagarán solo Q0.81 por kWh.

Sin embargo, los usuarios deben pagar los otros cargos que son parte de la factura como cargos fijos, tasa de alumbrado público, la cual es variable en cada municipio, y el 12% del impuesto al valor agregado (IVA).

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¿Qué criterios usa la CNEE?

Según la CNEE la estabilidad en las variables macroeconómicas como la inflación y el tipo de cambio fueron uno de los factores que compensaron las variaciones por el aumento del precio de energía en el mercado de oportunidad (compra venta sin contrato) conocido como precio spot, o el incremento en los precios de energía de generación térmica derivada de los incrementos en precios internacionales de combustibles, en especial el carbón, pero también alzas al petróleo).

El precio spot de la energía tiene incidencia sobre los costos de generación de las distribuidoras ya que aunque las mismas tienen cubierta la mayor parte de su demanda de energía con contratos suscritos en los diferentes procesos de licitación pública, en los meses de verano se ven en la necesidad de abastecer una parte de sus compras totales de energía en el mercado de oportunidad de la energía del mercado mayorista, explica el ente regulador.

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Este mercado ha experimentado un aumento en el precio por megavatio hora en trimestre de mayo a julio, en comparación con el trimestre anterior, cuando fue de un 22%. Esos costos son trasladados a tarifas para el trimestre de agosto a octubre.

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Tarifa no social

Las tarifas no sociales (que no reciben subsidio y que abarcan al consumo de 301 kilovatios hora el mes en adelante) se fijaron en Q1.31 por kilovatio hora (kWh) al mes para los usuarios de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), una baja de Q0.02 respecto de las que están vigentes.

Para la Distribuidora de Electricidad de Occidente S. A. (Deocsa) la nueva tarifa no social es de Q1.93 por kWh al mes, la cual bajó un centavo.

Mientras que para Distribuidora de Electricidad de Oriente S. A. (Deorsa), se fijó en Q1.80 la anterior era Q1.82.

Las tarifas fueron publicadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) en la resolución 87-2020 publicada este miércoles en el Diario de Centro América.

Tarifa social y el nuevo subsidio

La CNEE también estableció la Tarifa Social para el trimestre de mayo a julio. Esta se aplica para los usuarios que consumen de 1 a 300 kilovatios, pero según el rango de consumo también se aplicará una ampliación del subsidio temporal para este segmento, derivado de las medidas del gobierno, el Congreso y el Inde para mitigar el impacto de la emergencia del coronavirus en la economía familiar.

Por distribuidora la Tarifa Social fijada es de Q1.25 en EEGSA, para los usuarios cubiertos por Deocsa es de Q1.81, por kwh y en Deorsa de Q1.71, en los tres casos un centavo de disminución respecto del trimestre que está por terminar.

Sin embargo, los usuarios de este segmento pagarán serán subsidiados por el plazo de tres meses ya que también del 1 de mayo al 31 de julio estará en vigencia la ampliación del subsidio de la siguiente forma:

• El usuario que consume de 0 a 60 kilovatios hora (kWh) al mes solo pagará Q0.40 por kilovatio consumido.
• Los que consumen de 61 a 125 kWh pagarán solo Q0.70 por kWh.
• Los que usan al mes de 126 a 200 kWh pagarían Q1.05 por kWh
• Los que consumen de 201 a 300 kWh deberán pagar Q1.12 por kWh.

Se cubrirá a alrededor de 2.8 millones de usuarios por un trimestre, mientras que hasta abril se cubría a 1.8 millones que consumían de 0 a 89 kWh al mes.

Se debe tomar en cuenta que el usuario deberá pagar los otros cargos que son parte de la factura como cargos fijos, tasa de alumbrado público, la cual es variable en cada municipio, y el 12% del IVA.

Aumenta cargo fijo en Energuate

Energuate tiene un Valor Agregado de Distribución (VAD) para las distribuidoras Deocsa y Deorsa, tomando en cuenta que mediante un recurso de revocatoria resuelto a favor de la empresa por el MEM, la CNEE dejó sin vigencia el valor aprobado para esas empresas en julio del 2019 para el período del 2019 al 2024.

Derivado de eso, el cargo fijo mensual por usuario subió alrededor de Q7 por mes respecto del que estaba vigente, según los datos establecidos en la resolución 87-2020 emitida por la CNEE, que incluye tarifas y otros cargos.

En dicho documento se refiere que el cargo fijo mensual que deberá pagar cada usuario es de Q19.36 a partir del 1 de mayo en Deocsa y de Q19.28 en Deorsa.

Hasta junio del 2019 estaba en Q17.41 y Q17.54 respectivamente, pero se había bajado a Q12.28 y Q12.08 cuando la CNEE cambió el VAD que ha regido desde el 1 de julio del 2019 al 30 de abril del 2020.

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Las resoluciones que motivaron a presentar este amparo son la identificadas como CNEE-219-2019 de fecha 24 de octubre de 2019 y la CNEE220-2019. 

A decir de la Procuraduría de los Derechos Humanos, estas resoluciones que cambian los criterios de cálculo de las tarifas del servicio de energía eléctica “no contienen un razonamiento técnico, lógico y jurídico” que permita a la población usuaria de este servicio saber con certeza jurídica que el ajuste realizado se hizo apegado a la ley.

Por lo que se había solicitado que como terceros interesados participaran en la elaboración de las resoluciones el Ministerio de Energía y Minas, el Instituto Nacional de Electrificación y la Fiscalía de Asuntos Constitucionales del Ministerio Público.

“Esto genera indefensión a los usuarios del servicio de energía eléctrica dado que se les impide no solo conocer cómo la CNEE llegó a la conclusión numérica del ajuste trimestral sino que de tal decisión no se tiene conocimiento público y se le impide a los usuarios poder reclamar contra el ajuste en la forma legal”, decía el amparo, presentado a principios de diciembre.

El 4 de diciembre, trascendió que al menos US$21 millones (unos Q160 millones) se empezaron a trasladar a la factura de energía de usuarios de Energuate derivados de la nueva metodología para unificar criterios para el cálculo de las tarifas eléctricas emitida por la CNEE según una denuncia.

El presidente de la CNEE, Rodrigo Fernández, dijo a Prensa Libre y Guatevisión  que, efectivamente, habían sido notificados del amparo este viernes por la tarde, por lo que las resoluciones no podrán ser aplicadas en los siguientes ajustes trimestrales “hasta que se revoque el amparo provisional, o bien, se resuelva en definitiva”.

Fernández explicó que lo que procede es notificarles a las cinco distribuidoras de energía del país sobre la suspensión decretada.

El presidente me dice a cada momento Amparito, la verdad me siento muy orgulloso, les comparto dos amparos provisionales otorgados en favor de la población
– Licencias de Conducir contra @PNCdeGuatemala
– Para no incrementar el costo de la energía eléctrica contra @CNEEGuatemala pic.twitter.com/hFMDlOPjae

— Jordán Rodas Andrade (@JordanRodas) December 21, 2019

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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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Estarán vigentes para el trimestre del 1 de noviembre del 2019 al 31 de enero del 2020.

La Comisión explicó que los cambios fueron influidos por la sequía durante los meses julio, agosto y una parte de   septiembre, que se toman de base para calcular el trimestre que inicia este viernes. Debido a ello   la generación térmica con combustibles fósiles tuvo mayor participación ante la reducción de la generación con hidroeléctricas.

La sequía “viene afectando intensamente la región desde el año pasado, registrando valores de energía generada por hidroeléctricas menores a los últimos 3 años” añadió en un boletín.

Tarifa no social

La tarifa no social para los usuarios de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. (Deocsa) fue fijada en Q1.99, un aumento de Q0.04 por kilovatio hora al mes (kWh) y para la Distribuidora de Electricidad de Oriente S. A. (Deorsa) llegó a Q1.85, un alza de también de casi Q0.04.

Para la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA) la tarifa no social se fijó en Q1.34, un aumento de casi un centavo.

Tarifa Social

La Tarifa Social quedó en Q1.86 por kWh para Deocsa y Q1.76 para Deorsa, con alzas de Q0.04 por kWh, y en EEGSA en Q1.25 con alza de casi un centavo.

En este segmento   se mantiene el subsidio a la energía aportado por el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) para los usuarios que tengan un consumo mensual hasta 100 kWh al mes, por lo que se les hace un descuento en la factura, agregó la CNEE.

Ajuste tarifario del servicio de energía eléctrica para el trimestre de Nov-2019 a Ene-2020, para usuarios de @EEGSAGuatemala y @Energuate_ Vea el boletín de prensa en https://t.co/LHK9R0Z09y pic.twitter.com/FVPK7HNfar

— CNEE (@CNEEGuatemala) October 31, 2019

El presidente de dicha Comisión, Rodrigo Fernández, mencionó que se usó el mecanismo que permite le Ley General de Electricidad para   ampliar a varios trimestres la recuperación de saldos de la energía proveía, es decir las alzas se diluyen entre varios trimestres, para regular las tarifas y no trasladar a los usuarios la variación por el comportamiento del mercado de generación.

Agregó los meses de julio y agosto fueron muy bajos en generación con agua y septiembre fue un poco mejor, aspectos que tuvieron efecto relativo dentro de todos los costos del trimestre mientras que la generación térmica usa combustibles con precios más altos que la generación hídrica.

Debido a las lluvias de las últimas semanas, el embalse de Chixoy pasó de 787.26 a 798.07 msnm en 15 días (ver curva de 2019 en rojo). El volumen de agua almacenado corresponde al 84% de la capacidad total del embalse. Este fenómeno ayuda a la generación hidroeléctrica. pic.twitter.com/VU6tgigK5c

— CNEE (@CNEEGuatemala) October 18, 2019

Ese comportamiento también impactó los precios spot (del mercado de oportunidad de compra y venta de energía sin contrato), con un crecimiento de 16% respecto del primer trimestre del 2019.

Aún con esos cambios la evolución de la matriz energética del país ha permitido amortiguar los impactos mencionados, por lo que es necesario seguir avanzando en esa diversificación, agregó la CNEE.

La sequía provocó que las hidroeléctricas generaron por varios meses solo 40% respecto de inviernos normales. Chixoy reportaba en septiembre un embalse de 780.58 metros sobre el nivel del mar, considerado bajo para esa época del año. Se empezó a recuperar a partir de mediados de ese mes, también mejoraron los precios del spot y se han reportado promedios diarios de US$39 por MW.

Aparte de la recuperación del embalse, y mejora en la generación de las hidroeléctricas en general, en noviembre empieza la zafra por lo que los ingenios azucareros empieza a generar energía con biomasa, aspecto que podría ayudar a estabilizar o a bajar las tarifas.

EEGSA licita 120 MW para sustituir de generadora con carbón

La EEGSA lanzó el 31 de octubre del 2019 una licitación de mediano plazo por 120 megavatios (MW) para sustituir el contrato de la generadora con carbón San José que vence el 20 se febrero del 2020.

Las generadoras que salgan adjudicadas deberán de cubrir el período de más de 5 años, del 21 de febrero del 2020 al 30 de abril del 2025.

San José es el último contrato que queda vigente de los que ya existían antes de crearse y ponerse en vigencia la Ley General de Electricidad en 1996.

• Pueden participar generadores distribuidos renovables, centrales de entre 5 y 15 MW y las de 15 MW en adelante.
• El 5 de noviembre empezarán las reuniones informativas.

Jorge Alonso, gerente general de EEGSA explicó que “el último contrato que aún se tiene en vigencia de los que ya existían cuando se puso en vigencia la Ley General de Electricidad, es el de la carbonera San José, el cual vence en febrero, y para ese entonces ya se debe tener contratada la energía que ellos dejarían de suministrar”.

La empresa también tiene previstas otras licitaciones.

Se analiza lanzar otra licitación a para un plazo 15 años. La convocatoria se prevé para mediados del próximo año y se incluiría tanto la electricidad para cubrir el crecimiento de la demanda como el vencimiento de la planta que se busca contratar (por 5 años) para sustituir a la carbonera San José.

Se tienen altas expectativas de participación en las dos licitaciones para que se muy competitiva agregó Alonso quien mencionó “queremos abrir espacios para la geotermia, creemos que para las renovables todavía hay bastantes oportunidades. Por supuesto siempre necesitaremos térmicas para llenar la curva de carga, esa parte siempre necesita acción y respuesta rápida”.

Expuso que ven grandes retos, pero también oportunidades con las nuevas tecnologías que se han ido incorporando.

Entre los retos comentó que “se tiene que generar más oportunidades para los inversionistas, pero ojalá se resuelvan los temas de conflictividad y temas de las comunidades, porque difícilmente alguien que ve lo que está sucediendo confiará en invertir, y si lo hace lo encarecerá porque le incluye costos por el nivel de riesgo que le tienen que cubrir su inversión”.

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Anteriormente, la unidad de Uber lo podía esperar 5 minutos para abordar sin ningún costo; ahora sólo lo esperará 2 minutos, antes de cobrar la tarifa por espera (Q.0.45 por minuto). 

Respecto de la cancelación o anulación del viaje, las tarifas quedan así:

• Si pide el servicio y lo cancela, aunque sea de inmediato, se cobrarán Q2.00.
• Si lo pide y lo cancela después de 2 minutos, tendrá un costo de Q5.00.
• Si cancela el viaje después de 2 minutos se cobrará en función del tiempo que haya pasado después de esos 2 minutos hasta la cancelación, por un máximo de Q10.00. 

De acuerdo con las políticas de la empresa, los usuarios de Uber propensos a los comportamientos groseros, como dejar basura o instar a los conductores a ir más rápido, podrían ser desactivados de la aplicación.

Uber se ha convertido en una de las plataformas de transporte personalizado más utilizada y más segura en varios países, lo que ha causado protestas por parte de los taxis tradicionales.

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El Estado de Guatemala no tiene que asumir esa responsabilidad a pesar de que hay un nuevo fallo en ese sentido dijo el Procurador General de la Nación Luis Donado, en declaraciones a Prensa Libre.

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Agregó que aún se puede apelar, aunque comentó que hasta el 7 de octubre del 2019 esa institución no ha sido notificada.

“Le puedo adelantar que es procedente la apelación y como Estado no podemos dejar de promover cualquier tipo de recurso que nos genere la oportunidad de no tener que pagar eso” agregó.

El 1 de octubre recién pasado, Randolph D. Moss, juez federal de Washington DC, confirmó que el país debe pagar US$21 millones, como desenlace de la demanda en mención.

Sin embargo el funcionario insistió en que el pago “no es procedente”, pero que al tener la notificación se determinará qué tipo de acciones “son las que vamos a impulsar”. Luego de ser notificados tienen 30 días para presentar alguna acción.

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Consultado al respecto el Ministro de Finanzas Víctor Martínez, indicó a Prensa Libre que la PGN es el ente que recibe las notificaciones oficiales y que en el Ministerio no tiene conocimiento que haya llegado informe oficial al respecto.

Respondió que el monto (que menciona el fallo), no está programado en el Presupuesto del Estado del 2019 y tampoco se solicitó para el del 2020 porque no han sido notificados al respecto.

Mantienen postura

Donado dijo que mantienen la postura de otras administraciones de PGN.

Desde el 2016 esa entidad, a cargo de la entonces procuradora Anabella Morfín, expuso ese criterio luego de haberse emitido la resolución de anulación de un primer fallo en el arbitraje internacional interpuesto por la empresa Teco Holding ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi).

La demanda de arbitraje empezó en el 2010, en el 2013 el tribunal emitió un laudo pero ambas partes pidieron la anulación, por lo que se llevó a cabo un segundo arbitraje el cual se resolvió en el 2016.

En ese entonces Morfín explicó que en el caso de anulación no quedaba claro el laudo emitido por los árbitros. Mencionó que en el primer arbitraje se trataba de US$22.1 millones más las costas de US$7.5 millones., por lo que el monto llegaba a US$28.6 millones.

“En el fallo de anulación la condena final es por costas procesales de US$273 mil 652.39 a favor de Teco, y US$142 mil 276.49 a favor del Ciadi” expuso en ese momento la Morfín. “El fallo (del 2016) es bastante confuso… entendemos que al aceptarse la solicitud de anulación presentada por Guatemala, la condena final solo establece las costas” expuso en esa ocasión.

Sin embargo en octubre del 2019, aunque el arbitraje aún está pendiente de una resolución en el Ciadi luego de pasar por varios procedimientos de anulación, Moss, juez federal de Washington DC, falló a favor de la empresa.

El juzgador argumentó que “el intento de Guatemala de volver a examinar los asuntos decididos por el tribunal del Ciadi y un comité ad hoc está en desacuerdo con el propósito del tratado y los términos claros de la legislación de implementación, los cuales están diseñados para crear un proceso racionalizado para hacer cumplir los laudos arbitrales”.

Origen de la demanda

• La primera demanda internacional de Teco Holding se originó por su desacuerdo en Valor Agregado de Distribución (VAD) y la fijación de las tarifas por distribución de energía de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA) que hizo la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) para período 2008 y 2013.
• Teco en ese entonces era accionista de EEGSA.
• La compañía alegó se violó el Tratado de Libre Comercio de Estados Unidos, Centroamérica y República Dominicana, debido a la reducción de los ingresos de los inversores, según argumentó Teco.
• El VAD es el monto máximo que las compañías de distribución de energía pueden cobrar al usuario por ese servicio. Los montos deben servir para la operación, administración y mantenimiento de la red, así como para nuevas inversiones.
• Inicialmente la demanda de Teco Holdings contra el Estado Guatemala fue de US$350 millones.

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Rodrigo Fernández es el nuevo presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), ente regulador del mercado eléctrico del país encargado, entre otras funciones, de aprobar o fijar las tarifas al usuario y emitir otras normativas.

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Salida de directivos de CNEE tomó por sorpresa al sector eléctrico

Uno de los retos que tienen por delante es afrontar los procesos legales entablados por Energuate ante su desacuerdo por el monto de Valor Agregado de Distribución (VAD) aprobado por el directorio anterior.

Fernández es abogado con expertise en derecho eléctrico, ejercía como viceministro de Energía hasta la semana pasada cuando fue nombrado como comisionado, junto a Rafael Argueta y Ángel García, en sustitución de los directores que ejercían en el cargo desde mayo del 2017.

¿A qué se debe el cambio de directores de la Comisión por parte el presidente Jimmy Morales?

El motivo de la remoción de los directores no nos lo comunicaron. El procedimiento que fija la ley es que hay unas ternas (elegidas por tres sectores) y el Presidente de la República elige la conformación de la Comisión basado en ellas y cuando hay vacantes se toman en consideración los miembros suplentes.

¿Les dio alguna directriz específica?

El Presidente lo único que nos comunicó es la sustitución de los directores y nuestro nombramiento.

Junto con los ingenieros (Rafael) Argueta y (Ángel) García, conformábamos las ternas y dentro del procedimiento eso es lo que corresponde (para la sustitución). No recibimos ninguna directriz, simplemente se nos convocó para conformar la comisión.

¿El cambio de directores podría tener relación a desacuerdos ante la decisión de los anteriores comisionados respecto del Valor Agregado de Distribución (VAD) propuesto por Energuate y en donde la empresa pedía que se les reconozcan montos de pérdidas por conflictividad?

El cambio es una prerrogativa presidencial. Él (presidente) nombra a la Comisión y por lo tanto tiene la capacidad legal de removerla.

Respecto al tema del VAD de Energuate estoy enterándome de que hay procedimientos legales planteados (por la distribuidora), hay varios amparos. Ahorita nos corresponde seguir el curso legal de los procedimientos ya iniciados.

¿Qué recursos planteó Energuate?

Hay recursos que planteó y que el ministerio (de Energía) resolvió en alzada (por la vía administrativa).

También hay otros recursos ya que la Comisión consideró que la revocatoria no era el recurso idóneo para impugnar como lo hizo la distribuidora. Esos recursos (planteados por la distribuidora) son los que se están peleando en los tribunales de primera instancia constituidos en tribunal de amparo.

Los amparos presentados obedecen a un tema estrictamente procedimental.

Ahora como Comisionado ¿sostendrá la postura del directorio anterior de mantener este VAD o considera que es necesario revocarlo y aumentar el monto para las distribuidoras?

No le podría adelantar opinión, estamos apenas tomando posesión, revisando expedientes y poniéndonos al día de los temas urgentes. No me atrevería darle de momento alguna opinión al respecto.

¿Cuáles serán las prioridades al frente de la CNEE?

Fui nombrado presidente de la Comisión, en lo que me quisiera enfocar es en lo mismo que hicimos en el viceministerio de Energía, es decir en fortalecer las capacidades del personal.

La Comisión tiene un mandato legal específico acerca de que es el órgano técnico del Ministerio de Energía y Minas (MEM), entonces lo que buscaré es reforzar la capacidad técnica del personal.

Ya hay personal capacitado que lleva muchos años de trabajar en este ente, el porcentaje de la rotación de personal es bajo, pero yo le apuntaría a mantenerlos capacitados con los conocimientos más actualizados porque en los temas de software, que son las llaves para analizar mercados, siempre hay cosas nuevas.

Además, hay temas muy puntuales como cierta lentitud para resolver ciertos temas por lo que le apuntaríamos a mejorar la capacidad de reacción de la Comisión.

¿En qué temas han estado lentas las resoluciones?

El volumen de expedientes que maneja la Comisión hace que sea a veces poco ágil en reaccionar.  Le apuntaría a mejorar el tiempo de reacción. Vamos a simplificar procedimientos, optimizar herramientas informáticas con ese fin.

La Comisión tiene en sus manos algunos retos como establecer las tarifas para los usuarios. Es un momento con un invierno poco lluvioso y baja generación hidroeléctrica ¿qué tratamiento se le va a dar ya que podría haber un efecto en las tarifas para el próximo trimestre?

Se deben seguir los procedimientos que están definidos en la ley y el reglamento. La Comisión es un órgano técnico con mecanismos ya definidos entonces se deben echar a andar los mecanismos de ajustes ya establecidos.

En el caso de cobro de alumbrado público ¿qué seguimiento le daría a este caso?

Como directores hasta ahorita estamos enterándonos de los temas relacionados a ese tema desde el punto de vista de la Comisión.

La última acción que hice como viceministro en el tema fue remitirle a la Comisión de Energía del Congreso el proyecto de ley que habíamos trabajado el año pasado en unas mesas técnicas que tuvimos con diputados, distribuidoras e incluso con la Asociación Nacional de Municipalidades (Anam).

Habíamos trabajado un proyecto de ley tratando de estandarizar un poco el tema del (cobro del) alumbrado público y en la última citación que tuvimos de la Comisión de Energía se nos requirió esa propuesta y ya la mandamos.

¿Qué se propone en ese proyecto?

Es más que todo para estandarizar el cobro del alumbrado público. En el proyecto se propusieron reformas a varias leyes y una fórmula para calcular la tasa de alumbrado público por municipio de forma estandarizada de acuerdo a la capacidad de cada municipio, se tomaban en cuenta varios factores.

Aunque en el país hay excedente de capacidad instalada de generación de energía con respecto a la demanda ¿considera que se debe seguir licitando más generación en general o de algún tipo de recurso en particular?

En la Comisión nos enteramos ahora de que se estaban estudiando las nuevas licitaciones, ahí el objetivo final no es para variar la matriz de generación sino para mantener abastecido a los usuarios, eso está en estudio.

Considero que hay que seguirle apuntando en darle prioridad a las energías renovables, pero puntualmente del quehacer de esta entidad aún estamos enterándonos del tema, por lo que tampoco le puedo adelantar opinión como Comisión.

Al asumir la presidencia de la CNEE dejó el cargo de viceministro de Energía. ¿Qué pasará con el cargo que posee como representante de Guatemala en la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (Crie) y la cual preside?

En Crie sí puedo mantener el cargo, es el regulador regional, idealmente en todos los países de Centroamérica el representante en esa comisión pertenece al ente regulador nacional.

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Aunque la Comisión no aprobó a Energuate el total del costo de la red ni el total de las pérdidas, sí les reconoce un programa de inversión de hasta US$55 millones para el plazo de cinco años para combatir el robo de energía y pérdidas no técnicas dentro el nuevo Valor Agregado de Distribución (VAD) que cobró vigencia el 1 de julio del 2019.

El VAD es el monto máximo que pueden cobrar las compañías a los usuarios por el servicio de distribución. El cobro, que también se le conoce como cargo por distribución, se hace por cada kilovatio hora consumido y va incluido en la tarifa que se refleja en la factura mensual al usuario.

Herrera explica en el extracto de entrevista acerca de tales decisiones y las innovaciones que incluye el nuevo estudio.

Las nuevas tarifas por distribución de energía de Deocsa y Deorsa y el cobro fijo, que varían con el nuevo VAD, están en vigencia a partir del 1 de julio ¿a partir de cuándo se deben incluir a las facturas de los usuarios?

Los valores consignados en las resoluciones de la CNEE que aprueban el VAD y el pliego tarifario, entraron en vigencia a partir del 1 de julio, a partir de esa fecha se deben incluir en las facturas. Debido al corrimiento del asueto (del Día del Ejército) las distribuidoras empezaron a emitir facturación desde el 2 de julio.

En total el VAD aprobado para Energuate es más alto que el del quinquenio anterior ¿Por qué en varios segmentos bajó el cobro de este cargo al consumidor?

Se dan reducciones en el cargo fijo y en el cargo por distribución, este último está incluido en el costo de kilovatio hora que se factura al usuario.

Se ven algunas reducciones en los cargos fijos sobre todo en las tarifas de baja tensión simple y baja tensión simple social (Tarifa Social y No Social), la mayor parte de los usuarios de Deocsa y Deorsa están incluidas en estas dos categorías tarifarias, aunque también tiene usuarios en otras categorías en menos cantidad.

Cuando se hace una revisión tarifaria se analizan los distintos costos que deben ser integrados a las tarifas, los niveles de demanda de energía de parte de los usuarios y la cantidad de usuarios que se proyecta que una distribuidora va a tener en un periodo, en este caso de un quinquenio.

Resultado de esas proyecciones y eficiencias en costos que se observaron en el estudio tarifario son las cifras aprobadas en el pliego.

Entonces el incremento del Valor Nuevo de Remplazo (VNR) o el costo de la red como se le llama en términos más coloquiales, lleva un incremento de la red a futuro, pero no es simplemente un crecimiento monetario sino lleva asociado el costo de crecimiento de demanda y un costo de eficiencia en la distribución de la energía eléctrica.

Es decir, subió el costo, pero también va creciendo el número de usuarios y el consumo energía y por ello se puede reflejar una reducción en el cobro al usuario.

¿Qué porcentaje de pérdidas se le está reconociendo a cada distribuidora y por qué conceptos?

Las pérdidas de las distribuidoras están integradas por pérdidas técnicas y no técnicas.

Las técnicas corresponden a las cantidades de energía y potencia que por temas ingenieriles o temas técnicos la red tiene un valor de pérdidas, estas son perfectamente medibles.

Las pérdidas no técnicas responden a otros factores entre los cuales está la no lectura, deficiencia en los sistemas de facturación y otros actos asociados como por ejemplo el consumo de energía que no se paga y otros, que ya no responden a un factor técnico sino responde a factores comerciales o de gestión de una distribuidora.

En el actual pliego tarifario que se emitió para el período 2019-2024, se han reconocido los mismos niveles de pérdidas que se venían reconociendo en el quinquenio anterior. Para Deocsa se reconoció 16.7% y para Deorsa, 16.5%. Estos son los valores que se le reconocen en la tarifa a las distribuidoras en concepto de pérdidas.

Energuate solicitó que se le reconocieran entre las no técnicas las pérdidas por robo y conflictividad ¿Se reconoció algo al respecto?

Se indicó que la distribuidora estaba pidiendo el reconocimiento de esos fondos, pero en el quinquenio anterior ya existe un componente de perdidas no reconocidas, es decir que la distribuidora ya estaba recibiendo una remuneración por ese concepto y seguirá recibiendo un porcentaje igual. Históricamente en las últimas tres revisiones tarifarias ya se incluía este concepto.

Para Deocsa lo reconocido es 4.49% y para Deorsa 3.93% sobre la red de media tensión.

En algún momento en información que circuló en medios se hablaba de que pedían reconocer el doble, pero creemos que los valores reconocidos de pérdidas no técnicas corresponden a los valores de la gestión de una empresa que efectúa sus ciclos comerciales, que hace esfuerzos por combatir todas aquellas actividades que provocan estas pérdidas.

Creemos que estos valores contienen lo que técnicamente e históricamente es correcto y ha correspondido a lo que la distribuidora puede manejar dentro de su gestión de pérdidas.

Menciona que se reconoce otro rubro que tiene relación con este tipo de pérdidas. ¿De qué se trata?

En ningún momento se le está cortando, negando o dejando sin recursos a las distribuidoras para combatir la problemática que ellos han venido mencionando durante bastante tiempo.

En la tarifa ya se está pagando un porcentaje de esas pérdidas (por robo y conflictividad) y a partir de ahora adicionalmente la distribuidora puede recuperar la inversión de un plan para combatir esas pérdidas ya que aparte de los valores de pérdidas no técnicas, para este quinquenio se ha dejado la posibilidad (a las distribuidoras) de reconocimiento de todos los costos de un plan específico para combatir las perdidas no técnicas.

Fue propuesto por la distribuidora dentro de sus planes de inversión, mencionando estas actividades. No específicamente habían dicho que harían un plan como este, pero al final la disposición que se emitió fue dejarlo como un plan para ese objetivo.

El monto que se puede llegar a reconocer es de US$55 millones, con un máximo de US$11 millones anuales.

Es un monto adicional de los porcentajes de pérdidas, en el cual se le está dando la oportunidad a la distribuidora de que ejecute el plan, de que realice las campañas, planes educativos, marketing, obras en la red, gestiones de cobro, inspecciones y normalización de suministros que están integrados en el plan de trabajo para combatir este robo de energía y pérdidas no técnicas.

Debe comprobar esa ejecución con todas las pruebas y respaldos documentales de costos ejecutados, fotografías, videos, actas de reuniones con la sociedad civil.

Energuate pidió que se le aprobara un valor de la red de alrededor de US$1 mil 400 millones, pero la comisión autorizó entre US$945 millones y US$1 mil millones. ¿Cuáles son las razones por las que no se aprobó el total solicitado por las distribuidoras?

Es un proceso largo, toma normalmente un año y la emisión del pliego de Energuate ha llevado más de un año.

Desde que la distribuidora presenta su estudio tarifario se hacen análisis de distintas etapas y la distribuidora va haciendo propuestas acerca de la forma óptima y adecuada de prestar el servicio y la atención, valorización de las redes, gestiones comerciales, operación y mantenimiento. La distribuidora presenta sus propuestas y la Comisión las analiza y critica dentro del marco de legal de los términos de referencia y buenas prácticas basado en la Ley General de Electricidad y su reglamento.

Como Comisión debemos revisar si esto responde a ratios eficientes, y se han emitido observaciones y se ha ido reduciendo el monto. Al final el monto que se considera como eficiente para la prestación del servicio y que cumple con parámetros de una red económicamente adaptada y óptimamente dimensionada para los servicios que se requieren son los valores que al final se han aprobado.

¿Si la empresa no está de acuerdo aún existe algún recurso legal para impugnar?

Al ser una resolución emitida por un ente administrativo, en este caso la Comisión de Energía, ellos cuentan con recursos legales para oponerse si este fuera el caso.

En el actual estudio y pliego tarifario para cinco años se ha aprobado algunas innovaciones. ¿Cuáles son?

Aparte del tema de plan de combate de pérdidas no técnicas que otras innovaciones hay en este estudio.

Uno muy importante es que se reconocerá el desarrollo de proyectos de electrificación rural. Para los proyectos de electrificación más allá de la obligación de energizar a los usuarios la franja de 200 metros alrededor de sus instalaciones.

Es decir, se le está dando a las distribuidoras la oportunidad de que energicen comunidades al costo más allá de los 200 metros y que esos proyectos le pueden ser reconocidos en tarifa si justifican la inversión.

Esta opción es nueva para Energuate, a la Empresa Eléctrica de Guatemala ya se le había aprobado en el VAD que entró e vigencia en agosto del 2018.

También se incluye un plan de inversión para regularización de las instalaciones eléctricas que ponen en riesgo la vida de las personas. Se le podrá reconocer las campañas de concientización al usuario y campañas de trabajo con las municipalidades para reglamentos de construcción y emisión de licencias de construcción y los costos que deriven de mover las redes de los lugares en que esté en riesgo la vida de las personas.

Se aprobaron también la posibilidad de reconocer la construcción de puntos de backup, es decir, de circuitos para hacer una red más robusta, por ejemplo, en las redes que son muy largas esto ayudará a que el voltaje se mejore y que a la hora de haber una falla se deje sin servicio solo un ramal y no un área mayor.

Tarifas horarias para los usuarios son otras innovaciones, además se fijó las tarifas para uso de equipo que es de difícil medición como vallas, mupis, semáforos y otros.

Las solicitudes y argumentos de Energuate:

• Las empresas de Energuate (Deocsa y Deorsa habían solicitado US$1 mil 426.6 millones por el Valor Nuevo de Remplazo o valor de la red para el período del 2019 al 2024.
• La CNEE fijó esa cifra en US$945 millones, monto que puede subir a US$1 mil millones al integrarse más inversiones.
• En febrero del 2019 Energuate informó que tienen pérdidas de US$50 millones anuales por conflictividad social de los cuales US$28 millones son por robo de energía de forma directa y US$22 millones que el usuario “no paga en facturas a la distribuidora, sino que le paga a grupos al margen de la ley que incentivas este tipo de comportamiento”.
• La CNEE reconocía en el VAD pasado el 13% de pérdidas, sin embargo, las pérdidas de la compañía son superiores al 20%, de las cuales la mitad son pérdidas técnicas y la otra mitad por robo de energía añadió la empresa en esa oportunidad.
• Las distribuidoras propusieron para el plazo del 2019 al 2024 que les fueran reconocidas pérdidas de alrededor de 17% en promedio ya que se incluyó en el estudio acciones de eficiencia para reducirlas.
• Energuate no ha emitido opinión acerca del nuevo VAD aprobado por la CNEE para el plazo en mención.

Tarifas y cargos autorizados al usuario

Luego que entró en vigor el nuevo VAD, los cargos o cobros que se hacen al usuario quedaron así:

• El cargo fijo (cobro por gastos de administración mensual) bajaron alrededor de Q5 en cada distribuidora, de Q17.41 a Q12.28 en Deocsa, mientras que en Deorsa disminuyó de Q17.54 a Q12.08.
• Este segmento incluye los usuarios residenciales tanto para Tarifa Social como Tarifa No Social y pequeños negocios y comercios.
• El cargo por distribución (VAD) bajó Q0.05 para Deocsa y se fijó en Q0.54, mientras que para Deorsa disminuyó Q0.04, y quedó en Q0.50

Aparte es el cobro por generación y transporte de energía, así como las tasas del IVA y de alumbrado público.

Empresarios rechazan por cobros al usuario por robos

El martes 9 de julio la Cámara de Industria de Guatemala (CIG) manifestó su desacuerdo acerca de que costos por el robo de electricidad se traslade a los usuarios.

Solicitó acciones por parte de los diferentes organismos del Estado para reducir, combatir y castigar el robo de energía eléctrica. Refieren que hay más de mil denuncias por robo de energía existentes en el Ministerio Público.

En tanto la Cámara del Agro indicó la población no debe pagar los costos por los delitos cometidos por las estructuras de crimen de robo de energía.

De igual forma pide a las instituciones que se impulsen las acciones necesarias para combatir el robo de ese suministro.

(Actualizada con postura de las cámaras empresariales).

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“Se pidió al concejo para explicarles las tasas vigentes y en las cuales hemos estado cobrando, no ha habido ningún cambio, pero tenemos todas esas autorizaciones y acuerdos municipales en varios años y diferentes épocas entonces queremos realizar una agrupación sin modificar los cobros, es solo para tenerlos en un solo acuerdo municipal”, indicó Juan Carlos Cifuentes, director de la Emax.

Según lo establecido desde el 2013, el cobró del metro cubico de exceso es de Q2.50 en los usuarios residenciales, Q0.56 en los comerciales y Q15 en los industriales.

De acuerdo con Cifuentes tener “agrupadas” las diferentes tasas de la Emax ayuda para “ordenar la empresa” y “no es un incremento”.

En las tarifas ratificadas por el Concejo también se incluyeron “tasas que no generan cuenta corriente, en este grupo se encuentran servicios como la reconexión del servicio de agua, esta tiene un costo de Q150.

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“En el pasado era por paja de agua, que son 60 metros cúbicos al mes, pero con el transcurso de los años ha disminuido, para la preservación del recurso hídrico, luego fueron autorizados 30 metros cúbicos, ósea media paja de agua, pero a partir del 2008 es un cuarto de paja, que son 15 metros cúbicos, esta es la cantidad de dotación que tiene derecho el usuario”, indicó Cifuentes.

Agregó que a partir “de esa dotación” se cobra un exceso que  son parte de las tasas que se establecieron a partir del 2013. “Antes nadie le ponía atención a 45 centavos que se cobraban por el excedente”.

Para un camión cisterna el precio es de Q25 por metro cubico, el cambio del contador de agua la tasa es de Q58 y Q1 mil por el derecho de un cuarto de paja de agua. Para trasladar el contador de “agua potable”, los vecinos deben pagar Q112.

“Con esto se minimizan errores de informática ya que las diferentes tasas estarán en un solo acuerdo y no en 30”, concluyo el director.

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Los usuarios deben tomar en cuenta aparte del cobro por el servicio de energía, que se detalla a continuación, en la factura mensual también se incluyen otros cargos, como el cargo fijo por administración, tasa de alumbrado público cuyo porcentaje o monto fijo varía en cada municipio, y el 12% del IVA.

En la factura debe ver el detalle de cargos, ahí le indica el que se refiere a energía, el precio y los kilovatios consumidos en ese mes.

Según los segmentos de consumo a los usuarios les deberán seguir apareciendo las siguientes tarifas en sus facturas:

Segmento de consumo de 1 a 60 kilovatios:

Sobre la Tarifa Social aprobada para las distribuidoras EEGSA, Deocsa y Deorsa, se mantiene el subsidio de forma que el usuario seguirá pagando por cada kilovatio hora al mes (kWh), Q0.50.

Consumo de 61 a 88 kilovatios:

En las tres compañías los usuarios pagan Q0.75 por kWh, ya que el resto de la tarifa se cubre con el subsidio.

De 89 a 100 kilovatios:

En EEGSA ya no son cubiertos por el subsidio por lo que usuarios seguirán pagando Q1.22 por kWh al mes en junio y en julio.

En Deocsa, la tarifa aprobada para junio y julio es de Q1.86 por kWh al mes. Pero el subsidio cubre alrededor de Q0.20 y pagan alrededor de Q1.66.

En Deorsa, la tarifa es de Q1.76 por kWh, el subsidio también es de alrededor de Q0.20, por lo que el usuario paga Q1.56 por kWh en junio y julio.

Consumos de 101 a 300

Quienes consumen de 101 a 300 kWh al mes son parte de la Tarifa Social pero no son subsidiados.

En las tarifas reguladas, cada tres meses se aplica un ajuste por medio de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) por lo que en agosto podrían variar las tarifas.

A mediados de mayo el Instituto Nacional de Electrificación (Inde), decidió modificar la estructura del subsidio, argumentó en ese momento que no le alcanzan los fondos para cubrir todo el monto necesario para el año 2019 y que pone en riesgo las finanzas de la entidad.

Sin embargo el 30 de mayo revocó esa decisión y el Inde seguirá absorbiendo todo el costo anual.

El subsidio también se mantendrá para los usuarios de las Empresas Eléctricas Municipales de Retalhuleu, Santa Eulalia, Joyabaj, Zacapa y la Empresa Municipal Rural de Electricidad de Ixcán, indicó ese ente.

Para este año el Gobierno y el Congreso no asignaron fondos en el Presupuesto del Estado del 2019 para apoyar el pago de este subsidio y todos los fondos deberán salir del Inde.

En el 2017 y 2018 se había aportado Q300 millones anuales para garantizar la sostenibilidad del subsidio a la Tarifa Social.

Advierten riesgos y piden apoyo

El Inde cubrirá el resto del subsidio, pero directivos de la institución hicieron varias peticiones para evitar riesgos financieros a esa entidad y garantizar la sostenibilidad del beneficio para la Tarifa Social:

• El consejo aprobó que se disponga de los fondos del Inde para completar el aporte al subsidio durante todo el año.
• Se solicitó revisar el enfoque de la tarifa social con base en las condiciones socioeconómicas de los usuarios y que no se aplique a quien no lo necesita, porque en la actualidad también se beneficia a oficinas, cajeros automáticos y otras entidades.
• Qué se haga un catastro de usuarios para determinar quiénes deben ser beneficiados en realidad con ese subsidio.
• Se pidió que se conforme una mesa técnica para analizar y efectuar estudios sobre el impacto de las finanzas del Inde.
• Revisar las bases legales para las modificaciones.
• Hacer las gestiones necesarias para que se incorpore en el presupuesto del 2020 un aporte del Gobierno para cubrir el subsidio, y que no toda la carga financiera recaiga en el Inde.
• Se explicó que desde hace dos años los directivos han advertido que ese ente ya no puede sostener el total del aporte al subsidio, sino que solo el equivalente al 15% de sus ingresos porque perjudica sus finanzas y opciones de inversión en más proyectos.

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Dicha comisión publicó en el Diario de Centro América las nuevas tarifas que las distribuidoras deberán aplicar a los usuarios a quienes presta el servicio.

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En base a datos de las distribuidoras proporcionados recientemente y la forma de aplicación del subsidio a la energía los usuarios que consumen de 89 kilovatios hora al mes en adelante percibirían alzas en sus facturas.

En esta ocasión el incremento más alto fue para los usuarios de EEGSA, distribuidora que cubre las áreas de Guatemala, Escuintla y Sacatepéquez.

En el caso de la Tarifa No Social para la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA) queda en Q1.30 por kilovatio hora al mes (kWh), un alza de Q0.07.

Mientras que la de Deocsa llega a Q1.98 y Deorsa a Q1.85, según los datos en la resolución de la CNEE, estos significan el incremento de Q0.03 por kWh en cada una.

De continuar esa tendencia la de Deocsa estaría a punto de llegar a los Q2 por kWh en los próximos trimestres.

El segmento conocido como tarifa no social, que integra a los usuarios con consumos de 301 kWh al mes en adelante, no tiene subsidio.

Respecto al comportamiento por trimestre, en EEGSA se registran tres trimestres de alza, desde noviembre del 2018. El incremento desde ese plazo hasta la tarifa que cobrará vigencia en mayo es de Q0.22.

En el caso de las distribuidoras de Energuate, las alzas llevan seis trimestres desde febrero del 2018. En ese plazo los incrementos han representado Q0.21 en Deocsa y de Q0.18 en Deorsa.

Tarifa Social y subsidio

En tanto para los usuarios de Tarifa Social las nuevas tarifas son de Q1.22, el alza en este caso es de Q0.05.

Para Deocsa y Deorsa las nuevas tarifas son de Q1.86 y Q1.76 respectivamente con aumentos de alrededor de Q0.02.

En el caso de la tarifa social, el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) informó en marzo pasado que posee recursos para sostener el subsidio a la energía en las condiciones actuales hasta el 31 de mayo. Para el resto del año esperan aportes del Estado. Ese ente indicó que no fue incluido en el Presupuesto del 2019 un monto específico que el Gobierno ha adjudicado en dos años anteriores.

El Gobierno anunció en esa ocasión que buscan opciones para mantener la cobertura del subsidio.

¿Cómo se aplica el subsidio?

Energuate atiende a 1 millón 850 mil usuarios de los cuales 97% están en el segmento de tarifa social, EEGSA atiende a 1 millón 269 mil 572 clientes, y el 89.3% son de tarifa social, según datos de las empresas a febrero pasado.

Sin embargo, el subsidio se aporta según el rango de consumo y a la fecha hay algunos rangos que ya no cuentan con este beneficio.

• A la fecha a quienes consumen de 1 a 60 kWh el subsidio se otorga de manera que el usuario solo pague Q0.50 por kWh por energía más el resto de cobros en su factura (cargo fijo por administración, tasa de alumbrado público según cada municipio y el IVA).
• Quienes consumen de 61 a 88 kWh al mes se le subsidia de forma que paguen solo Q0.78 por kWh al mes.
• Quienes demandan de 89 a 100 kWh cada mes, se les aplica el beneficio, pero se les va reduciendo de forma escalonada cada trimestre, hasta llegar a pagar la Tarifa Social Plena. Los datos de las distribuidoras proporcionados en marzo refieren que en las tres compañías este último grupo ya no tiene subsidio, según la reestructuración con reducción con escalonamiento paulatino efectuada por las autoridades.

Con base a esos datos los usuarios que consumen de 89 kilovatios hora al mes en adelante percibirán alzas en sus facturas.

Aspectos que impactaron al alza

Jorge Alonso gerente de EEGSA explicó que para calcular la tarifa que entrará en vigencia en el trimestre que empieza el 1 de mayo, se reportan los costos de generación de energía del trimestre anterior que por la temporada de verano tiene baja generación con agua, además refiere que se ha registrado alza en los combustibles derivados del petróleo por lo que tanto los costos de contratos y de mercado de oportunidad han representado un incremento.

El ejecutivo explica que el aumento a aplicarse en el trimestre próximo pudo haber sido mayor pero que se logró reducir a la mitad el impacto en la tarifa al usuario al usar la normativa que les permite diluir la recuperación de los costos en varios trimestres.

“Hay un artículo en el reglamento de la Ley General de Electricidad que permite que la distribuidora, de acuerdo con la CNEE, pueda retrasar la recuperación de costos incurridos en el trimestre anterior, que sirve de base para calcular las tarifas” dijo Alonso al agrega que “si hubieramos traslado todos los costos de adquisición de generación de energía en los que incurrimos, el incremento hubiera sido mayor”, añadió.

Para el 2019 se prevé que sea un año con un invierno con poca lluvia, agregó el ejecutivo.

Por aparte Dimas Carranza, gerente de regulación y tarifas de Energuate, indicó que hasta medio día de este viernes la CNEE no les había notificado las resoluciones al respecto. Sin embargo, esperan ese aviso para analizar y determinar las razones por las cuales las tarifas están variando en este trimestre.

Aparte del comportamiento del invierno y alzas a precios del petróleo hay que considerar que para esta tarifa también se toma en cuenta la proyección de costos de generación proyectados para el año estacional que empieza en mayo, que incluye estimaciones en base al comportamiento del invierno, las indexaciones de los contratos de generación térmica como carbón, búnker y gas natural, explicó.

Por la temporalidad, por el verano, algunas hidroeléctricas no están aportando como en épocas de invierno como los meses de enero, febrero y marzo que son de sequía, y sirven de base para calcular la tarifa próxima, expuso.

Comisión de energía explica los incrementos

• Las alzas en las tarifas se han dado por incrementos en los precios internacionales de los combustibles utilizados para la generación, entre ellos el carbón que subió 25% entre abril de 2018 y febrero 2019, según la CNEE.
• Además, argumenta un efecto por el tipo de cambio del dólar frente al Quetzal.
• La generación eléctrica con combustibles, como carbón y derivados del petróleo, cobra mayor participación en el trimestre de enero a marzo, costos que se toman de base para calcular las tarifas, ante la reducción de la generación hídrica por efectos de las estaciones del clima ya que es época de verano.
• Estas variables también han impactado en el precio de oportunidad (compra venta de energía son contrato) en el Mercado Mayorista, el cual ha registrado un incremento del 45% comparado con el mismo primer trimestre del 2018.
• La CNEE argumenta que aún con estas contingencias las variaciones en las tarifas se han podido amortiguar debido a la evolución y diversificación que ha tenido la matriz de generación de energía eléctrica.

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Para ello, entre abril próximo y octubre se realizará el proceso educativo y de capacitación, y se prevé empezar a aplicar las tarifas diferenciadas por horarios entre noviembre de este año y febrero del 2020.

El objetivo es que para el ajuste trimestral, que entrará en vigor el 1 de febrero del 2020, ya se le cobre a todo ese segmento bajo el sistema de tarifas horarias, dijo Ricardo Méndez, gerente comercial de EEGSA.

La primera fase de cambio se dirige a los clientes del segmento denominado con tarifa con demanda, que está conformado por 11 mil usuarios, en su mayoría por comercios e industrias medianas, algunos servicios como hoteles de alrededor de 40 habitaciones y restaurantes, ejemplificó el ejecutivo.

El fin es hacer eficiente el uso de la energía para aprovechar las horas de menos consumo entre las 10 de la noche y seis de la mañana del día siguiente, para lo cual habrá tarifas menores.      Este es conocido como “hora valle” en la curva de demanda diaria.

Por ahora la distribuidora está adquiriendo los medidores —contadores— con tecnología moderna que permita hacer esa diferenciación en las tarifas.

“Esa tecnología permitirá informar al cliente acerca de cuál es su gráfica de consumo y aproveche al máximo su eficiencia para que tome las medidas de ahorro pertinentes” expuso Méndez.

Otro punto clave es que los negocios, que por su tipo de actividad así se los permita, puedan disminuir su consumo en los horarios de máxima demanda de 6 de la tarde a 10 de la noche, en la cual la generación de energía y la potencia es más cara, y puedan migrar su demanda adecuando sus actividades o producción para la noche o madrugada.

Para los segmentos de Baja Tensión Horaria con Demanda y Media Tensión Horaria con Demanda, las tarifas fueron autorizadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) dentro de la resolución que aprueba el pliego tarifario y Valor Agregado de Distribución (VAD ) de EEGSA para el plazo  2018-2023.

Posteriormente a ese proceso se empezará a hacer el cambio para los consumidores residenciales o comercios menores. Sin embargo, para estos dos segmentos la decisión es opcional, a solicitud de cada usuario.

En este caso la intención es que las personas puedan aprovechar para usar vehículos eléctricos y que pongan a cargar las baterías entre las 10 de la noche y las seis de la mañana, y modificar otros consumos con aparatos que se puedan programar.

Aquí también podrían entrar pequeñas panaderías que puedan cambiar la tecnología en sus hornos comentó Méndez.

Registran ahorro

EEGSA probó por dos años una flotilla de vehículos eléctricos y comprobó que es 40 por ciento más económico y eficiente en comparación con un motor de gasolina.

El estudio demostró que un vehículo tradicional necesita 0.025 galones de combustible para recorrer 1 kilómetro, lo que representa un costo de Q0.55, mientras que un auto eléctrico consume 0.22 kilovatios hora por la misma distancia, que equivale a Q0.32.

Zambrano mencionó las  ventajas de los vehículos eléctricos, al no estar en movimiento no consume energía, por lo que en un congestionamiento no genera gasto.

Otra ventaja es el bajo costo de mantenimiento, esto se debe a que posee menos piezas que sufren desgastes y no necesita lubricantes.

Los vehículos  se  encuentran disponibles en el mercado guatemalteco,  ofrecen en promedio  120 km de autonomía por recarga, además de  y velocidad máxima de hasta 110 kilómetros por hora.

En el área metropolitana se estima que una persona recorre menos de menos de 50 kilómetros por al día para desplazarse.

Los modelos de vehículos que ya han entrado al mercado guatemalteco son bicicletas, automóviles, motocicletas y vehículos de carga, con empresas como  Renault, Luka, 4tech, Shung Feng, entre otras.

Segmento de autoproductores crece 20%

Los usuarios de electricidad tienen la opción de convertirse en autoproductores de energía y rebajar su gasto en ese servicio.

La EEGSA cuenta con ese segmento, y solo entre el 2017 y el 2018 creció 20%, llegando a dos mil 149 usuarios.  A febrero del 2019 ya hay 2 mil 195.

Méndez explicó que son usuarios que generan con paneles solares y se prevé mantener ese crecimiento anual, ya que en promedio se conecta un usuario diario.

Para ello deben pedir a la empresa una evaluación, verificación y autorización. Deben instalar sus generadores.

Se les cambia el medidor, para que pueda contabilizarse la energía que aportarán al sistema, como la que demandan y hacer un balance para emitir el cobro o la rebaja en la factura mensual.

Para la instalación de paneles solares paga generar 05 kilovatios (kW) se logra con dos paneles, la inversión necesaria es de alrededor de Q5 mil. En tanto para 1 kW se necesitarían tres paneles, Q 10 mil, además se estima un retorno de inversión de 5 a 7 años, según mencionó Zambrano.

Cambia forma de demanda

Especialistas en temas de energía como Enrique Moller, socio legal de la firma EY Guatemala y Dafna Siegert de Advisory de Colombia, explicaron que la tecnología moderna está impulsando una nueva forma de demanda que cobrarán auge entre 15 a 20 años.

Estos cambios incluirán más autogeneración de energía y los excedentes no solo a la compañía distribuidora sino hasta llegar a establecer sus propios clientes.

Empezará por cluster de industrias, centros comerciales y edificios, pero posteriormente se ampliará grupos de personas organizados o en forma individual para autogenerar, por lo que las compañías y regulaciones deberán adaptarse al cambio.

Según Moller, Guatemala está en una fase inicial.  En los cluster o grupos empresariales se verán transformaciones importantes en los siguientes años seis años y en lo individual entre 15 a 20 años, añadió.

Por ello las empresas deben cambiar su esquema y modelo de negocio, y en el área pública se deben cambiar reglamentos y normativas. Por ejemplo como redes inteligentes pequeñas de grupos de usuarios que también empezarán a generar, aún no está regulado. Las transformaciones más importantes vendrá en pocos años, añadieron.

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El viernes se registraba en US$102.20 el megavatio hora MWH en el horario de 6 de la mañana a 6 de la tarde (conocido como banda media), mientras que para este lunes se tenía previsto en US$99.05 MWH, según datos de precios previstos informados por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) comentó Melvin Quijivix, gerente de la firma consultora X´agon.

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Explicó que el promedio registrado en diciembre en ese horario fue de US$54.71 por MWH, mientras que en enero estuvo en promedio de US$75.

Las razones de este incremento según el consultor es que aparte de haber menor generación con hidroeléctricas como efecto de invierno poco copioso en el 2018, por lo cual se ha tenido que convocar más generación con carbón y el petróleo, estos recursos han registrado alzas en los precios internacionales.

A esto se une que la generadora con carbón, Jaguar, una de las más grandes del país salió de operación por mantenimiento programado.

Durante la madrugada y hasta las 6 de la mañana los precios están entre US$46 y US$67 según los precios previstos informados por el AMM. Después de las 6 de la tarde están ente US$46 y US$77.

¿Tendrá un efecto en la tarifa a los usuarios?

En las tarifas social y no social podría tener otros impactos.

“Nos preocupa muchísimo” dijo Jorge Alonso, gerente de Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa).

Explicó que, aunque la distribuidora tiene contratos con generadores para cubrir el suministro a los usuarios de esa firma, varios estos son bajo la figura con opción de compra.

Es decir que se adquiere el más barato entre los dos. Compran de los generadores contratados solo si el precio es menor al spot.

Al registrar este tipo de alzas, obliga a comprar a precios más altos y se deja de aprovechar la opción con la mayor rebaja explicó Alonso al mencionar que con ese comportamiento “los costos de la tarifa podrían verse afectados”.

La Eegsa atiende a los usuarios de en tarifa social y no social en los departamentos de Guatemala, Escuintla y Chimaltenango.

Dimas Carranza, gerente de regulación y tarifas de Energuate indicó que las tarifas de esas distribuidoras sí se ven afectadas por variaciones de los combustibles y el spot.

La mitad de la energía que se adquiere está afecta a los precios de combustibles y al spot ya que existen contratos de opción de compra “es decir que si es más bajo el spot que el contrato se compra del spot y viceversa”, al referirse a las condiciones del mercado actual.

La generadora con carbón Jaguar, con capacidad de 300 megavatios, tiene un contrato para proveer a Deocsa y Deorsa. Aunque indicaron expertos en el tema que al salir a mantenimiento Jaguar ésta planta debe adquirir la energía necesaria para cubrir el contrato.

Impacto en la industria

Alonso dijo que los grandes usuarios como industrias,  preferiblemente compran en el mercado spot, y en ocasiones a los comercializadores de energía basan sus contratos en los precios de ese mercado.

Por ello sectores industriales y comerciales podrían tener impactos agregó Quijivix.

En el sector de vestuario y textiles también le impacta.

“Nos afecta porque hoy en día una buena proporción del negocio es la venta de textiles a Centroamérica, y en este segmento de fabricación la energía es un 50% del costo” dijo Alejandro Ceballos presidente del Comité de Vestuario y Textiles (Vestex) de Agexport.

Para los hilanderos la energía es el 70% del costo de producción, para el resto es menor, en actividades como tejer, teñir y acabar, agregó.

Además, comentó que todas las fábricas del sector compran energía en precio spot o tienen contratos con base a esos precios spot.

Javier Zepeda, director ejecutivo de la Cámara de Industria de Guatemala (Cig) dijo que la decisión de adquirir en ese mercado la electricidad es una política comercial de cada empresa. Hay algunas que deciden correr el riesgo porque en ocasiones el spot es más bajo y más favorable, indicó.

A su criterio también se podría ver afectado el sector que exporta energía a Centroamérica.

“Hay un tipo de contratos que tienen las distribuidoras y algunas empresas e industrias de que solo compra cuando es más barata que el spot, para esos sectores podría encarecerse” dijo Carlos Colom, expresidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Los datos de la CNEE

Debido al invierno poco copioso o de sequías prolongadas, la generación con hidroeléctricas bajó 17% durante la época de invierno del año 2018, respecto al año anterior y bajó 10% durante todo el año explicaron autoridades de la CNEE la semana pasada.

Derivado de eso, y de otras condiciones, los precios spot (precio de la compra venta de energía sin contrato)  subieron “porque se tuvo que  quemar búnker en el invierno”, agregaron.

Según la CNEE el precio spot en época de invierno se registró en un promedio de US$75 por megavatio (MW) en el 2018 mientras que en el 2017 en esa misma temporada tuvo un promedio de US$45.

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Para la propuesta inicial presentada por las distribuidoras Deocsa y Deorsa hubo 77 discrepancias de parte de la CNEE, las empresas enviaron su segunda propuesta sin embargo aún resultaron 39 discrepancias refirió dicha Comisión.

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Por ello se decidió ampliar por nueve meses el pliego tarifario actual (que rigió del 2014 hasta el 31 de enero del 2019) hasta que se logre una resolución definitiva explicó Sergio Velásquez, gerente de ese ente.

Procede ahora convocar a la Comisión Pericial, que debe ser conformada por tres expertos, y la cual tendrá 60 días hábiles para emitir una opinión.

Dimas Carranza, gerente de regulación y de tarifas de Energuate mencionó que fueron notificados al respecto, pero entre otros aspectos mencionó que la CNEE no reconoce como costos de distribución el costo del robo de energía por conflictividad.

Las montos de pérdidas

El ejecutivo indicó que estas empresas tienen pérdidas de US$50 millones actuales por conflictividad social de los cuales US$28 millones son por robo de energía de forma directa y US$22 millones que el usuario “no paga en facturas a la distribuidora sino que le paga a grupos al margen de la ley que incentivas este tipo de comportamiento”.

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La CNEE en la actualidad está reconociendo el 13% de pérdidas, sin embargo, las pérdidas de la compañía son superiores al 20%, de las cuales la mitad son pérdidas técnicas y la otra mitad por robo de energía dijo Carranza.

Las distribuidoras habían propuesto a la comisión que les fueran reconocidas “pérdidas eficientes de alrededor de 17%” en promedio ya que se incluyó en el estudio acciones de eficiencia para reducirlas.

Ahora dijo el ejecutivo propondrán al experto según les corresponde dentro del proceso y esperan la resolución de CNEE.

Sin embargo, la compañía mantiene la opción de solicitar un arbitraje internacional, agregó.

Otras discrepancias con la comisión, indicó Carranza, es que la CNEE hace una mezcla de metodologías regulatorias y que no están definidas en la Ley General de Electricidad y su reglamento.

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Una metodología se refiere al sistema contable en el cual le retribuyen a la distribuidora todos los costos reales de la compañía y por otro lado está la otra metodología que se basa en una empresa de referencia eficiente y si gasta mas la compañía corre por su tiempo, explicó.

Para el quinquenio del 1 de febrero del 2019 al 31 de enero de 2024 para Deocsa se pidió un valor nuevo de remplazo de US$806.2 millones y para Deorsa, US$620.4 millones. Sin embargo esos son los estudios que no fueron aprobados por la CNEE.

En el 2014 sucedió de forma similar, la Comisión no aprobó la propuesta de las distribuidoras y hasta posteriormente de vencido el plazo se fijó un nuevo valor.

Qué es el VAD

• El VAD es el valor que las distribuidoras tienen derecho a cobrar a los usuarios por el servicio de distribuirles la energía y el uso de sus redes.
• Comprenden las redes de distribución de media y baja tensión, transformadores, acometidas, sistemas de medición, así como todos los costos de administración, comercialización y operación y mantenimiento de dichas instalaciones, explicó la CNEE.
• El VAD corresponde al costo medio de capital y operación de una red de distribución eficiente de referencia, se añade.
• Se establece para períodos de 5 años.
• Se cobra al usuario en la factura mensual dentro de la tarifa de energía que establece la Comisión de Energía Eléctrica (CNEE) cada trimestre.
• El precio del kilovatio hora al mes que establece esa comisión está integrado por el VAD (costos de distribución), el costo de generación de energía y el costo de transmisión de la energía.
• En el caso de Energuate el plazo del VAD y el pliego tarifario es del 2014 al 31 de enero del 2019.
• El VAD nuevo debía entrar en vigencia el uno nuevo el 1 de febrero, pero como no fue aprobado se amplió por 9 meses y se convocará a una comisión pericial que tiene 60 días hábiles para emitir una opinión.

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La Comisión Pericial

La labor de la Comisión Pericial es un proceso técnico administrativo y no es un arbitraje,  explicó Velásquez. Se integra con un perito propuesto por cada parte.

Además la CNEE y Energuate tendrán tres días para acordar el tercer integrante CNEE y Distribuidoras. En caso de no haber acuerdo, hay dos días para que el MEM lo designe. Y luego de eso, dos días para integrar la Comisión Pericial con los tres peritos.

Velásquez explicó que el lunes 4 de febrero se acordó integrar la Comisión Pericial con lo siguientes árbitros:

• Miguel Révolo (Perú), nombrado por la CNEE
• Hugh Rudnick, ( Chile), nombrado por las distribuidoras de Energuate
• Alejandro Srouga (Argentina), nombrado de común acuerdo.

Los tres profesionales son expertos de amplio prestigio que cumplen con los requisitos establecidos en el marco legal.

Los peritos que integran la Comisión Pericial cuentan con 60 días hábiles para emitir su pronunciamiento estrictamente sobre las discrepancias formuladas, con base en la Legislación guatemalteca y los Términos de Referencia del estudio.

“La Comisión Pericial es un procedimiento administrativo contemplado en la Ley General de Electricidad y su Reglamento y es un paso más dentro del proceso de fijación tarifaria”, agregó el gerente de la CNEE.

Nuevas tarifas trimestrales

Las tarifas de energía para los usuarios de Energuate correspondientes al trimestre del 1 de febrero al 30 de abril se fijaron por la CNEE sin tomar en cuenta un nuevo pliego del VAD.

Sin embargo los usuarios de las distribuidoras de Deocsa, Deorsa  tendrán de nuevo un aumento, de entre Q0.03 y Q0.04 por kilovatio hora al mes (kwh) en las tarifas  a partir del 1 de febrero, según la CNEE por el aumento en los costos de generación de energía, debido a un invierno menos copioso de los esperado y con canículas largas aspecto que provocó menor generación con hidroeléctricas y más con plantas térmicas que operan con combustibles como carbón y búnker.

• En tarifa no social las distribuidoras de Energuate tienen un aumento de Q0.04 por kWh al mes respecto al trimestre anterior. Para los consumidores de Deocsa la tarifa no social llegó a Q1.95 por kWh al mes mientras que para los de Deorsa se fijó en Q1.82.
• En tanto la La Tarifa Social para los usuarios de Deocsa y Deorsa subió Q0.03 y a partir del 1 de febrero la nueva es de Q1.84 y Q1.75 respectivamente.  Este segmento mantiene subsidio a la energía hasta los consumos de  100 kilovatios hora al mes, agregó la Comisión.

El caso del VAD de la Eegsa

En el 2018 la CNEE aprobó el VAD para la Empresa Electrica de Guatemala, S. A. (Eegsa). Aparte de establecer ese cobro por el uso de la red, el pliego para el quinquenio de 2018 a 2023, incluye los cobros fijos por cargos sde administración, además que se crean nuevos segmentos de tarifas como las horarias, prepago, para autoproductores y para el sistema de alumbrado público.

En el caso del VAD, para los usuarios residenciales, pequeños negocios y comercios que están dentro de la tarifa social y no social se fijó en Q0.21 por kilovatio hora (kWh) al mes, una baja de Q0.06; es decir, 21% respecto del que regía hasta ayer.

Y, según los datos de la CNEE, también hay bajas de 15% en el VAD y en cargos fijos para los segmentos usados por la industria y el comercio. Y de 20% y 25% en el VAD de grandes usuarios, que comprende industrias y comercios grandes.

La decisión significará un ingreso menor en unos US$20 millones anuales respecto de la propuesta que hizo esa firma para el plazo del 2018 al 2023, dijo en ese entonces el gerente de Planificación, Carlos Rodas.

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Las tarifas de energía subieron entre 5% a 7% en las tres mayores distribuidoras como Eegsa, Deocsa y Deorsa, durante el 2018.

El comportamiento se debe a los aspectos mencionados como baja en la generación con hidroeléctrica, sustitución de esa generación con carbón y petróleo, aumento de precios internacionales de esos dos recursos, y el tipo de cambio según resume la CNEE.

Para los usuarios de Eegsa las alzas fueron de Q0.06 y de Q0.08 por kilovatio hora al mes (kWh) y para los de Energuate subieron entre Q0.09 y Q0.13 por kWh.

El presidente de la CNEE Minor López indicó que esos efectos se seguirán percibiendo al menos durante dos trimestres del presente año.

El comportamiento para la generación “está impactando las tarifas porque a las distribuidoras se les reconoce el costo del mercado. Este reflejo se va a dar durante dos trimestres más, pero se está buscando la forma en que se mitigue” agregó López.

La CNEE debe fijar la nueva tarifa para el trimestre que regirá a partir del 1 de febrero próximo.

Para el área central, cubierta por la Empresa Eléctrica de Guatemala (Eegsa), la tarifa podría subir Q0.05 por kWh al mes dijo López. Dicha distribuidora atiende los departamentos de Guatemala, Escuintla y Chimaltenango.

En el caso de Energuate aún no se proporcionó algún dato ya que el funcionario explicó que están analizando el nuevo pliego del Valor Agregado de Distribución (VAD) para esas distribuidoras, que tiene relación también con las tarifas al usuario.

Se está trabajando con las distribuidoras ya que se está buscando que se mitigue el impacto. La regulación permite usar la figura de fondo de estabilización para evitar volatilidad en las tarifas al usuario. Con este se diluiría la aplicación de las alzas en varios trimestres.

Crece consumo nacional

La demanda de energía eléctrica en el país creció 3.6% mientras que la generación de plantas instaladas en Guatemala subió 5.6%, con lo cual también se atendieron las exportaciones para Centroamérica y México, según datos proporcionados por ese ente.

Sin embargo, debido al invierno poco copioso o de sequías prolongadas, la generación con hidroeléctricas bajó 17% durante la época de invierno y 10% durante todo el año explicó López.

Durante el año las hidroeléctricas cubrieron el 40.1% de la demanda de energía mientras que en el 2017 había llegado a 47%. Mientras que la generación

La demanda fue atendida con generación térmica y la cobertura con carbón subió 38%, sin embargo los precios internacionales de carbón y del búnker subieron 26% y 28%, respectivamente, entre el invierno del 2018 con respecto a los registrados en el mismo período del 2017, agregaron López y Fernando Moscoso, jefe de tarifas de dicha Comisión.

Otro aspecto que afectó los costos fue la depreciación del tipo de cambio ya que el Quetzal pasó de Q7.32 por US$1 en el 2017 a alrededor de Q7.70% en el 2018, añadieron.

Generación, demanda y exportaciones en 2018

• Generación total en el país en Sistema Nacional Interconectado (SNI): 12,522.39 gigavatios hora (GWH).
• Demanda en el país (SNI): 10,833.35 GWH
• Exportaciones: 2,104.89 GWH
• Importaciones: 415.84 GWH

Hidroeléctricas

Anaité Guardado, directora ejecutiva de la Asociación de Generadores con Renovable (Ager) dijo que desconoce los datos mencionados por la CNEE sin embargo indicó que el comportamiento de la lluvia está siendo afectado por las condiciones del cambio climático. A diferencia del 2017, el 2018 no fue muy lluvioso, pero el año pasado hubo épocas de sequías prolongadas añadió le ejecutiva.

Romeo Rodríguez, actualmente consultor, y exministro de Energía, agregó que las hidroeléctricas generaron en promedio solo el 75% de lo programado para el año.

Derivado de eso, y de otras condiciones, los precios spot (precio de la compra venta de energía sin contrato)  subieron “porque se tuvo que  quemar búnker en el invierno”, agregó.

Según la CNEE el precio spot en época de invierno se registró en un promedio de US$75 por megavatio (MW) en el 2018 mientras que en el 2017 en esa misma temporada tuvo un promedio de US$45.

Cómo se compone la generación

El 47% de la energía su generados con recursos renovables principalmente las hidroeléctricas además solares, eólicas, además el 53% con no renovables (carbón, búnker) mencionó Melvin Quijivix, gerente de la firma X´agon.

Agregó que el 51% de la energía generada en el 2018 fue en Escuintla, el 21% en Alta Verapaz, le sigue Quiché con 7% y Santa Rosa con 5%.

Tarifas actuales

Los usuarios de tarifa social son beneficiados con subsidio a la energía hasta consumos de 89 kilovatios hora al mes.

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En tanto las alzas serán mayores  en esta ocasión son para los usuarios de Empresa Eléctrica de Guatemala (Eegsa) los que registrarán incrementos entre tres y medio a casi cinco centavos de quetzal, representando alzas de entre 3.5% a 4.2% respecto de las tarifas vigentes hasta este miércoles.

Las nuevas tarifas

Las tarifas para el nuevo trimestre estarán vigentes desde el 1 de noviembre hasta el 31 de enero del 2019.

Para los usuarios de tarifa social queda de la siguiente forma

• Deocsa, Q1.81 por kWh al mes, aumento de Q0.03 (1.7% más)
• Deorsa, Q1.72, alza de Q0.04 (2.1% más)
• Eegsa, Q1.12, aumento de Q0.04 (3.5% más).

La CNEE explica en un boletín que tarifa social, se aplica a 2.8 millones de familias guatemaltecas, que equivale al 94% de usuarios del país.

En ese segmento tienen un consumo mensual de hasta 100 kilovatios hora alrededor de 1.7 millones de familias guatemaltecas, es decir el 60% de usuarios del país, las cuales son beneficiadas con un subsidio en su factura aportada por medio del Instituto Nacional de Electrificación.

Para los usuarios de tarifa no social queda así:

• Deocsa, Q1.91 por kWh al mes, Q0.04 de aumento (1.9%).
• Deorsa, Q1.78, alza de Q0.04 (2% más)
• Eegsa, Q1.17, aumento de Q0.05 (4.2% más).

La tarifas no social, se aplican al 6% de usuarios del país.

Menos  generación hidroelétrica y más térmica

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) expone que los cambios mantienen “un comportamiento de relativa estabilidad con variaciones moderadas”.

El ente regulador, encargado de fijar las tarifas explica que las variaciones responden a una temporada de lluvias escasa e irregular que impactó en la generación hidroeléctrica y que requirió una mayor participación de la generación térmica.

Explicó que la generación de energía con hidroeléctricas en el trimestre de julio  a septiembre del 2018, que se toma en cuenta para calcular las tarifas para el semestre de noviembre del 2018 a enero del 2019, tuvo una reducción del 25% conrespecto al  mismo trimestre del 2017.

Mientras que se incrementó la generación térmica en ese mismo plazo en 98%.

A eso se añade que los precios del petróleo tuvieron un incremento del 4% en el trimestre y el carbón de 34%. Además de un incremento del tipo de cambio.

Todos estos aspectos generaron un aumento en los precios spot (compra venta de energía sin contrato) de hasta 52% entre junio y agosto, aunque en septiembre volvió a reducirce.

A esto se suma el incremento en los precios internacionales de los combustibles y el tipo de cambio del dólar de Estados Unidos frente al Quetzal.

“Estos aspectos impactan de manera relativa en los costos de compra de las Distribuidoras, así como en el precio spot de la energía en el Mercado Mayorista. Aun con estas contingencias, dada la evolución de la matriz energética, se han amortiguado dichas variaciones” expone la CNEE.

Y,añade en su comentario que “en este contexto se ve la importancia de seguir avanzando en la diversificación de la matriz energética y el desarrollo de proyectos de generación con recursos renovables, de acuerdo a la Política Energética 2013-2027 establecida por el Ministerio de Energía y Minas”.

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Urizar: “Es complicado que el usuario lo pague”

Carmen Urízar, expresidenta de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), explicó las complicaciones que conlleva la conflictividad social, con el robo de energía e impago de los servicios a las distribuidoras de Energuate.

Urízar mantiene su postura acerca de que no se puede justificar, desde el punto de vista económico, que se carguen  al usuario que sí paga por su servicio de  energía  las pérdidas que tienen las distribuidoras Deocsa y Deorsa.

En el 2014 —siendo Urízar presidenta de la CNEE—, no les fue reconocido el total de las  pérdidas solicitadas.

¿Es posible que se reconozcan en el VAD las pérdidas por hurto de energía e incobrabilidad del servicio?

Dentro del procedimiento del VAD creo que es un poco complicado, porque el mismo  procedimiento considera los  criterios técnicos de la evaluación de una tarifa.

Generalmente, refleja las pérdidas técnicas que son consecuencia de temas operativos o de ingeniería como  pérdida en la línea. Sin embargo,  las  pérdidas  por robo e impago de energía reciben el nombre de no técnicas, porque se deben a cuestiones exógenas a la operación del distribuidor y que están fuera del alcance de lo que puede hacer él solo con inversiones propias.

¿Se ha reconocido alguna vez por esas dos razones?

En el pasado y en todas las fijaciones de los VAD, este no se ha reconocido porque no hay forma de poder cuantificar, aunque en el último estudio que hicieron se trató de hacer una aproximación.

En el  2014, cuando presidía  la CNEE, expuso  que los usuarios que sí pagan por el servicio no debían asumir ese costo. ¿Mantiene la misma postura?

Mi posición continúa como en el 2014, y ahí era mucho más enfática siendo parte del regulador.

Es complicado reconocerlas,  porque el símil que mencionaba es que esas pérdidas no técnicas, que al final es robo de energía, son  el equivalente a lo que  un empresario enfrenta con el robo de su producto o bienes en otros sectores productivos. Entonces, cargárselo al usuario que sí está pagando es un poco complicado justificarlo desde el punto de vista económico.

¿Cómo puede resolverse la situación de la conflictividad hacia el tema de la energía, que ya lleva varios años?

Ese tipo de problema excede a lo que el sector eléctrico puede dar una solución. El problema ha ido incrementándose.  El robo de energía está tipificado en el Código Penal, pero sigue aumentando precisamente porque no hay castigos y el estado de Derecho no ha hecho cumplir y exigir, pero eso está fuera de lo que es la signatura del regulador y del Ministerio de Energía. Eso ya es labor del sistema de justicia.

¿Qué se debe hacer  para disminuir la conflictividad y el impacto a  la  empresa?

Es un problema que excede a las autoridades eléctricas, tiene que ver con el estado de Derecho,  el sistema de justicia y la  precariedad de hacer cumplir la ley a través de castigos que eliminen la motivación de robar. Pero  sí tiene un efecto sobre el sector eléctrico porque afecta la liquidez de la distribuidora.

Carranza: “Está en riesgo el suministro”

Dimas Carranza, gerente de regulación y tarifas de Energuate, afirmó que la solicitud de cobrar al usuario como parte del VAD las pérdidas por robo de energía y servicios incobrables tiene  respaldo técnico y legal.

De no reconocerse la totalidad y de continuar la conflictividad, el ejecutivo indicó que se pone en riesgo no solo a las distribuidoras Deocsa y Deorsa, sino al resto de la cadena de suministro de electricidad.

Energuate presentó a la CNEE su propuesta del Valor Agregado de Distribución (VAD), que debe entrar en vigor el 1 de febrero del 2019.

¿A qué se debe la solicitud de que el resto de usuarios pague dentro del VAD por las pérdidas por robo de energía o por casos incobrables?

En el 2014, la CNEE dijo que no se iban a  reconocer, pero no nos dio ninguna justificación técnica o  regulatoria. Lo volvemos a presentar, porque la  ley y su  regulación sí  definen el tema de pérdidas técnicas y no técnicas, aunque  no definen un valor establecido.

Es normal en cualquier parte del mundo que las reconozcan. Obviamente, es poco habitual en otros países  tener el volumen de pérdidas por robo de energía  como las que tenemos en  Guatemala.

¿La CNEE les reconoció algo para el VAD para el quinquenio del 2014 al 2019?

Sí las ha reconocido, pero no en el nivel solicitado. A Deocsa le fue reconocido por pérdidas por robo  alrededor de 4.5%, a Deorsa de 3.9%. A EEGSA, 2.2%. También se tomó en cuenta hace cinco y hace 10 años.  Por cuentas incobrables  por la conflictividad social se reconoció 0.5% a Deocsa y Deorsa y un poco menos a EEGSA.

¿Por qué consideran que no es  suficiente ese porcentaje?

No es suficiente. En Deocsa tenemos pérdidas de 22% y estamos solicitando 19% para el 2019,  entre pérdidas técnicas y no técnicas. De eso, 8.5% son de pérdidas por  robo e incobrables en Deocsa, mientras que en Deorsa son de 6%.
Que nos aprueben menos no solo pone en riesgo a Energuate, sino que  nos  dejan en una situación que  pone en riesgo a toda la cadena del suministro  eléctrico. Habrá déficit de caja y no se van a poder cumplir compromisos de pago a proveedores.

¿A cuánto ascienden las pérdidas por esos rubros?

Energuate está perdiendo US$50 millones al año; de esos, US$28 millones son por robo de energía y US$22 por cuentas incobrables.

Son cálculos que la CNEE posee para los  ajustes trimestrales de la tarifa. Determina el robo de la energía  y se lo descuenta a Energuate.

¿Qué proponen para disminuirlas?

En el estudio del VAD  que se presentó este año a la CNEE, se incluyeron acciones transitorias en donde se   define una senda para  reducción de pérdidas no técnicas, pero difícilmente podemos salir de eso si no se aplican las  obligaciones del Estado de Guatemala en términos del hurto de energía.

Si no se corrige ahora, va a estar en riesgo no solo la sostenibilidad de Energuate, sino de todo el sector.

¿Han presentado denuncias por robo de energía?

A la fecha, Energuate ha presentado  dos mil 300 denuncias por esos ilícitos,  y se han emitido 90 órdenes de captura, y de esas han ejecutado 88. De las capturas  se ha  condenado a 40 personas, pero en la actualidad  ninguna está detenida, porque  han pagado multas que van entre Q100 a Q15 mil, y salen libres.

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Niveles de pérdidas

Dimas Carranza, gerente de regulación y Tarifas de Energuate explicó que para la Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. (Deocsa) solicita que se les reconozcan 19.2% de pérdidas para el quinquenio del 2019 al 2024, de estas el 8.5% corresponden a pérdidas generadas por conflictividad social (como servicios incobrables y hurto de energía).

Mientras que en la Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. (Deocsa) piden el reconocimiento de 16.5% de pérdidas de la cual alrededor del 6% es por conflictividad, agregó el ejecutivo.

Para el quinquenio vigente la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) reconoció el 13.2% de pérdidas a cada distribuidora pero no aceptó las que se derivan de la conflictividad como lo había pedido Energuate.

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La empresa dio a conocer durante la semana que las pérdidas anuales por esos motivos son de alrededor Q370 millones anuales (Q203 millones por pérdida directa por robo y Q167 millones por impago). Se agregó que hay más de 900 comunidades en conflicto con las distribuidoras que significan 126 mil personas.

Sube valor

En el 2017 se dispararon los incidentes principalmente contra el sector de energía eléctrica, indicaron los consultores de Quantum firma que elaboró el estudio para Energuate.

En la propuesta de US$1 mil 426.6 millones para el VNR de ambas distribuidoras, US$1 mil 065 millones corresponden a los activos propios y US$361.3 millones de los activos donados provenientes del Programa de Electrificación Rural (PER), por este último concepto no pueden cobrar el VAD.

El Valor Agregado de Distribución (VAD) es el nexo entre los ingresos anuales requeridos por la empresa distribuidora de electricidad y el cálculo de las tarifas eléctricas para recuperar esos ingresos. pic.twitter.com/xufNB7BUoo

— CNEE (@CNEEGuatemala) October 12, 2018

La estimación del VNR a cinco años también lleva integrado el crecimiento de la red de distribución incluyendo los planes de construcción de 16 nuevas subestaciones, las estimaciones de crecimientos anuales de entre 2.3% a 2.5% en la demanda de energía y entre 2% y 2.5% en el número de clientes.

En conjunto Deocsa y Deorsa conectan unos 55 mil clientes nuevos cada año, más de 250 mil por quinquenio. Carranza evitó comparar montos entre la propuesta de hace cinco años indicando que el anterior se hizo con precios base al 2011 y el actual al 2016, entre otras variables.

Datos de la Comisión de Energía Eléctrica (CNEE) mencionados a febrero del 2016 refieren que el VNR de las dos distribuidoras sumaba US$808 millones. Mientras que la anualidad estaba en US$173 millones.

Carranza también evitó hacer comparaciones respecto de cuánto se llegará a cobrar con la nueva propuesta. Aunque aceptó que se pudiera dar un alza en el VAD mencionó que se puede diluir dentro del resto de costos para los usuarios. Sin embargo mencionó que quienes pueden percibir impacto son el 30% de usuarios que no están cubiertos con el subsidio para la tarifa social.

La CNEE divulgó la propuesta de Energuate donde aparece un pliego de tarifas que resultarían luego de aplicársele el nuevo VAD. En este caso en Deocsa la tarifa no social estaría en Q2.44 por kilovatio hora y la social en Q2.33, mientras que en Deorsa en Q2.09 y Q2.00 respectivamente.

En el 2014, la entonces presidenta de la CNEE, Carmen Urizar dijo que “no se cobrará al que sí paga”, al exponer su desacuerdo en que las cuentas incobrables o hurto de energía se cargara en la factura a quienes sí pagaban por su servicio.

.@Energuate_ presenta hoy en audiencia pública el Estudio del Valor Agregado de Distribución (EVAD). pic.twitter.com/DC6G1VlQRJ

— CNEE (@CNEEGuatemala) October 12, 2018

Urizar no respondió ayer para conocer su postura al respecto de la nueva propuesta pero Carlos Colom, expresidente de la CNEE, mencionó que las condiciones de conflictividad se han salido de control y que si no se reconocen las pérdidas deberá reconocérsele a Energuate una estructura más fortalecida para enfrentar esa situación con mayor personal de  diálogo, abogados, seguridad y otros temas que permitan brindar sus serivcios.

Las empresas incluyeron dentro de estudio del VAD informes de pérdidas elaborados por la firma Cabi en enero de 2018, en los que refieren que “lo que más ha perjudicado —el incremento de la conflictividad— ha sido el tema del alumbrado público y que se usa como pretexto para accionar en contra de los proyectos hidroeléctricos y de las operaciones de Energuate”.

En el 2017 se dispararon los incidentes ya que se registraron siete mil principalmente contra el sector de energía eléctrica indicaron los consultores de Quantum firma que elaboró el estudio para Energuate.

La firma mencionó dentro de su presentación un programa de mitigación de del nivel de conflictividad que incluye negociación, proyectos y operación normal, con estrategias de recuperación mediante acciones sociales y comerciales y mantener canales de comunicación.

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Fernández explicó que en caso de sufrir daños y salir de operación Chixoy, para sustituir el aporte que ésta significa al sistema de electricidad y cubrir la demanda del país, se tendría que generar con otras plantas pero que en época seca el resto de hidroeléctricas podrían no producir lo suficiente y se tendría que convocar a plantas que generan con recursos con costos mayores.

El aumento sería a futuro y dependiendo del tiempo que pudiera pasar fuera de operación, comentó

La tarifa para los usuarios regulados se fija por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) para un plazo de tres meses, con datos de costos de generación de los tres meses anteriores.  

Subsidio 

Escobar, vicepresidente del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) dijo que de sufrir algún daño la planta estatal que genera ingresos para ese ente ya no podría sostener el subsidio y aporte para la Tarifa Social.

Los usuarios de Energuate a los que se subsidia y que en la actualidad solo pagan Q0.50 o Q0.75 por kilovatio hora al mes tendría que empezar a pagar entre Q1.69 y Q1.78, agregó.

La planta tiene capacidad para generar 281 megavatios, y el Inde dejaría de tener ingresos de Q5 millones por cada día que no opere, añadió Escobar.

Piden apoyo

El funcionario indicó que ese ente ya solicitó al Ministerio de Gobernación apoyo para que se brinde seguridad a la hidroeléctrica, planta que calificó como un activo estratégico para el país. A las entidades pertinentes del Estado se les solicitó que continúen el diálogo y logren soluciones al conflicto.

Expuso que han existido amenazas de incendiar la bocatoma de Chixoy, y disparos al aire, pero expresa que “si esos disparos y amenazas se dieran frente al Palacio (Nacional de la Cultura) de inmediato se hubiera actuado, por eso es importante que actúen para proteger un activo estratégico del Estado”.

Sin embargo, mencionó que no van a desalojar a la fuerza a nadie, sino que respetan el diálogo y esperan que se logren soluciones, pero podrían analizar dentro de las acciones legales presentar denuncias contra quienes están haciendo esas amenazas. 

El martes el Ministerio de Gobernación respondió a Prensa Libre que “se  privilegiarán las negociaciones que permitan dilucidar las controversias”, según Fernando Lucero, vocero de la entidad. Una vez se concluya con el diálogo, la cartera analizará el estado de la situación para emprender acciones, agregó.

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Aunque el nuevo pliego tarifario entró en vigencia este uno de agosto, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) le fijó a dicha empresa nueve meses para poder aplicar ese segmento de tarifas incluido en el estudio del Valor Agregado de Distribución (VAD) para el período 2018-2023 para empresa.

Mientras que Rodas explicó que ese plazo servirá a la empresa para prepararse y lanzar una campaña informativa y educativa para el usuario.

Para lograr impacto de esa reducción el usuario debe tomar en cuenta varios aspectos, para evitar efectos contrarios.

Por ejemplo la tarifa no social actual (de quienes consumen de 300 kilovatios hora -kWh-al mes en adelante) es de Q1.12 por kWh al mes. Esta es como un promedio de las diferentes tarifas que se registran durante las 24 horas, mencionó Rodas.

Sin embargo para la tarifa horaria la CNEE fijó varios segmentos, propuestos por la empresa:

• Tarifa por energía en punta, es decir en el horario de más demanda del día  (de 6 de la tarde a 10 de la noche) se fijó en Q1.20 por kWh al mes.
• La intermedia, de 6 de la mañana a 6 de la tarde, Q1.11.
• Y para la hora de menor demanda, de 10 de la noche a 6 de la mañana del día siguiente se fijaron dos:
• De Q1.06 que se aplicará al volumen de energía que ya consume actualmente en esos horarios, y
• La de Q0.88 por kWh al mes por la energía adicional que consuma en ese horario a partir del cambio de segmento tarifario.

Por ello, insistió el ejecutivo de la firma que el usuario debe aprender a usar la energía, porque sino el cambio podría ser contraproducente y que al final del mes le salga más caro.

Si una persona o empresa se pasa a este nuevo segmento de tarifas pero en lugar de usar más energía en los horarios de menor precio, consume igual o más en los horarios de mayor demanda (de 6 de la tarde a 10 de la noche) y que conllevan un mayor precio, no logrará ahorros.

Por ejemplo gastará Q0.08 centavos más por kWh al mes con respecto a una tarifa normal, o entre Q0.14 y Q0.32 más respecto del horario de menor demanda que tendrá tarifas más bajas.

Tips para aprovechar rebajas

Para aprovechar esas tarifas menores se pueden trasladar al final de la noche y  la madrugada los procesos que hacían antes durante cualquier hora del día, por ejemplo el bombeo de agua, si es industria puede trasladar de horarios procesos productivos que le sean posible.

Y, ahora que se impulsa la movilidad eléctrica con buses, vehículos, bicicletas y motocicletas eléctricas, se pueden poner a cargar durante esas horas, ejemplificó el gerente de planificación de Eegsa.

Las tarifas horarios tienen el objetivo de estimular el uso eficiente de la energía y que los consumidores adecuen su uso en horarios de menor demanda. Puede aprovecharse para recargas para transporte y movilidad eléctrica, programación de encendido y apagado de equipos eléctricos como sistemas de bombeo de agua y lavadoras y otros equipos, explicaron el martes tanto Rodas como la CNEE.

A los usuarios que se registren en este segmento se les deberá cambiar el contador de energía por un medidor inteligente.

Prepago

En el caso del prepago, también fue aprobada la modalidad en el nuevo pliego, sin embargo aún no se le ha asignado tarifa.

La CNEE indicó que para este segmento se fijó un plazo de 18 meses para que la empresa lo pueda empezar a aplicar.

Jorge Alonso, gerente de Eegsa, refirió que las personas están acostumbradas al uso mensual de la energía, y que es posible que esta modalidad sea requerida principalmente por comercios, uso de stand en algún tipo de evento específico, incluso en ferias.

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Para los usuarios de  Distribuidora de Electricidad de Occidente, S.A. (Deocsa) subió casi dos centavos (Q0.018) y se situó en Q1.88 la tarifa no social, mientras que la tarifa social subió Q0.01 y se fijó en Q1.78.

En el caso de los usuarios de Distribuidora de Electricidad de Oriente, S.A. (Deorsa), ambas tarifas subieron Q0.01. La tarifa no social fue fijada por la CNEE en Q1.75 mientras que la social, en Q1.69.

“La estabilidad observada en las tarifas, responde a la planificación a largo plazo del sector eléctrico, resultante en la diversificación de la matriz energética, la aplicación de fondos de estabilización y el traslado de penalizaciones por incumplimientos de contratos de generación”, explica la CNEE.

La @CNEEGuatemala publicó este martes las nuevas tarifas social y no social del servicio eléctrico, correspondientes al trimestre agosto a octubre de 2018, para usuarios de @EEGSAGuatemala y @Energuate_ @Economia_pl pic.twitter.com/JF10qo33la

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) July 31, 2018

Sigue subsidio

La CNEE explica que la Tarifa Social, se aplica a 2.8 millones de familias guatemaltecas, equivalente al 94% de usuarios del país.

Este segmento con consumo mensual de hasta 100 kilovatios hora, para alrededor 1.7 millones de familias guatemaltecas, equivalente al 60% de usuarios del país, añade el ente regulador, son beneficiados con un descuento en su facturación, resultado de la aplicación del aporte a la tarifa como un subsidio, según los acuerdo a los criterios definidos por el Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

Los rangos en que se aplican es basadas en los consumos de 0 a 60 kilovatios hora al mes, de 61 a 89 y de 90 a 100 que se aplica con reducciones en forma escalonada.

La reducción del 2% para el caso de Eegsa ya refleja el resultado de la aplicación del nuevo pliego tarifario que regirá por cinco años y que incluye el Valor Agregado de Distribución (VAD), el valor que máximo que la empresa puede cobrar al usuario por el uso de la red de distribución, entre otros programas, proyectos y costos que impulsa la empresa.

La tarifas no social, que se aplican al 6% de usuarios del país.

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Para los consumidores de Deocsa y Deorsa las nuevas tarifas son de Q1.86 y Q1.73 con incrementos de Q0.05 y Q0.03 respectivamente.

Continúan los cargos fijos por servicio administrativo, tasa municipal de alumbrado público y el impuesto al valor agregado.

Similar comportamiento tendrá el segmento de tarifa social. En este se fijó en Q1.10 por kWh para EEGSA, que también reportó aumento de Q0.03. En tanto Deocsa y Deorsa tendrán tarifas de Q1.77 y Q1.68 que también significan alzas de Q0.03. Las tres mayores distribuidoras de energía atienden alrededor de 2.7 millones de usuarios.

Los usuarios de Tarifa Social con consumos hasta 100 kilovatios hora que son sujetos al subsidio denominado “Aporte a la Tarifa Social Inde” son alrededor de 1.7 millones de familias guatemaltecas, equivalente al 57% de usuarios del país, según datos del CNEE.

Las tarifas se derivan del informe de costos mayoristas y precios de energía para el año estacional del 1 de mayo del 2018 al 30 de abril del 2019.

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“En Uber buscamos que lo que pagas esté acorde con lo que viajas”, de esa forma hace el anuncio la empresa de transporte de pasajeros en Guatemala.

El aumento por kilómetro, cuando sobrepasa la distancia mencionada por la compañía, es de casi el 100 por ciento de la tarifa que se aplicaba hasta el pasado jueves.

Una vez que el viaje supere los 20 kilómetros de distancia recorrida, la aplicación de Uber automáticamente agregará Q2.23 a la tarifa por kilómetro establecida.

• Es decir que, a partir de los 20 kms., cada km pasará costar Q4.50 Quetzales.
• Los primeros 20 kms. se mantendrán con la tarifa normal de Q2.27 por km, explicó la compañía.

Por ejemplo, si viaja desde la cabecera de la zona 1 de la ciudad de Guatemala hacia La Antigua Guatemala, el cobro por el tramo de 38.7 kilómetros era hasta el jueves de Q87.85 (Q2.27 por km).

Pero a partir del viernes el total es de Q129.55, dividido así: Q45.40 por los primeros 20 kms. Y los restantes 18.7 kilómetros saldrían en Q84.15.

Tras seis meses de presencia en el país, Uber registra más de 47 mil usuarios guatemaltecos.

En diciembre cuando la compañía anunció sus operaciones en Guatemala informó que la tarifa mínima es de Q12 mientras, y una tarifa base de Q5.25. El recargo por minuto se anunció en esa oportunidad es de Q0.45, mientras que por kilómetro era de Q2.27.

 “El servicio es variable, según el sector. Hay lugares que tienen agua dos o cinco horas al día y otros, más tiempo, pero es la disponibilidad de los pozos”, aseguró.

Siguí explicó que hay 44 pozos  municipales en Villa Nueva, y 89 particulares en condominios, centros comerciales e industrias.

Según el funcionario, el problema afecta más en asentamientos como El Regalito de Dios y Bello Amanecer, donde no se cuenta con pozos y por eso se planifica un proyecto para este año.

Se secan

Siguí señaló que la cobertura del servicio de agua entubada ha crecido muy poco en los últimos años, debido a que todas las fuentes del líquido son pozos y estos han perdido su capacidad, posiblemente como un efecto del cambio climático.

Para muchos vecinos el problema de falta de agua no es nuevo y deben comprarla a empresas privadas.
Énder Casasola, vocero de la comuna, indicó que ahora se debe buscar agua a mayor profundidad, mientras que en años atrás se obtenía de afluentes naturales, más cerca de la superficie.

“El cambio climático es evidente. Antes se buscaba el agua a tan solo 800 pies de profundidad. Ahora se hace a más de mil”, informó.
 

Por grupo

En el asentamiento El Regalito de Dios, zona 8 de Villa Nueva, residen 72 familias, las que se dividieron en cuatro grupos para recibir agua de cuatro chorros, durante una hora, tres días a la semana.

 El tiempo se reduce a solo unos minutos para que cada familia llene sus recipientes y toneles.

“En la hora que tenemos para recibir agua tenemos que pasar 18 personas. A mí solo me da tiempo para llenar un pila y la debemos racionar para que nos alcance”, refirió  María Luisa Pérez.

Guadalupe Ramírez, vecina de ese mismo sector, indicó que cada familia paga entre Q15 y Q20 a la semana, ya que la cuota total se divide entre el grupo de quienes reciben el líquido.

La situación se ha tornado más difícil en los últimos meses, según los afectados, ya que durante la hora que reciben el agua el chorro es menor y toma más tiempo llenar los recipientes.

El acarreo de agua en ese asentamiento comienza desde las 23 horas. Algunos lo hacen en la madrugada, “cuando hay más presión en los chorros”, y otros más tarde, aunque cae en menor cantidad.

Meses atrás, la Coordinadora Nacional para la Reducción de Desastres recomendó a los residentes de este asentamiento abandonar el lugar, debido a que se considera vulnerable, porque se encuentra en  la orilla de un barranco.

El comunicado de la CNEE refiere que la Tarifa Social, tuvo reducciones sensibles de entre Q0.05 yu Q0.12 con relación al trimestre pasado. La reducción de costos de suministro aplica en la facturación del 94% de los usuarios del país.

A los precios se adicionarán las rebajas de monto a pagar por el subsidio que el INDE aplica.

En el caso de la Tarifa No Social, el ajustre trimestral se calculó con base en los costos de suministro del trimestre enero-marzo 2017, y los precios de energía a trasladar quedan de la siguiente manera:

• Usuarios de Eegsa pagarán               Q1.1001
• Usuarios de Doecosa pagarán           Q1.7702
• Usuarios de Deorsa pagarán              Q1.6609

Las tarifas anteriores muestran variaciones de entre 0.04% y 5.8%. Para el caso de Eegsa, los prec ios se mantienen estables y aplican al 4% de usuarios y para las otras dos distribuidoras se observan variaciones de 4.3% y 5.8%, y corresponde al 2% del total de usuarios.

¿Cuál es el impacto de la suspensión de hidroeléctricas?

Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), se incrementa el costo diario de generación de energía en Q2.6 millones por tener que convocar energías con tecnologías más caras.

Ese impacto es en época de verano cuando normalmente no hay tanta generación hidroeléctrica; sin embargo, el impacto mayor podría darse en época de invierno.

Esta semana se notificó por la Corte de Constitucionalidad que se debe suspender la licencia de los proyectos Oxec 1 y 2, con capacidad de 86 megavatios, pero no se sabe cuántos más pueden ser.

Esa incertidumbre genera mucho daño porque detiene inversiones a futuro.

Hay que recordar que la falta de inversión en el pasado nos llevó, en la década de 1990, a tener que racionar electricidad y no se quiere volver a eso.

¿Qué efecto tendría para el usuario?

El sobrecosto de Q2.6 millones va de manera directa a la tarifa que todos pagamos.

El AMM añadió que el costo de operación de todo el sistema eléctrico, si ya no hay proyectos, podría subir 35% porque también se incrementa el costo de las reservas a otros costos asociados.

¿En qué momento se llegaría a un punto crítico?

En la actualidad hay excedentes por lo que en el corto plazo no se tendría que racionar.

Visualizamos impactos de corto, mediano y largo plazo.

Son a corto plazo cuando las sentencias suspenden proyectos que ya están operando y hay que sustituirlo con otra tecnología. En el mediano y largo plazo le puedo mencionar que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica hizo un estimado de que si no se continúa con la construcción de las hidroeléctricas, los costos de energía podrían aumentar hasta en 400% a futuro.

En la actualidad, la capacidad instalada de generación es mayor a la demanda casi en mil megavatios

Temas sensibles: Convenio 169 y alumbrado público

Según la Asociación de Generadores con Energías Renovables, hay 14 proyectos hidroeléctricos suspendidos, que suman 452 megavatios y que representan una inversión estimada de Q10 mil 871 millones.

De acuerdo con Carlos Colom, presidente de la asociación, el mayor problema que enfrentan es la falta de reglamento al convenio 169 de la OIT, que se refiere a las consultas a los pueblos indígenas del área cercana a los proyectos.

El sector mantiene la solicitud de que se emita el respectivo reglamento, y aunque hace alrededor de dos meses el Ministerio de Trabajo informó que tenía ese tema a su cargo, a la fecha no se ha concretado.

“Entendemos que no es un tema fácil y que se deben llevar las discusiones para que salga bien, pero se debe agilizar”, afirmó Colom y destacó la sensibiliad que provoca el tema.

El otro problema, dijo, es la conflictividad generada por los altos cobros por las tasas de alumbrado público. En ese caso Energuate ha informado que 6 de cada 10 de sus usuarios pagan más por alumbrado público que por su consumo propio.

Las hidroeléctricas deben de cumplir con los estudios de impacto ambiental y lo que se establece es cómo dejar un caudal ecológico, entre otros. Y quien no lo cumpla deberá ser sancionado. “Si hay algo que mejorar hay que sentarse a discutir, pero no va por la vía de suspender autorizaciones operando”, aseguró Colom.

Las modificaciones establecen que el precio del parqueo por mes es de Q500 para los automóviles, Q12 por hora y Q6 por 30 minutos.

Para las motocicletas el costo por hora será de Q1 y para quienes deseen dejarla todo el mes, deben pagar Q75.

Anteriormente el precio por estacionar un vehículo durante una hora era de Q8, y al mes se pagaban Q300.

La comuna cuenta con 600 espacios para estacionamiento de vehículos en los siete parqueos que administra.

La modificación de la tarifa aplica para los parqueos  Plaza Central, El Sagrario del Mercado Central, Plaza El Amate y Plaza Barrios, todos en la zona 1. También en La Parroquia,  zona 6, y  Plaza Italia, zona 9.

Lo que la Empresa Municipal de Tránsito (Emetra) pretende es equiparar el cobro en los estacionamientos municipales con el de los espacios privados.

En el presupuesto de Emetra para el 2017 se estima que por tasas de estacionamientos municipales  se recaudarán aproximadamente Q14 millones 335 mil 425, y por las   de  los parquímetros se captarían Q4 millones 212 mil.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) informó que el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) mantendrá el subsidio durante ese trimestre de forma de que los clientes que consumen de 0 a 60 kilovatios hora (kWh) al mes paguen solo Q0.50,  y los de 61 a 88 kWh pagarán Q0.75 por kWh.

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Sin embargo se efectuará el quinto escalonamiento para el segmento 89 a 100 kilovatios hora (kWh)

En el caso de Deocsa y Deorsa,  que forma parte de Energuate, la nueva tarifa a pagar en ese grupo es de  Q1.04 y de Q1.02 por kWh, respectivamente. En el trimestre que está por concluir está en Q0.99 y de Q0.97 en forma respectiva.

Para la  Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa), la tarifa para ese rango llegaría a Q1.

Este escalonamiento fue aprobado para aplicarlo en cinco años de modo que los usuarios en ese plazo pasena pagar la Tarifa Social total. 

Tarifas fijadas por CNEE

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) fijó la tarifa no social para los usuarios de Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa) en Q1.10 por kilovatio/hora (kWh) al mes, Q0.03 menos respecto del trimestre que está por concluir.

Entretanto, las tarifas de las distribuidoras Deocsa y Deorsa se mantendrán en Q1.69 y Q1.57, respectivamente.

Eegsa esperaba una baja mayor a la aprobada por la CNEE, de entre Q0.05 a Q0.08 por kWh, declaró la semana pasada el gerente de esa firma, Jorge Alonso. Aun así, las tarifas son las más bajas reportadas en los últimos ocho años.

En el caso de la tarifa social, la de Eegsa seguirá en Q1.13 por kWh, pero Deocsa y Deorsa subirán Q0.02 y se fijaron en Q1.82 y Q1.87, se agregó.

Sin embargo, para estos segmentos sociales, según la CNEE, se mantendrá el aporte del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) para subsidiar a quienes consumen de 1 a 60 kWh, de 61 a 88 y de 89 a 100, según el rango de consumo.

Entretanto, las tarifas de las distribuidoras Deocsa y Deorsa se mantendrán en Q1.69 y Q1.57, respectivamente.

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Eegsa esperaba una baja mayor a la aprobada por la CNEE, de entre Q0.05 a Q0.08 por kWh, declaró la semana pasada el gerente de esa firma, Jorge Alonso. Aun así, las tarifas son las más bajas reportadas en los ultimos ocho años.

En el caso de la tarifa social, la de Eegsa seguirá en Q1.13 por kWh, pero Deocsa y Deorsa subirán Q0.02 y se fijaron en Q1.82 y Q1.87, se agregó.

Sin embargo, para estos segmentos sociales, según la CNEE, se mantendrá el aporte del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) para subsidiar a quienes consumen de 1 a 60 kWh, de 61 a 88 y de 89 a 100, según el rango de consumo.

El titular de Energía, que estuvo presente en todas las audiencias, informó que elaborarán un informe que refleje todas las voces y avanzó que en un plazo de 30 días emitirán un documento que será la “base” para definir el cuadro tarifario definitivo.

Ayer, dirigentes de izquierda como el exministro de Economía Axel Kicillof o el diputado nacional por el Frente de Izquierda (FIT) Néstor Pitrola criticaron la subida anunciada por el Gobierno el viernes y pidieron una actualización de los salarios y la cancelación del “tarifazo”, en una jornada que se extendió hasta la medianoche.

En estos días, también intervinieron a favor o en contra de la subida representantes de asociaciones de consumidores o dirigentes de las principales empresas del sector del gas, así como líderes sindicales y ciudadanos de a pie.

A comienzos de este año, el Gobierno anunció que a partir de abril las tarifas de gas se actualizarían, después de años congeladas, y aplicó aumentos de hasta el 800% en las facturas de los usuarios residenciales, aunque luego reculó y fijó un tope del 400% ante el fuerte malestar social que generó la medida.

No obstante, diferentes reclamos judiciales contra el llamado “tarifazo” llegaron hasta la Corte Suprema, que tumbó la subida de los precios al considerar que el Ejecutivo que dirige Mauricio Macri no cumplió la formalidad de convocar audiencias públicas previas a la fijación de las nuevas tarifas.

Tras los debates de este fin de semana, el Gobierno busca poder aprobar definitivamente un nuevo cuadro tarifario y reducir así unos subsidios que considera demasiado elevados.

El ajuste trimestral debe cobrar vigencia el lunes 1 de agosto, sin embargo, la tarifa a fijarse depende de la decisión de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), la cual, hasta este miércoles estaba pendiente de notificar a las distribuidoras el monto que se aplicará.
 
Tanto la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa) como Energuate, con base en sus cálculos trimestrales de costos de los meses abril, mayo y junio, prevén que las tarifas seguirán sin cambios, a pesar de un invierno con poca lluvia.

Para los usuarios de Energuate podría darse una leve modificación, al alza, de menos de Q0.05 por kilovatio hora, “pero nada que pueda representar un impacto negativo importante hacia los usuarios”, aseguró Dimas Carranza, gerente de Regulación de esa firma colombiana.

Y para los usuarios de Eegsa, se prevé que las tarifas se mantengan estables, dijo el gerente de Planificación, Carlos Rodas.

Ambos ejecutivos indicaron que aún falta la notificación de lo decidido por la CNEE al respecto.

Eegsa estima que para el próximo trimestre puedan bajar las tarifas en espera de que mejoren los niveles de lluvia en la segunda parte del invierno, comentó Rodas.

En tanto, Carranza indicó que también influirá el ingreso de nuevas plantas, como la generadora con gas natural, Energía del Caribe, que no depende del nivel de lluvias en el país.

Alumbrado público

El cobro y la forma de aplicarlo por el servicio de alumbrado público sigue siendo motivo de dudas y malestar para usuarios y alcaldes.

Este  miércoles se efectuó en el Congreso de la República una reunión convocada por el diputado Álvaro Pop, con autoridades de municipios de San Marcos, quienes mantienen dudas acerca del cobro.

Al respecto, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que en la reunión, el ministro Luis Chang explicó que la decisión de fijar el cobro por alumbrado es facultad del Concejo de cada municipio.

Participaron alcaldes de Ocós, San Pablo, La Reforma, El Rodeo y El Quetzal, departamento de San Marcos.

Jorge Arauz, presidente de la CNEE, expuso que esa comisión “puede asesorar a los alcaldes en el tema, pero es decisión de los presidentes municipales y sus concejos definir la tasa por cobro de alumbrado público que les conviene”, agregó el MEM en su boletín.

Dicho ministerio explicó también que durante la reunión se indicó que los acuerdos alcanzados entre las distribuidoras y las corporaciones municipales son compromisos entre las partes y no individuales.

En esa reunión se buscó despejar dudas que mantienen los alcaldes, “ya que algunos de ellos indicaron que el cobro de las distribuidoras es alto y afecta sus finanzas”, agregó el MEM.

El MEM y la CNEE mantienen su postura de que el cobro por el alumbrado público debe hacerse con base en un porcentaje por consumo de energía en la vivienda.

También participaron otras autoridades estatales y de Energuate.

La tarifa se fijó en Q1.67 por kilovatio hora (kWh), mientras que para los usuarios de Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa) y Distribuidora de Electricidad de Oriente (Deorsa) la tarifa y se mantienen en Q1.13 y Q1.56 por kWh respectivamente.

Este segmento lo componen lo usuarios que consumen de 301 kWh al mes en adelante.

La Tarifa Social fijada tendrá aumento de 2% tanto para Deocsa como la Deorsa y llegó a Q1.759 y Q1.71 por kWh mientras que en Eegsa llegó a Q1.139 agregó la CNEE.

El segmento de Tarifa Social incluye a los usuarios que consumen de 0 a 300 kWh al mes.

Sin embargo en el rango de consumo de 0 a 100 kWh el Inde seguirá aportando subsidio para los usuarios por lo que pagan un precio menor al fijado por la CNEE.

Eegsa atiende los departamento de Guatemala, Escuintla y Sacatepéquez, mientras que las distribuidoras de Energuate atienden los restante 19 departamentos, excepto los municipios donde cuentan con empresa eléctrica municipal. 

Movistar dice que la medida es temporal pero no ha dicho cuándo van a reanudarse las llamadas internacionales.

La prohibición de comprar dólares cada vez más impide a Venezuela a participar en el comercio internacional. Muchas aerolíneas han abandonado el país y el correo internacional ha sido restringido.

El gobierno ha creado unas tasas subsidiadas para el cambio de divisas y requiere que las compañías cuenten con su aprobación previa para convertir la moneda local, bolívares, en dólares. Como el estado no tiene reservas en dólares en gran cantidad en medio de un colapso de la economía, funcionarios encargados del tema se han mostrado reacios a comerciar con moneda extranjera.

Las compañías telefónicas han dicho que tienen deudas por decenas de millones de dólares con proveedores internacionales y que han solicitado al gobierno, sin éxito alguno, para aumentar el costo de las tarifas de las llamadas internacionales.

Las tarifas no han mantenido su valor en frente a una inflación que alcanza cifras de tres dígitos así que una llamada de cuatro horas a Hong Kong cuesta menos de 50 centavos de dólar a la tasa del mercado negro del dólar.

La recién nombrada presidenta de la CNEE estaba postulada entre varias ternas con que contaba el Ejecutivo para dirigir la comisión.

Heimann comentó que el Ejecutivo recibió una solicitud de cámaras empresariales para que  “tomaran en cuenta a las personas que ya habían sido pre calificadas”.

La función principal de la CNEE es regular y dirigir el desarrollo de las actividades de generación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica en el país.

Antecedentes

El nombramiento de Ancheta es en sustitución de Carmen Urízar, a quien el presidente Jimmy Morales aceptó la renuncia el pasado 9 de marzo. La nueva presidenta de la CNEE desempeñó en el 2013 el cargo de viceministra de Desarrollo Sostenible del Ministerio de Energía y Minas (MEM) durante el gobierno de Otto Pérez Molina y también fue asesora jurídica del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

En el 2015, Ancheta renunció al cargo de viceministra aduciendo asuntos personales, luego de que saliera a la luz el caso de defraudación aduanera denominado “La Línea”, que involucró como cabecillas a los más altos funcionarios del Estado guatemalteco.

La superintendente destacó que la “diversificación de las fuentes de generación han permitido que ya no se dependa, solo, de las fuentes vinculadas al petróleo, las cuales generan mayores costos y un mayor impacto medioambiental” .

Coto agregó que “con esta nueva reducción se confirma la tendencia a la baja en los precios de la energía registrada desde el año pasado” .

Además, se menciona un tercer grupo al cual se le quitaría el subsidio de manera paulatina en un plazo de dos años.

El plan fue trasladado a las distribuidoras y según este, la intención, sería aplicarlo a partir de noviembre próximo.

La propuesta

La propuesta que se habría socializado explica que el rango vigente de consumo que va de 0 a 50 kWh se ampliará hasta los 58 kWh al mes y que el subsidio se mantendrá para que el usuario pague solo Q0.50 por kWh.

El segundo grupo se reducirá, y lo conformarían quienes consumen de 59 kWh a 75 kWh al mes y el cobro sería de Q0.75 por kWh.

Para este segmento se refiere que se modificará el importe de subsidio a partir del 2019.

También se creará un tercer rango para quienes consumen de 76 kWh a 100 kWh al mes, los cuales pagarían Q0.75 pero este subsidio desaparecerá de forma escalonada en un plazo de dos años.

Según ha trascendido, Energuate, que opera a las distribuidoras Deorsa y Deocsa, es el último segmento el que más les preocupa ya que se afectará a unos 228 mil 880 usuarios.

A ese grupo, habrían argumentado, el aumento sería de Q0.12 por kWh cada trimestre hasta llegar a la Tarifa Social total.

Carlos Rodas, gerente de planificación de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A., dijo que el Inde es el ente encargado del tema y el que debe divulgar los detalles, aunque comentó que con el escalonamiento la mitad de los clientes de esa compañía siguen igual, entre 5% a 8% tendrá una mejora y el último segmento tendría un aumento

Prensa Libre consultó al INDE, pero através de su departamento de Relaciones Públicas, dijo que no hay ninguna propuesta firme, y que no se aplicará en el ajuste trimestral de noviembre.

Jaguar es una planta generadora de energía que opera con carbón mineral y con capacidad instalada de 300 megavatios (MW), pero tiene autorizado inyectar al sistema hasta 266 MW.

Según estimaciones del Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (Marn), en el 2010, al entrar a operar, JEG emitirá cerca de dos millones de toneladas de CO2 al año, y se debe calcular un monto para compensación por cada kilovatio generado por la planta de carbón.

La empresa deberá calcular el monto basada en la generación efectuada en el 2015 y trabajar en un plan de ejecución de presupuesto, añadió Montes.

Además, debe solicitar autorización al Marn por el plan de compensación y luego trasladar a la tarifa ese costo cada mes por medio del precio de opción para las empresas distribuidoras.

Por ello, aún se desconoce el monto que se trasladará al usuario y cómo impactará la tarifa.

HISTORIA

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó, en el 2009, a solicitud de JEG, trasladar esos costos.

La firma argumentó en esa ocasión que con las nuevas obligaciones requeridas por el Marn en ese año se incurriría en costos mayores a los estimados en los contratos de suministro a Deocsa y Deorsa del 2008.

En las resoluciones de la CNEE se establece que se incluirá en el precio alrededor de la tercera parte del monto que resulte del cálculo de la compensación del CO2.

En esta fórmula, el factor de compensación equivale a US$0.0004 (Q0.003) por kilovatio/hora que genere Jaguar, según lo estableció el Marn.

Al respecto, el consultor en energía Roberto Barrera dijo que los costos que se agregan a la tarifa afectan al usuario, porque aunque sea un centavo por kilovatio/hora, eso significará más gastos.

Mencionó que la CNEE y el Marn deben auditar generación, planes de compensación y su ejecución. En el 2013, autoridades del Ministerio de Energía y Minas (MEM) reconocieron que el problema de cumplir con las obligaciones emitidas por el Marn es que no hay mecanismos para que se efectúen esos pagos.

Por ello, Jaguar firmó un convenio con el MEM para instalar estufas ahorradoras y hacer reforestación para concretar esas compensaciones.

Barrera cree necesario auditar la compra de carbón que efectúa la planta.